rapport d'enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France

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

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

Consommations et productions intérieures d’électricité

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

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

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

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

Exportations et importations brutes d’électricité

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

Selon certains responsables, cette surcapacité apparente a conduit à des « dérives ». Mme Corinne Lepage ([266]), ministre de l’Environnement de M. Jacques Chirac au sein du gouvernement de M. Alain Juppé, entre 1995 et 1997, comme Mme Dominique Voynet ([267]), ministre de l’Aménagement du territoire et de l’environnement de 1997 à 2001, reprochent ainsi à EDF d’avoir excessivement encouragé le développement en France du chauffage électrique, aux performances discutables à l’époque, pour écouler des volumes plus importants de sa production. Mme Lepage l’affirme : « Puisqu’elle ne pouvait être stockée, cette électricité devait être consommée [en France (puisque) le marché européen de l’électricité n’existait pas ou en tout cas sous une autre forme à l’époque où elle était au gouvernement]. Avec l’accord de l’État, EDF a mis en place une politique de prix très bas pour consommer l’électricité. C’est la raison pour laquelle le chauffage électrique a augmenté en France ».

Le rapporteur souligne que les reproches formulés à l’État n’ont pas été étayés par des éléments factuels auprès de la commission d’enquête. M. Yves Bouvier, précise que le développement du chauffage électrique a été préconisé plus exactement à partir du début des années 1970, et pour les seuls logements neufs bien isolés. Selon M. Bouvier dans les années 1980, plus de 60 % des logements neufs en étaient déjà équipés ; ils ont naturellement absorbé une partie de l’électricité des centrales nucléaires, qui venait se substituer à l’électricité produite à partir du fioul.

Toutefois, l’isolation des logements en question n’aurait pas toujours été assurée et, encouragés par des tarifs préférentiels, des logements anciens ont été progressivement équipés de chauffage électrique sans que leurs performances énergétiques n’aient été renforcées. Le rendement thermique du chauffage électrique étant très inférieur à celui des systèmes fossiles (de l’ordre de 30 %, contre 80 % pour le fioul), les résidents y perdaient en confort, tout en étant incités à consommer plus pour compenser. M. Dominique Maillard rappelle que des débats houleux sur le manque d’efficacité du chauffage électrique se sont déroulés de 1974 à 1980.

Il confirme que, malgré cela, « la surcapacité [en électricité] a indéniablement conduit au développement de nouveaux usages de l’électricité. EDF a engagé des recherches sur le développement du chauffage électrique qui n’ont d’ailleurs pas toujours été encouragées par les pouvoirs publics. Le véhicule électrique n’était alors pas considéré comme une filière, du fait des capacités de stockages, qui étaient perçues comme l’obstacle principal. Les axes de développement commercial d’EDF incluaient par conséquent le chauffage électrique et le développement des usages de l’électricité dans l’industrie. »

M. Jean-Bernard Levy, président directeur général d’EDF de 2014 à 2022, met aujourd’hui en avant le caractère décarboné de ce mode de chauffage ; mais la conjugaison des mauvaises performances des anciens matériels et du défaut d’isolation posent divers problèmes au parc de bâtiments concernés, et notamment à une grande partie des 9 millions de logements ainsi chauffés.

Elle est également la cause de la grande thermosensibilité de notre système électrique ([268]). Un degré de moins en période hivernale correspond à une demande de 2 400 mégawattheures (MWh) supplémentaires de demande ([269]) – que notre pays arrive heureusement à couvrir grâce aux interconnexions européennes. En effet, le développement du chauffage électrique en France étant sans équivalent dans les pays voisins, quand l’Europe subit une vague de froid, la demande électrique est élevée en France, mais augmente beaucoup moins dans les autres pays, ce qui nous permet d’importer.

Le rapporteur souligne que cette surcapacité, qui semble un fait lorsque l’on examine les données de manière statistique, a tout d’une illusion lorsque l’on se place dans une perspective dynamique : la volonté politique de réindustrialisation, le besoin déjà connu à l’époque de sortir progressivement de la consommation d’énergies fossiles, impliquent nécessairement de penser un appareil de production d’électricité majeur et en croissance.

b. Confortés par une production électrique « suffisante », les gouvernements n’anticipent pas les défis à venir ou s’y attaquent timidement

En tout état de cause, la sécurité d’approvisionnement en électricité n’était pas une préoccupation pour les responsables politiques des dernières années 1990, comme Mme Dominique Voynet, ministre de l’Aménagement du territoire et de l’environnement dans le gouvernement « pluriel » de M. Lionel Jospin, de 1997 à 2001, le confirme : « À cette époque, j’étais plus préoccupée par le fait qu’EDF encourageait des usages nouveaux de l’électricité (…) que par la sécurisation des approvisionnements. La question ne se posera que plusieurs années plus tard. La prolongation de la durée de vie des centrales ne constituait pas non plus un sujet de réflexion à la fin des années 1990. Des centrales étaient entrées en service en 2000 et en 2002 et aucune crainte de manquer d’électricité ne se faisait jour. »

Du moins la question ne se posait-elle pas en volumes. M. Jospin dit s’être tout de même inquiété, dès cette époque, de deux difficultés :

– La première, technique, découlant du fait que les centrales nucléaires sont plus adaptées aux consommations de base (constantes) et moins aux pics de consommation, pour lesquels il vaut mieux faire appel à des installations de production plus souples, comme l’hydraulique ou le gaz – On a vu en première partie que les ajustements de production, que permettent les centrales nucléaires françaises, entrainent effectivement une usure plus rapide et un moindre rendement moyen des capacités installées.

De fait, seules les capacités thermiques fossiles présentent une telle souplesse de pilotabilité. C’est la raison pour laquelle il reste nécessaire, en l’état actuel des solutions techniques, de conserver certaines de ces installations. Depuis 30 ans, le recours à ces capacités fossiles oscille ainsi autour de 11 % de la production nationale.

Production électrique des capacités thermiques classiques

Mais, alors que le charbon et le fioul constituaient plus de 85 % des capacités thermiques en 1973, les responsables politiques et industriels se sont attachés à réduire leur contribution : ils ne représentaient plus qu’un peu plus de la moitié en 2010 puis environ 30 % en 2017, progressivement remplacés par le gaz naturel ;

– L’autre tenant à la trop grande dépendance à une seule source d’énergie électrique décarbonée, sans que des éléments étayés explicitant cette crainte n’aient été fournis à la commission.

Cette préoccupation de diversifier les sources d’énergie décarbonées se retrouvera aussi traduite par les lois de programmation relatives à l’énergie adoptées en 2005 sous le gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin, puis en 2009 sous l’impulsion du ministre de l’Écologie, de l’énergie, du développement durable et de la mer, M. Jean-Louis Borloo, et de Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, secrétaire d’État chargée de l’écologie qui succédera à M. Borloo en 2010.

En revanche, les gouvernements successifs ne s’attaquent guère à l’importante dépendance de la France aux énergies fossiles, qui représentaient encore plus de 50 % de la consommation primaire d’énergie et plus des trois-quarts de la consommation d’énergie finale, autrement que par une incitation aux économies d’énergie et par la fermeture progressive des centrales thermiques fossiles les plus anciennes et les plus polluantes.

Les mesures prises pour se libérer du charbon et du fioul sont substantielles, et leurs résultats rapidement perceptibles. « Nous avons réduit la consommation de charbon, la source la plus importante d’émissions de carbone dans l’atmosphère, nous avons fermé les mines de Carmaux, d’Alès et de Gardanne, tout en organisant le réaménagement des sites et la formation des enfants des mineurs à de nouveaux métiers. Nous avons également fermé la centrale à charbon de Penchot », rappelle M. Jospin.

Les fermetures des centrales au charbon et au fioul se poursuivront et s’accélèreront avec la mise en œuvre de normes environnementales contraignantes sur les polluants atmosphériques découlant de directives européennes applicables dès 2005, sans que l’État ait besoin d’intervenir. Quasiment toutes les centrales au fioul se retrouveront ainsi fermées à compter des années 2010, de même qu’une quinzaine de centrales à charbon. Ce mouvement est contrebalancé par la mise en service de centrales au gaz, à une période où le gaz est bon marché et son empreinte carbone considérée comme plus acceptable. Mais les capacités de production fossiles d’électricité reculent tout de même sensiblement.

Au point qu’au début des années 2010 apparaît une préoccupation nouvelle pour la sécurité d’approvisionnement en électricité sur laquelle veille RTE. Le bilan production-consommation finale d’électricité est toujours largement excédentaire. Mais les consommations de pointe ont progressé rapidement dans les années 2000 avec le développement des appareils électriques dans les foyers. Une pointe record de 102 GW, jamais égalée, sera enregistrée pendant la vague de froid de février 2012. Avec moins de capacités thermiques pilotables, qui n’étaient pas remplacées par d’autres sources d’énergies pilotables décarbonées, la France doit pouvoir faire appel à d’autres dispositifs d’ajustement, afin de minimiser le recours aux importations – et rester dans des volumes gérables par les réseaux publics de transport.

À côté du réseau de volontaires aux effacements de consommation, le mécanisme de capacités créé par la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant organisation du marché de l’électricité, dite loi NOME, répond à cet objectif. Mis au point entre 2011 et 2015, il prévoit notamment de rémunérer les capacités nécessaires à l’équilibre du système, comme les centrales à gaz.

RTE précise que si ce nouveau risque de rupture est apparu, il est resté jusqu’en 2016 à un niveau parfaitement acceptable par rapport au critère de sécurité d’approvisionnement choisi par les pouvoirs publics : le critère des 3 heures.

En-dehors du chauffage et d’une partie de l’industrie, longtemps la décarbonation des usages de l’énergie, dans les transports notamment, n’apparaît pas vraiment envisagée, ou semble inaccessible en l’état des technologies. Au reste, les coûts encore supportables du pétrole et du gaz et la plus faible conscience du dérèglement climatique n’incitent visiblement pas à explorer ces voies et à envisager l’alternative que peuvent représenter aujourd’hui l’électricité ou les combustibles renouvelables.

Les gouvernements de la période se sont avant tout attachés à sécuriser les approvisionnements, par des accords avec des pays producteurs, la création de nouvelles routes d’acheminement et le renforcement des acteurs nationaux. M. Borloo ([270]) rappelle notamment l’enjeu d’indépendance que posait déjà le gaz en provenance de Russie. Le gazoduc qui transitait par l’Ukraine avait fait l’objet de contentieux et avait quasiment cessé d’être utilisé en janvier 1999. « Cette tension, qui, si elle a duré peu de temps, survenait pour la quatrième fois en cinq ans, a entraîné le soutien au troisième port méthanier français, à Dunkerque. »

Enfin, le renouvellement du parc nucléaire demeure totalement impensé. Certes, il est considéré de manière partagée que les réacteurs, autorisés pour 30 ans seront prolongés jusqu’à 40 ans voire 60 ans, sous réserve de la validation de l’Autorité de sûreté nucléaire. Mais les réacteurs commencent à dépasser les 20 ans et l’effet falaise – le fait que la construction quasi-simultanée risque de conduire à des fermetures quasi-simultanées – sont des points parfaitement connus. 9 réacteurs avaient dépassé leurs 20 ans en 2001, 23 devaient les atteindre d’ici 2005 et 16 autres d’ici 2010. Non seulement leur prolongation n’était pas acquise, mais leur remplacement, s’il devait être décidé, prend du temps : de tels projets demandent en effet plusieurs années de préparation et les derniers chantiers de construction ont mis plus de dix ans pour aboutir, même en se basant sur une technologie largement maîtrisée.

Pourtant, jusqu’au milieu des années 2000, aucune décision n’est prise, au contraire.

Devant la commission d’enquête, M. Lionel Jospin affirme que son intention était de poursuivre le développement du nucléaire : « nous pensions que l’EPR prendrait la suite, même s’il était au stade des études ».

De fait, le 21 novembre 2000, le Premier ministre répondait devant l’Assemblée nationale que « le Gouvernement reconnaît les bénéfices que la France tire actuellement de l’existence d’un parc important de centrales nucléaires. » « L’évolution de la place du nucléaire fera, le moment venu, - et comme je l’ai déjà dit – l’objet d’un débat scientifique et démocratique qui permettra d’examiner toutes les conséquences de choix possibles et de peser tous les arguments. Les modalités du renouvellement du parc seront évidemment centrales dans ce débat. EDF, les électriciens allemands ainsi que Framatome et Siemens mènent des études et des recherches sur une nouvelle génération de réacteurs électronucléaires à eau sous pression – le réacteur EPR – dotés des performances techniques et de caractéristiques de sûreté encore améliorées. (…) Ces études doivent se poursuivre et se poursuivent actuellement, mais elles ne sont pas aujourd’hui suffisamment avancées pour qu’un débat sur l’opportunité du lancement industriel d’un prototype du réacteur EPR soit posé. » ([271])

Il n’en reste pas moins que le programme commun du Parti socialiste et des verts prévoyait explicitement un moratoire : « Nous réorienterons la politique énergétique de la France en instaurant un moratoire sur la construction de réacteurs nucléaires », affirmait, au printemps, le programme commun du Parti socialiste et des Verts ([272]). D’ailleurs, M. Jospin l’expliquait, dans cette même déclaration de novembre 2000, par le constat que « la demande actuelle d’énergie électrique et (…) la durée de vie de nos centrales actuelles ne [justifiaient] pas une telle commande dans l’immédiat ».

Le Premier ministre de l’époque entérine même, dès son arrivée aux responsabilités en 1997, le renoncement au projet de centrale nucléaire du Carnet en aval de Nantes. Certes, cette décision clôt un dossier bloqué depuis 1974, qu’aucun gouvernement ultérieur ne rouvrira. Mais M. Jospin s’est bien gardé ensuite de trancher explicitement la question de l’avenir du nucléaire, choisissant de renvoyer ce choix à un débat démocratique sans jamais toutefois engager ce débat – ce qui participera à la perte de temps que nous constatons aujourd’hui. M. Jospin n’a toutefois jamais explicitement évoqué la possibilité de sortir du nucléaire ou d’en réduire activement la part dans le mix électrique français, comme il l’a réaffirmé en audition : « Plusieurs gouvernements, avant et après le mien, ont estimé que la France disposait de capacités suffisantes. Certains gouvernements, avant et après le mien, ont même évoqué la nécessité de faire baisser le pourcentage du nucléaire dans la production électrique française. (…) Je n’ai jamais fait de déclaration disant que le nucléaire devait être ramené à tel ou tel pourcentage, je ne me suis jamais exprimé sur ce sujet. »

Il est toujours plus aisé de juger la pertinence d’une stratégie politique avec le recul du temps. Sur le dossier de l’EPR, la suite démontrera que son design n’était pas encore abouti quand il a été décidé d’autoriser la construction d’un prototype en 2004. D’un autre côté, la période d’incertitudes que traversait la filière nucléaire depuis la fin des chantiers nationaux et la montée des contestations antinucléaires, et que le positionnement assez flou du gouvernement Jospin a sans doute entretenue, a fait craindre à la filière de rater une occasion de redonner des perspectives à sa chaîne de valeur, rapporte Mme Kosciusko-Morizet ([273]), et un peu précipité le processus. Quoi qu’il en soit et malgré les déclarations contraires de Mme Voynet dans la presse, M. Jospin conteste qu’une menace de démission de sa ministre de l’Aménagement du territoire et de l’environnement en cas d’autorisation d’un projet d’EPR l’aurait convaincu d’enterrer un tel projet. Il précise ainsi avoir pris au contraire plusieurs décisions n’allant pas dans le sens des attentes du groupe Les Verts, comme le maintien et même le renforcement de la filière MOX. Loin d’arrêter le retraitement, son gouvernement a « moxé » dix nouvelles tranches nucléaires.

Et lorsque Cogema et la filière française d’enrichissement et de retraitement ont été un moment fragilisées par le refus du gouvernement allemand de reprendre les déchets de son industrie nucléaire retraités à la Hague, M. Jospin est personnellement intervenu auprès du Chancelier allemand permettant la reprise des transports de déchets de la France vers l’Allemagne, ce qui restaurait des marges pour l’entreposage des déchets français et a redonné de la visibilité aux industriels.

Mme Anne Lauvergeon ([274]) rappelle que Cogema était à l’époque le point de cristallisation des antinucléaires, en particulier son usine de La Hague, qui recycle les combustibles usés bien que cette technologie réduise fortement les déchets radioactifs. « En même temps, c’était bien vu, puisque la fermeture de La Hague aurait immédiatement eu pour effet d’emboliser tout le système nucléaire français. Ces attaques étaient très sérieuses. »

Se défendant d’avoir nui à la force de la filière nucléaire, M. Jospin souligne avoir stabilisé l’actionnariat de Framatome après le retrait de Siemens, en parvenant à une ouverture du marché national limitée aux plus gros consommateurs industriels (« loi Pierret » du 10 février 2000), et en étudiant des solutions aux sujets très sensibles de la sûreté et des déchets radioactifs (voir infra). Ces actions lui avaient semblé plus essentielles pour l’avenir de la filière nucléaire que le lancement prématuré et non urgent d’un nouveau réacteur, dit-il.

Ce n’est pourtant pas faute de disposer d’études appelant l’attention sur ces questions de durée de vie des réacteurs et de leur remplacement.

La Commission énergie du Commissariat général au Plan avait notamment exploré les « chemins d’une croissance sobre et les défis du long terme » dès 1998.

L’annexe de son rapport, « Les scénarios énergétiques de la France 2010-2020 », rappelle précisément qu’avec l’hypothèse d’une durée de 40 ans des centrales nucléaires existantes, seule une part réduite du parc existant aurait à être remplacée (environ 10 GW) avant 2020, alors qu’avec l’hypothèse de trente ans c’est la quasi-totalité du parc existant qui aurait à être remplacée (43 GW).

De même, le rapport « Étude économique prospective de la filière électrique nucléaire » de MM. Jean-Michel Charpin, Commissaire au Plan, Benjamin Dessus, directeur du programme Ecodev-CNRS, et René Pellat, Haut-commissaire à l’énergie atomique ([275]), remis au Premier ministre en juillet 2000, aborde la durée de vie des centrales, à l’horizon de 2050 cette fois. Un scénario haut tablait sur une consommation de 720 TWh à cet horizon, alors que le scénario bas misait sur une consommation de 535 TWH, la capacité nucléaire en 2050 étant estimée, selon les scénarios, entre 33 et 85 GW – à comparer aux 63 GW disponibles en 2000. Le rapport étudiait à la fois les technologies de maîtrise de la demande d’électricité et les technologies de production électrique, de l’amont à l’aval du cycle.

Le rapporteur relève aussi que, dès fin 1991, un rapport de l’Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (OPECST) alertait les responsables politiques des problèmes engendrés par l’arrêt annoncé des chantiers nucléaires, qu’il s’agisse de la nécessité d’anticiper le renouvellement du parc français pour que les industriels n’aient pas à gérer de trop nombreux chantiers en même temps (une forme d’effet falaise) qui dépasseraient leurs capacités, ou de l’impact qu’une pause prolongée dans le programme nucléaire fera peser sur des industriels comme Framatome, etc. ([276])

En l’espèce, malgré l’alerte de 1991, longtemps, les responsables politiques ne semblent pas s’être inquiétés de l’impact que la mise en suspension de la filière nucléaire, entre l’achèvement des réacteurs de Civaux en 1997-1999 et la relance d’un chantier en 2007, aura sur la préservation de ses compétences.

En effet, une fois que les constructions de centrales se sont arrêtées en France, pour survivre, les acteurs industriels de la filière se sont tournés vers des marchés extérieurs ou ont tenté de se recentrer sur la maintenance, mais ont parfois dû arrêter leurs activités. M. Bernard Fontana, président directeur général de Framatome, témoigne de la rudesse de la transition : « Les premières victimes ont été les activités industrielles. (…) Des plateformes industrielles intégrées ont été découpées. Avec beaucoup d’efforts, certaines activités ont été conservées, mais, de mon point de vue, avec des tailles sous-critiques pour réaliser des programmes industriels de construction. Les compétences ont été perdues avec les départs en retraite. Les ingénieries ont fonctionné en vase clos… »

De son côté, M. Pascal Colombani, administrateur général du CEA de 1999 à 2002, a vu les équipes « se dissoudre », en particulier celles d’EDF. Or, ces compétences sont cruciales pour rester dans la compétition internationale face à d’anciens et nouveaux concurrents russes, japonais, coréens, américains, prêts à investir les marchés qui s’ouvraient dans de nombreux pays, et pour préparer le remplacement à terme du parc national.

Finalement, il faut attendre le gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin (2002-2005) pour redonner des perspectives à la filière nucléaire.

Sa loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programmation fixant les orientations de la politique énergétique pose, d’une part, le principe d’un « soutien à l’industrie nucléaire nationale pour la mise au point et le perfectionnement du réacteur de troisième génération EPR et au développement des combustibles nucléaires innovants » et celui du « développement des technologies des réacteurs nucléaires du futur (fission ou fusion), en particulier avec le soutien du programme ITER, et également des technologies nécessaires à une gestion durable des déchets nucléaires » (article 5).

Ces dispositions renforcent ainsi la recherche sur la gestion durable des déchets nucléaires et sur les réacteurs du futur (dans la fission, avec la réactivation d’un projet de réacteur à neutrons rapides en 2006, et dans la fusion, dans le cadre du programme international ITER dont l’implantation est prévue en France, à Cadarache). Elles seront complétées par la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, qui confirme notamment la mise en place d’un démonstrateur de réacteur à neutrons rapides « avant le 31 décembre 2020 » (article 3). Le projet ASTRID est lancé dans la foulée, avec un premier financement de 600 millions d’euros (M€) du Grand emprunt. Ce projet visant à expérimenter un réacteur de quatrième génération vient combler le vide laissé par la fermeture de Superphénix en 1998 – que l’on évoquera plus loin – dans l’exploration des technologies de recyclage des déchets nucléaires. Il a donc pour but de répondre à deux problèmes posés par la filière nucléaire : la gestion des déchets de la combustion thermonucléaire et la réduction de la dépendance française aux importations d’uranium.

D’autre part, l’article 4 de la loi de 2005 précise que « l’État veille à conserver, dans la production électrique française, une part importante de production d’origine nucléaire qui concourt à la sécurité d’approvisionnement, à l’indépendance énergétique, à la compétitivité, à la lutte contre l’effet de serre et au rayonnement d’une filière industrielle d’excellence, même si, à l’avenir, il fait reposer, à côté du nucléaire, la production d’électricité sur une part croissante d’énergies renouvelables et, pour répondre aux pointes de consommation, sur le maintien du potentiel de production hydroélectrique et sur les centrales thermiques » et fixe, à ce titre, la priorité pour l’État de « maintenir l’option nucléaire ouverte à l’horizon 2020 en disposant, vers 2015, d’un réacteur nucléaire de nouvelle génération opérationnel permettant d’opter pour le remplacement de l’actuelle génération ».

La loi offre ainsi un cadre légal au projet de Flamanville 3, en débat depuis 2002-2003. Le message politique est fort.

Il reste que, même si elles sont expressément invoquées, les principales motivations de cette relance des capacités électronucléaires ne sont pas nécessairement la sécurité d’approvisionnement ou le renforcement de l’indépendance énergétique de la France.

L’actuel président directeur général d’EDF Renouvelables, M. Bruno Bensasson, se souvient que le parc était dit « surcapacitaire », tournant autour de 420 térawattheures (TWh) par an, et les prix assez bas dans les années 1990 et 2000, à 20 ou 30 euros par MWh ; la proposition faite à EDF de construire un EPR pouvait alors surprendre, mais ce projet était présenté comme « une façon de maintenir l’option nucléaire ouverte. Nous sentions que si nous attendions les tensions, nous perdrions encore plus de compétences ». Il s’agissait selon lui de « conserver les compétences au-delà de la sécurité d’approvisionnement ».

L’ancien directeur général de l’énergie et des matières premières, M. Dominique Maillard, souligne par ailleurs l’enjeu de démontrer la capacité de la filière française à construire un EPR pour rester dans la compétition internationale et exporter sa technologie et ses services au-delà de la Finlande où Areva NP construit l’EPR d’Olkiluoto depuis 2004.

Bien entendu, la vitalité des compétences constitue un enjeu important pour la souveraineté de la France. Mais ces approches, éloignées de la question de l’effet falaise ou de la décarbonation du mix énergétique, révèlent que les besoins à venir sont encore assez largement sous-estimés par les responsables publics.

De fait, concrètement, il n’est décidé d’engager la construction que d’un seul réacteur à eau pressurisée européen ou EPR (pour European pressurized reactor).

Interrogées sur la raison de se limiter à un seul projet, les personnes auditionnées avancent plusieurs explications.

M. Maillard dit avoir considéré qu’eu égard à la taille unitaire de l’EPR, de 1 650 mégawatts, un prototype unique suffisait, d’autant plus que des constructions similaires étaient engagées à l’international et que l’on comptait sur les échanges d’expériences entre les équipes finlandaises et françaises d’Areva NP, qui opérait à Olkiluoto.

Par ailleurs, la durée de vie du parc nucléaire était déjà en discussion. Au début des années 2000, une longévité de quarante ans pouvait sembler élevée, mais les États-Unis octroyaient déjà des licences sur soixante ans. Pour M. Cédric Lewandowski, directeur exécutif du Groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique, les gestionnaires du parc étaient davantage concentrés sur la prolongation de sa durée de vie. La question du renouvellement de l’existant apparaissait donc lointaine.

Il reste que de nombreux anciens responsables d’EDF et du CEA ont déploré ce choix de ne lancer qu’un réacteur, car la construction de tranches en parallèle est importante en termes de capacité et de flexibilité du chantier, car elle facilite l’envoi d’ingénieurs d’un site à un autre en cas de besoin ou l’utilisation d’une pièce disponible sur un chantier pour un autre chantier.

En outre, dans la mesure où il permet un partage des expériences, un double chantier aurait peut-être aussi permis de gérer plus rapidement les divers problèmes techniques qu’a rencontré le projet de Flamanville 3. Car, rétrospectivement, la décision de construire ce nouveau modèle de réacteur est apparue précipitée, le design n’étant pas encore complètement finalisé, comme cela se révèlera ultérieurement (voir le point sur l’EPR de Flamanville dans le b du 1 du A de la présente partie).

La décision ultérieure de construire un second réacteur à Penly, que le Président de la République, M. Nicolas Sarkozy, annonce le 29 janvier 2009, était donc bienvenue de ce point de vue, même si elle ne se préoccupait pas de ces conditions d’efficience.

Elle aurait été une réponse à la double inquiétude exprimée par les dirigeants d’EDF de conserver leurs compétences mais aussi, et avant tout, de pouvoir remplacer à terme des centrales susceptibles de fermer en cas de décision négative de la part de l’ASN, explique le ministre chargé de l’industrie, de l’énergie et de l’économie numérique entre 2010 et 2012, M. Éric Besson ([277]).

Au demeurant, M. Jean-Louis Borloo précise que si « nous étions déjà conscients des problématiques liées à la démographie des compétences, je ne dirais pas (…) que l’EPR a été lancé pour ne pas perdre en compétences. En revanche, deux candidats s’étaient portés volontaires pour la construction de Penly : un consortium porté par GDF Suez, et EDF. Le seul argument qui justifiait de confier le projet à EDF était effectivement que face au risque de perte de compétences, il n’était pas souhaitable de développer deux entités de compétences distinctes. »

M. Nicolas Sarkozy ([278]) a expliqué lors de son audition par la commission d’enquête qu’il voulait également s’appuyer sur l’industrie nucléaire française pour relancer l’économie nationale, secouée par la crise de 2008. Peu de temps après la catastrophe de Fukushima, le Président de la République réaffirmait à nouveau sa conviction de l’importance de poursuivre la voie nucléaire.

À ce propos, les responsables de l’époque, à commencer par M. Sarkozy lui-même, confirment que les dossiers nucléaires étaient traités et arbitrés au plus haut niveau de l’État.

Encadré 20 : Conseil de politique nucléaire (CNP)

Un Conseil de politique nucléaire est précisément institué auprès du Président de la République par le décret n° 2008-378 du 21 avril 2008 (qui abroge par la même occasion le décret du 1er septembre 1976 relatif au conseil de politique nucléaire extérieure). Il est mis en place le 21 avril 2009.

Le nouveau conseil est chargé de définir les orientations de la politique nucléaire et de veiller à leur mise en œuvre, notamment en matière d’exportation et de coopération internationale, de politique industrielle, de politique énergétique, de recherche, de sûreté, de sécurité et de protection de l’environnement.

Parmi les réunions qui se sont tenues entre 2009 et début 2012, on peut citer :

– Le Conseil de politique nucléaire du 21 février 2011 qui est suivi par l’annonce par le gouvernement d’un programme de « rationalisation de la filière nucléaire civile ». L’État demande à EDF et GDF-Suez de coopérer à la mise au point du réacteur de moyenne puissance Atmea, développé par Areva avec le japonais Mitsubishi Heavy Industries ; à Areva de transformer en filiale son activité dans les mines d’uranium, et de conclure un accord d’approvisionnement en uranium de long terme avec EDF.

Enfin, le Comité stratégique de la filière nucléaire (CSFN) est créé dans le cadre de la Conférence nationale pour l’industrie, pour renforcer les relations entre les différents acteurs de l’industrie.

– Le Conseil de politique nucléaire du 8 février 2012, qui réagit au rapport de la Cour des comptes sur les coûts de la filière électronucléaire remis le 31 janvier au Premier ministre, en relevant que le nucléaire demeure l’énergie la plus compétitive avec l’hydroélectricité.

Il confirme par ailleurs la nécessité de poursuivre le processus permettant de préparer la validation d’une prolongation des centrales au-delà de 40 ans. Il confirme également la poursuite du projet d’EPR à Penly.

Mme Catherine Cesarsky ([279]), Haut-Commissaire à l’énergie atomique de 2009 à 2012, explique que le Président M. Nicolas Sarkozy était présent à toutes les réunions du Conseil de politique nucléaire auxquelles elle a assisté. Il y en a eu sept entre 2009 et 2010.

La toute première séance fut consacrée au prolongement de la durée de vie des centrales au-delà de 40 ans, « étant entendu qu’il avait déjà été décidé de les prolonger ». « Nous avons discuté de la nécessité de prolonger la durée de vie des centrales jusqu’à 50 ou 60 ans, en nous demandant si nous aurions suffisamment d’énergie, et en considérant que l’opération était faisable sous réserve que les centrales fonctionnent suffisamment longtemps chaque année. » « Nous avions compris que si nous ne pouvions pas les prolonger, nous devrions tout de suite commencer à en construire d’autres, et que si nous pouvions au contraire les prolonger, nous pouvions attendre 2026-2027 pour en construire d’autres, avec un maximum entre 2033 et 2035. L’intention était donc bien de construire des EPR. »

M. Borloo observe cependant que « l’avenir nucléaire ne dépendait pas uniquement de l’EPR », sa taille, son acceptabilité et son prix n’étaient pas sans susciter quelques inquiétudes, « même s’il ne faisait pas alors l’objet d’une remise en cause véritable ». Des réacteurs de plus petite taille étaient également à l’étude dans une perspective de ventes à l’étranger.

Quant à l’état des capacités de production électrique, le sentiment général restait qu’il n’y avait pas urgence, rappelle Mme Kosciusko-Morizet. « Lors du Grenelle, la première préoccupation était l’efficacité énergétique, loin devant les considérations liées à la production. Cette situation s’est prolongée durant quelques années. » Le développement des énergies renouvelables était également une volonté affirmée. Enfin, pour sécuriser l’approvisionnement, le gouvernement travaillait aussi sur un mécanisme de capacités, visant à assouplir la pilotabilité des moyens de production, qui a abouti après son départ du ministère.

Il apparaît ainsi que les décisions prises ne sont pas encore à la hauteur des enjeux ; les choix fondamentaux sur l’avenir du parc nucléaire restent à trancher, même si les annonces et les déclarations effectuées entre 2005 et 2012 sont perçues par la filière comme une forme de renaissance.

Le décret autorisant EDF à créer l’installation nucléaire de base EPR Flamanville 3 est signé dès le 11 avril 2007 pour 10 ans et la construction démarre en décembre 2007, en plein Grenelle de l’environnement, sur le design proposé par EDF en 2004, avec un réacteur fourni par Areva NP, une mise en service prévue en 2012 et un prix annoncé à 3,5 milliards d’euros.

En revanche, le projet de Penly 3 ne sera in fine porté par aucun gouvernement : dès 2010, il fait l’objet de vives oppositions qui retardent le processus ; après la catastrophe de Fukushima, son enquête publique est reportée une première fois en novembre 2011, puis à nouveau en 2012 à l’approche des élections présidentielles. La nouvelle ministre de l’Écologie, Mme Delphine Batho, annoncera finalement que le projet est abandonné en juillet 2012.

c. Deux rapports établis aux débuts de la décennie 2010 identifient pourtant des enjeux encore largement d’actualité

En 2010, après l’échec de la filière nucléaire française aux Émirats Arabes Unis, le Président de la République Nicolas Sarkozy a demandé à M. François Roussely, ancien président d’EDF, de piloter une mission consacrée à l’avenir de l’énergie nucléaire civile et de proposer des orientations concrètes ainsi que « d’éclairer les décisions que devrait prendre l’État vis-à-vis de la filière ». ([280])

Après plus de 200 auditions, le rapport final a été remis en mai 2010 au Président de la République. Il avait été finalement classifié, mais une synthèse reprenant les quinze principales recommandations avait été rendue publique en juin 2010. ([281])

Il y est notamment indiqué que « la filière française – à savoir EDF, AREVA et Alstom, mais aussi Bouygues et Vinci, ainsi que tout un réseau de PME, dont environ 200 spécialisées dans le secteur – est confrontée à un double défi à l’horizon 2030. Sur un plan national, il lui faudra mener à bien les chantiers des quelques nouvelles centrales, assurer le parfait fonctionnement du parc et préparer la prolongation de la durée de vie des centrales actuelles au-delà de 40 ans », voire au-delà de 50 ans. Et à l’international il lui faudra conquérir une part significative du marché des nouvelles centrales, alors en pleine renaissance, dans un contexte très concurrentiel. Il recommande ainsi que l’État continue d’assumer un rôle central d’organisation de la filière, mais aussi que celle-ci corrige certaines faiblesses qui sont apparues avec le virage international pris par les entreprises du secteur : « problèmes d’organisation globale de l’« Équipe France », de compétitivité de l’offre, de capacité de financement, de disponibilité des ressources humaines, de la mobilisation de la R&D, etc… ».

Il relève notamment les difficultés rencontrées sur les deux chantiers d’EPR, qui ébranlent la crédibilité du modèle de réacteur et de la capacité de l’industrie française à réussir de nouvelles constructions de centrales, mais aussi la forte diminution de la disponibilité des centrales nationales. Il appelle donc à des mesures d’urgence pour redresser la situation.

Au-delà, il préconise des mesures plus structurelles dans l’organisation et le fonctionnement de la filière française, dans laquelle EDF jouerait un rôle d’architecte ensemblier, comme dans son offre technologique. Il faut notamment poursuivre l’optimisation de l’EPR à partir du retour d’expérience des réacteurs en construction et compléter l’offre française en disposant de plusieurs familles de produits, tel l’ATMEA conçu par AREVA et Mitsubishi, d’une puissance inférieure.

La sécurisation des approvisionnements en combustible et la résolution des problèmes posés par la gestion des déchets sont également des impératifs. De même que le maintien d’une exigence haute de sûreté, en considérant toutefois que « la seule logique raisonnable ne peut pas être une croissance continue des exigences de sûreté. Dans ce contexte, il est proposé de lancer, sous la responsabilité de l’État, un groupe de travail dont la mission serait de formuler des propositions en vue d’associer au mieux exigences de sûreté et contraintes économiques, en incluant une vision internationale, a minima européenne ».

Le rapport s’arrête par ailleurs sur les conditions nécessaires à la compétitivité du nucléaire civil français : elles dépendent bien évidemment de la maîtrise des coûts de construction, mais aussi des conditions de son financement. Sur ce point, le rapport préconise plusieurs mesures de renforcement :

– poursuivre la mise en place d’une tarification du CO2 ;

– soutenir l’extension de fonctionnement des centrales à 60 ans, à sûreté constante ;

– planifier une hausse modérée mais régulière des tarifs de l’électricité (en euro constant) afin de permettre la préparation du financement du renouvellement du parc à long terme ;

– s’assurer que le prix de cession de l’électricité par EDF prévu par la loi Nome, couvre bien à terme le coût complet de renouvellement du parc ;

– et poursuivre une action politique résolue pour obtenir que tous les financements multilatéraux destinés aux énergies renouvelables soient aussi ouverts au nucléaire.

La synthèse se conclut enfin sur le défi du renouvellement des compétences dans tous les domaines, « des chaudronniers aux ingénieurs spécialisés ». « Les générations de techniciens, d’ingénieurs et de chercheurs recrutés à l’époque des grands programmes de construction des années 1970-1980 partent à la retraite et doivent être remplacées. La filière est donc désormais confrontée, dans un délai court, à la double obligation de préserver les savoirs et savoir-faire acquis, et de former une nouvelle génération de personnels, afin de soutenir un développement international et de garantir la performance du parc existant. »

Les constats sont forts ; pourtant peu de mesures ont été prises après 2010. Le projet Cigéo a certes progressé et le comité stratégique de filière a entrepris des actions pour relancer les formations. Mais entretemps la catastrophe de Fukushima est survenue, moins d’un an après la publication du rapport, bouleversant les projets mondiaux de développement nucléaire. Elle n’invalide pas les constats, mais a créé un nouvel état d’esprit qui gèlera ou retardera sur la décennie 2010 plusieurs décisions stratégiques pour l’avenir de la filière.

Dix ans plus tard, ces propos apparaissent d’une actualité plus criante encore.

Un second rapport, commandé en 2011 par le ministre chargé de l’Industrie, de l’Énergie et de l’Économie numérique, M. Éric Besson, à la Commission Énergie et confié à MM. Jacques Percebois et Claude Mandil ([282]), ancien directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’est attaché, quant à lui, à analyser différents scénarios possibles de politique énergétique pour la France à l’horizon 2050.

Le rapport Énergies 2050 est remis en février 2012. Il démontre en particulier que la demande d’électricité nationale devrait croître fortement dans les décennies à venir.

« Tout le monde savait que pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, il serait nécessaire d’accentuer la part de l’électrique dans nombre de domaines. Nous travaillions déjà à l’époque sur le dossier des véhicules électriques. Lorsque j’étais secrétaire d’État (entre 2007 et 2009), notamment chargé de la prospective, j’avais piloté un exercice dit France 2025, dont certaines conclusions étaient limpides à ce titre. En 2009-2010, nous savions déjà que la consommation d’électricité allait s’accroître en tendance », commente M. Besson.

Pour ce qui concerne l’énergie nucléaire, le rapport a étudié quatre évolutions différentes de l’électricité en France : la prolongation du parc nucléaire actuel, l’accélération du passage à la troisième génération (voire à la quatrième génération), une réduction progressive du nucléaire et, dernier scénario, son abandon complet dans la production d’électricité en France. Cette dernière hypothèse est une première dans notre pays. Elle donne à voir l’impact psychologique et politique de la catastrophe de Fukushima. Le rapport Énergies 2050 montre qu’il existe plusieurs possibles pourvu que l’on s’en donne les moyens et le temps.

Tout en soulignant la nécessité de « faire de la sobriété et de l’efficacité énergétiques une grande cause nationale », il conclut cependant que « la trajectoire optimale pour notre pays [consiste] à prolonger la durée de vie des centrales existantes aussi longtemps que l’ASN le permettra, à prévoir un petit nombre de réacteurs nucléaires de troisième génération (EPR) pour lisser la production au moment de la fermeture des centrales les plus anciennes, et à préparer l’avenir en poursuivant, au côté du développement des énergies renouvelables, le développement de la génération 4, tout en laissant ouverte la question de la part du nucléaire en 2050 et même en 2030 ». « Celle-ci dépendra de plusieurs facteurs : réussite des politiques de maîtrise de la demande, baisse des coûts des énergies renouvelables, percées technologiques, retour d’expérience sur le fonctionnement des EPR français et étrangers, prix du gaz naturel », précise son introduction.

Le rapport Énergies 2050 déconseille notamment toute fermeture administrative d’une centrale nucléaire qui n’aurait pas été décidée par l’exploitant à la suite des injonctions de l’Autorité de sûreté.

Le rapporteur ne peut que constater ici le manque de continuité de l’État et de considération pour les travaux scientifiques et techniques. Bien qu’émanant de spécialistes reconnus, publié par un centre d’expertise de référence et à la disposition des équipes gouvernementales qui sont arrivées au pouvoir en 2012, il paraît avoir été « oublié » au moment d’examiner le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, qui pèsera durablement sur la dynamique de la filière électronucléaire française.

*

Dans le contexte qui vient d’être rappelé, le marché européen, que les États membres de l’Union européenne veulent ouvrir davantage en ces années 1990, paraît offrir des réponses aux limites du modèle français, des opportunités pour la toute-puissante EDF, à tout le moins des contraintes gérables.

2. Cette illusion surcapacitaire conduit à s’accommoder de l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité

L’Europe s’est construite autour de questions énergétiques, d’abord avec la création, en 1952, du marché commun du charbon et de l’acier au sein de la Communauté européenne du charbon et de l’acier (CECA), et la création, en 1957, de la Communauté européenne de l’énergie atomique (Euratom).

M. Yves Bouvier rappelle également que dans les années 1960 et 1970, on trouve de nombreuses esquisses d’une véritable politique énergétique européenne, sur le modèle de la politique agricole commune. Il était même envisagé de construire des centrales nucléaires européennes au sein d’un réseau organisé à l’échelle européenne pour rationaliser la production énergétique. Ces projets ont été abandonnés, l’une des raisons étant que les pays européens suivent des stratégies énergétiques différentes, voire divergentes. Le Royaume-Uni et les Pays-Bas ont favorisé le gaz naturel, tandis que l’Allemagne a longtemps opté pour le charbon. Et en période de crise économique, chaque pays s’appuie sur ses fondamentaux.

L’article 194 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) préserve en effet « le droit d’un État membre de déterminer les conditions d’exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique ». ([283])

Ce même article donne parallèlement à l’Union européenne la responsabilité de : a) assurer le fonctionnement du marché de l’énergie ; b) assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique dans l’Union ; c) promouvoir l’efficacité énergétique et les économies d’énergie ainsi que le développement des énergies nouvelles et renouvelables ; et d) promouvoir l’interconnexion des réseaux énergétiques, « en tenant compte de l’exigence de préserver et d’améliorer l’environnement » au surplus.

Pendant longtemps toutefois, l’énergie est considérée comme faisant partie, à côté des transports et de la distribution d’eau, des secteurs dits « exclus » eu égard à son caractère stratégique pour les économies nationales et vital pour les citoyens, c’est-à-dire que les règles régissant la concurrence n’y étaient pas intégralement appliquées.

Mais, dans les années 1990, alors que la plupart des marchés nationaux de l’électricité et du gaz naturel sont toujours des monopoles régulés, l’Union européenne et les États membres décident d’ouvrir progressivement ces marchés à la concurrence.

Selon l’observateur privilégié qu’a été M. Dominique Maillard, la Commission européenne était déjà convaincue des bienfaits de la concurrence. M. Maillard raconte qu’elle est soutenue sur le sujet par les deux États qui occupaient une place prépondérante au sein de l’Union européenne, la Grande-Bretagne et l’Allemagne. Selon M. Maillard, la Grande-Bretagne connaissait une organisation comparable à la France avec le Central electric generation Board (CEGB), mais celui-ci ne montrait pas une grande efficacité. Les Anglais l’ont très tôt démantelé et ont libéralisé la production. L’ayant fait chez eux, les Anglais auront alors plaidé en faveur du démantèlement d’EDF. Quant à l’Allemagne, le système fédéral est déjà organisé autour de cinq, puis quatre grands opérateurs ; il leur paraissait donc naturel que davantage d’opérateurs coexistent. M. Yves Bouvier avance même qu’EDF était érigée comme figure d’épouvantail par les industriels et responsables politiques allemands.

En Europe, les Italiens avaient un système comparable à EDF, avec Enel, de même que les Espagnols, mais ces derniers ont plus suivi le mouvement que cherché à constituer avec la France un pôle de défense du statu quo.

Les premières directives de libéralisation (premier paquet Énergie) ont été adoptées en 1996, pour l’électricité, et 1998, pour le gaz. Ces textes, et les suivants, ont pour objectif de construire un « marché intérieur de l’énergie » à l’échelle de l’Union européenne. Cela consiste à passer de plusieurs marchés nationaux fonctionnant indépendamment les uns des autres à un seul marché européen intégré.

Encadré 21 : création du marché européen de l’énergie

Ces dispositions se fondent sur le postulat que la politique énergétique européenne doit reposer sur trois piliers : la sécurité d’approvisionnement, la préservation de l’environnement et la mise en œuvre de la concurrence – sans toujours s’assurer de la compatibilité entre ces trois objectifs. M. Maillard note ainsi que la concurrence ne garantit pas nécessairement la sécurité d’approvisionnement. En effet, au lieu de chercher à diversifier leurs sources, les différents acteurs, ont eu tendance à se précipiter ensemble sur les pays d’origine les moins onéreux à un moment donné, quitte à se retrouver confrontés à une remontée unilatérale des prix ou un arrêt brutal de la fourniture.

Quoi qu’il en soit, les promoteurs des directives croient aussi que la concurrence aura des effets bénéfiques sur les prix et les innovations.

La construction de l’Europe de l’énergie interroge donc ouvertement les grandes structures étatiques, même si en principe, la propriété des entreprises ne relève pas des compétences conférées à l’Union européenne par les traités.

L’organisation monopolistique retenue en France est particulièrement concernée. Certes, la loi de 1946 relative à la nationalisation de l’énergie a laissé un petit secteur privé, notamment dans le petit hydraulique, où les producteurs indépendants étaient soumis à une limitation de mégawatts ; et la distribution d’énergie peut être opérée par des régies, qui émanent souvent des collectivités locales. Mais le transport est en situation de monopole, et la production d’électricité est largement détenue par EDF.

La France s’attache à défendre son organisation, avec plus ou moins de résistance selon les gouvernements.

Le Président Jacques Chirac avait accepté la directive de 1996 qui fonde l’ouverture du marché de l’électricité, mais ses premiers gouvernements ne se sont pas empressés de la transposer. Et quand intervient le premier texte de transcription en droit interne, la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, dite « loi Pierret », l’ouverture est limitée aux seuls gros consommateurs, protégeant le service public de l’électricité qui assure un tarif unique sur l’ensemble du territoire national ([284]).

M. Lionel Jospin rappelle qu’en mars 2001, au sommet de Stockholm, la France bloque une première fois la fixation d’un calendrier pour la libéralisation complète des marchés de l’énergie. Elle réaffirme son opposition et défend une libéralisation « maîtrisée » au sommet de Barcelone en mars 2002. Mais la France est sur la sellette. Le sommet se conclut par un accord sur l’ouverture à la concurrence des marchés du gaz et de l’électricité d’ici 2004 pour les utilisateurs professionnels. Ce calendrier sera complété par le Conseil de l’Union européenne de novembre 2002 – après l’arrivée d’une nouvelle majorité politique – qui fixe à 2007 l’ouverture des marchés pour tous les consommateurs, ménages compris.

Les responsables français de l’époque ne semblent plus si inquiets à cette perspective.

M. Pierre Gadonneix, président d’EDF de 2004 à 2009, reconnait qu’ils étaient confiants quant à l’ouverture du marché : « Nous étions convaincus qu’EDF en sortirait gagnant, avec les meilleurs tarifs en Europe. » Ils étaient d’environ 30 % inférieurs à ceux de l’Allemagne, se souvient-il.

Le fait que le développement du marché européen offre des perspectives supérieures d’exportation de ses excédents n’est pas sans doute pas non plus étranger à ce sentiment de confiance.

En outre, face à la problématique croissante des pointes de consommation, le renforcement des interconnexions apparaît comme une consolidation de la sécurité d’approvisionnement.

Enfin, M. Jean-Louis Borloo voyait également dans l’arrivée de nouveaux entrants sur le marché français une réponse aux besoins de capacités supplémentaires.

Toutefois, la Commission européenne et les pays qui ont ouvert le plus largement leurs marchés considèrent que la persistance de monopoles provoque des distorsions de concurrence, d’autant plus que la libéralisation des marchés a surtout accéléré la concentration du secteur entre les mains de quelques groupes, dont EDF, dans la première moitié des années 2000. Le fait pour une entreprise de détenir une clientèle captive dans un État membre, et donc l’assurance de revenus, facilite en effet son développement sur d’autres marchés nationaux, par le biais d’acquisitions.

La contrariété de voir un champion étranger s’implanter sur son marché national et les difficultés réciproques à s’installer sur un marché dominé par des entreprises en position de quasi-monopole ont vraisemblablement joué dans les pressions mises sur les États moins avancés dans l’ouverture. Cela concerne particulièrement EDF qui est le premier producteur d’électricité d’Europe. M. Philippe de Ladoucette, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) de 2006 à 2017, rappelle qu’entre les années 1995 et 2000, de nombreux colloques européens traduisaient une forme d’agacement vis-à-vis de son extension et du fait qu’il était impossible de pénétrer le marché français.

De fait, en France au 1er juin 2005, bien que 70 % des marchés nationaux soient théoriquement ouverts à la concurrence depuis près d’un an, Gaz de France détenait encore 82 % du marché du gaz et EDF 86 % du marché de l’électricité.

Par ailleurs, le choix français d’un mix électrique où le nucléaire prévaut largement n’est pas partagé par la majorité des pays européens ([285]), en particulier par l’Allemagne que la coalition SPD-Verts parvenue au pouvoir au mois d’octobre 1998 a engagée vers une sortie progressive du nucléaire. Quant au Royaume-Uni, il vient de découvrir d’importants gisements pétroliers et sa privatisation du secteur énergétique a conduit à l’abandon de fait de tout projet de construction depuis la fin des années 1990 jusqu’au début des années 2010. La suspicion à l’égard du nucléaire est par ailleurs assez répandue dans les opinions publiques européennes encore marquées par l’accident nucléaire de Tchernobyl en 1986. On peut donc penser que le sort du champion nucléaire français n’émeut guère, d’autant moins que la décarbonation de la production électrique n’est pas encore un sujet prioritaire à l’époque.

La France est ainsi fortement incitée à faire évoluer l’organisation de son secteur de l’énergie tout au long des années 2000.

a. L’ouverture du capital d’EDF et GDF

La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières vise en premier lieu à adapter en droit français deux principes issus des directives européennes :

– l’indépendance de gestion des opérateurs des réseaux de transport et de distribution, en créant des filiales dédiées. Pour conserver le caractère intégré des groupes EDF et GDF (Gaz de France), ces filiales sont intégralement détenues par EDF et GDF ou par l’État ou tout autre entreprise du secteur public ;

– et un accès des tiers, transparent et non discriminatoire, aux réseaux de transport et de distribution.

Cette réorganisation des gestionnaires de réseaux ne semble pas avoir posé de problèmes autrement que politiques. D’autant que la loi réaffirme la préservation des services publics de l’électricité et du gaz et le principe de péréquation tarifaire en matière d’électricité.

La loi de 2004 s’attache plus fondamentalement à transformer les établissements publics industriels et commerciaux EDF et Gaz de France, en sociétés dont le capital peut être ouvert jusqu’à 30 % à d’autres actionnaires que l’État (article 24).

Cette évolution vise à abroger le principe de spécialité qui cantonnait les activités des deux entreprises à la fourniture d’énergie et leur interdisait de commercialiser des services associés. Elle doit permettre, selon la présentation initiale du ministre de l’Économie, des finances et de l’industrie, Thierry Breton, aux deux entreprises de « lutter à armes égales avec leurs concurrents européens » et « de développer et diversifier leurs activités de commercialisation tant sur le territoire français qu’à l’étranger et tout particulièrement sur le marché intérieur européen ». Les missions de service public qui incombent à EDF et Gaz de France feront l’objet d’un contrat signé avec l’État.

Tout en rappelant les forces des deux entreprises et le grand attachement des Français pour leurs champions, le Député Jean-Claude Lenoir, rapporteur du texte, explique que : « la notion de marché européen unique n’est (…) pas compatible avec le maintien des monopoles d’État que constituaient jusqu’à présent EDF et GDF. Le statu quo est donc impossible. (…) Des adaptations sont nécessaires pour ouvrir notre marché à la concurrence. Mais ces adaptations ne nous imposent en rien de remettre en cause les valeurs auxquelles nous sommes légitimement attachés et qui ont forgé la réussite de notre système électrique et gazier ». « Tirant les leçons [de la dérégulation en Grande-Bretagne ou aux États-Unis, la Commission européenne] est très attachée aujourd’hui à ce que l’ouverture à la concurrence soit régulée et ne soit pas exclusivement guidée par les impératifs du marché. Les dernières directives (…) du 26 juin 2003 - qu’il s’agit aujourd’hui de transposer dans le droit français - imposent ainsi aux États membres de fixer des règles précises en matière de régulation, d’obligations de service public, de protection des consommateurs, de sécurité d’approvisionnement et de sûreté du système électrique ». ([286])

Cette réforme est présentée comme une opportunité industrielle : « il s’agit de faire d’EDF et de GDF, champions français d’aujourd’hui, les champions européens de demain ». Or, « ces entreprises sont aujourd’hui des établissements publics intervenant sur des marchés concurrentiels. Cette situation rend nécessaires des investissements et contraint leur financement. [Outre des besoins de financement propres] ce nouveau contexte rend (…) nécessaires des investissements parce qu’il impose aux entreprises de se développer ou de péricliter. Il faut, en effet, bien comprendre que des opérateurs historiques confrontés à l’ouverture à la concurrence de leurs marchés, sur lesquels ils étaient par définition en situation de monopole, ne peuvent que perdre des parts de marché sur ceux-ci. Sur des marchés relativement peu dynamiques (à la différence, par exemple, du secteur des télécommunications), cette perte de parts de marché conduit mécaniquement à un recul du chiffre d’affaires. » D’un autre côté, leur statut d’établissements publics ne leur permet que de s’autofinancer, de recevoir des dotations de l’État, dans la mesure où elles ne sont pas requalifiées en aides de l’État, ou de s’endetter, mais EDF l’est déjà avec une dette nette représentant 1,3 fois ses fonds propres.

EDF devient donc une société anonyme à capitaux publics le 19 novembre 2004. Le 21 novembre 2005, elle introduit 15 % de son capital à la Bourse de Paris. Deux ans plus tard, l’État vend 2,5 % de son capital. Au 31 décembre 2020, le capital est encore détenu à 83,68 % par l’État, à 14,94 % par le public (institutionnels pour 12,97 % et les particuliers pour 1,97 %), à 1,36 % par les salariés d’EDF et à 0,02 % par EDF.

Le processus ira plus loin s’agissant de GDF. Le 7 avril 2004, devant l’Assemblée nationale, M. Nicolas Sarkozy, alors ministre de l’Économie du gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin, assurait que « EDF-GDF ne sera pas privatisée, ni aujourd’hui, ni demain. Le gouvernement de la France veut que l’État conserve la majorité des parts de cette grande entreprise. Nous en débattrons d’ailleurs puisque la loi fixera un seuil minimum ». Ce seuil a été fixé à 70 % par la loi du 9 août 2004 et l’entreprise est introduite en bourse le 6 juillet 2005. Mais dès le 25 février 2006, officiellement pour contrer la menace d’une offre publique d’achat hostile de l’Italien Enel sur le groupe privé Suez, le gouvernement du nouveau premier ministre Dominique de Villepin annonce la fusion de GDF avec Suez. Après dix-huit mois d’opposition des syndicats comme de nombreux élus, qui voient dans cette fusion une privatisation du groupe gazier, la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie autorise cette opération (article 39), en l’accompagnant de diverses dispositions poursuivant la transposition des directives européennes et sécurisant le système tarifaire gazier. ([287])

EDF reste donc le grand champion national de l’électricité. Mais son nouveau statut de droit privé marque un net tournant international à partir de 2005.

Or, si cette évolution est dans la logique de la réforme de 2004, les observateurs sont amenés à s’inquiéter d’une persistance à sous-dimensionner ses investissements dans la maintenance – sans sacrifier la sûreté toutefois –, malgré l’apport des capitaux que son ouverture de capital lui a apportés, jusqu’à ce qu’on lui demande de rééquilibrer ses investissements à la fin des années 2000.

En tout état de cause, aujourd’hui, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) du ministère de la transition énergétique constate qu’« EDF exerce ses responsabilités d’exploitant du parc de réacteurs nucléaires français, y compris en matière de sûreté nucléaire et de radioprotection, en effectuant des opérations de maintenance et d’amélioration de sûreté de grande ampleur, qui se déroulent en particulier depuis plus de dix ans ». Au-delà de l’enjeu du maintien du niveau de rendement des installations que ces arbitrages entre l’international et le national semblent avoir laissé se dégrader, Mme Corinne Lepage dénonce aussi le fait que ces investissements massifs à l’étranger auront abouti « à peu de choses » et qu’ils n’ont pas empêché l’entreprise de perdre en compétences.

Pour sa part, M. Philippe Page Le Mérour, secrétaire du Comité social et économique central d’EDF ([290]), reproche à la réforme d’avoir incité EDF à privilégier une logique de rentabilisation plutôt que de poursuivre ses investissements sur les réseaux, l’hydraulique et le nucléaire.

« Particulièrement inquiétante », la dette actuelle du groupe résulterait, selon lui, pour un tiers « des paris parfois insensés des dirigeants d’EDF à l’international » et pour un autre tiers du dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH, voir plus loin).

L’évolution de la dette du groupe EDF, rappelée dans l’annexe 4, montre que celle-ci avait fortement progressé bien avant l’instauration de l’ARENH en 2011. Elle avait même atteint 42,5 Md€ en 2009. Elle était redescendue à 34,4 Md€ en 2010 et a varié ensuite, sans jamais retrouver son niveau de 2009 jusqu’en 2020.

Il est toutefois impossible de distinguer dans l’endettement d’EDF et ses évolutions les parts imputables, respectivement, à ses investissements internationaux, à ses investissements dans le parc français et au fonctionnement de l’ARENH. EDF a indiqué au rapporteur ne pas être en mesure de calculer le montant de son endettement lié à l’ARENH.

b. L’émergence du dossier des concessions hydroélectriques

La première partie du présent rapport fait le point sur la question encore en suspens entre la France et la Commission européenne des conditions du renouvellement des concessions hydroélectriques (remise en concurrence ou quasi-régie). Faute d’avoir tranché, un certain nombre de concessions arrivées à échéance depuis 2003 n’ont pas encore été renouvelées. La poursuite de leur exploitation reste autorisée sous le régime des « délais glissants », mais l’incertitude sur leur avenir amène leurs exploitants à minimiser au strict nécessaire leurs investissements dans ces concessions, comme dans toutes celles dont l’échéance se rapproche.

Cette situation limite en particulier les investissements dans l’optimisation des capacités de production de la filière hydraulique. Toutefois l’inquiétude est forte parmi les élus, locaux et nationaux, et nos compatriotes de perdre une partie de l’autonomie électrique du pays (la filière assure 14 % du mix) si des entreprises étrangères remportaient ces concessions à l’occasion de leur remise en concurrence.

Quand bien même le régime des concessions préserve la propriété de l’État sur les barrages et que leur exploitation se fait dans le cadre donné par celui-ci, il est notamment difficile d’imposer une gestion coordonnée des différents usages de l’eau à des exploitants différents qui interviendraient dans une zone, a fortiori un même bassin versant.

Or, si la Commission européenne n’a mis la France en demeure de régler le dossier qu’à partir de 2015, le gouvernement de M. François Fillon avait envisagé la remise en concurrence de ces concessions dès juillet 2008.

Interrogé, M. Jean-Louis Borloo a répondu qu’en s’inscrivant dans le cadre du marché européen, on devait laisser sa place à la concurrence. Même en droit français, il n’y a pas de concession perpétuelle, à plus forte raison quand il s’agit d’une entreprise privée.

En outre, une première bataille avait eu lieu avec la Compagnie nationale du Rhône (CNR). « Nous souhaitions nous mettre en conformité. La pression de la Commission européenne était d’ailleurs réelle, tout autant qu’aujourd’hui. Nous avons donc préparé un décret, préparant la procédure de mise en concurrence, mais sans en déclencher aucune. Le chantier est resté en l’état. Pour être honnête, il s’agissait d’une manière de gagner du temps. » De fait, aucune décision n’a été prise ensuite, dans un sens ou dans un autre, pour régler ce dossier.

M. Jacques Percebois note que la Commission européenne aurait d’ailleurs tiré prétexte du désaccord sur les concessions hydrauliques pour empêcher la parution du décret sur l’application de l’ARENH en 2015.

Le rapporteur estime qu’une telle absence de décision, et la mise en place de cette situation ont fragilisé durablement le parc hydroélectrique et ses investissements sur lesquels pesaient une épée de Damoclès, qui n’a fait que s’accentuer avec le temps et les mises en demeure de la Commission européenne.

c. La remise en cause de la position dominante d’EDF par la loi NOME de 2010 et l’instauration de l’ARENH

Les choix qui seront faits dans la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, dite loi NOME, ont été fortement déterminés par le contexte des années qui précèdent.

D’abord, la Commission européenne avait ouvert deux procédures d’infraction contre la France. La première, engagée pour défaut de transposition de la directive de 2003, était soutenue par le Conseil constitutionnel dans une décision de 2006.

La seconde considérait que les tarifs réglementés d’achat d’électricité dont bénéficiaient les entreprises ayant des consommations importantes ou moyennes (tarifs jaunes et verts) constituaient des aides d’État contraire au droit européen. La confirmation de cette procédure aurait impliqué le remboursement par les bénéficiaire de l’ensemble de l’« aide » perçue. On parlait alors de milliards d’euros pour l’industrie française.

Le Gouvernement devait donc conjuguer des intérêts parfois divergents, se souvient M. Borloo, entre la volonté de protéger les entreprises électro-intensives de cette menace, celle de continuer à faire bénéficier les consommateur français de la compétitivité du parc nucléaire – qui produit une électricité moins chère que les prix du marché ([291]) – l’intérêt de favoriser le développement des interconnexions grâce à une intégration plus poussée du marché européen et celui de voir arriver de nouveaux entrants sur notre marché pour couvrir les pointes de consommation.

L’intégrité du groupe EDF se jouait aussi dans la bonne volonté de la France à respecter le jeu de la concurrence. Or, le marché français ne semblait pas évoluer assez vite au goût de ses concurrents. Auditionné par la Commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale le 12 mai 2010, soit trois ans après l’ouverture complète du marché de l’électricité, M. Philippe de Ladoucette relevait que sur 35 millions de sites de consommation (pour 449 TWh annuels), environ 1,5 million de sites résidentiels étaient passés à la concurrence (pour une consommation de 7 TWh) et 750 000 sites non résidentiels (représentant une consommation de l’ordre de 140 TWh) étaient en offre de marché, mais plus de la moitié de cette consommation était vendue au tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM), dont 60 % environ par EDF.

Une période de prix de marché très élevés avait en effet conduit le Gouvernement, avant 2007, à revenir en urgence – et à titre d’autant plus provisoire que cela s’était fait sans concertation avec la Commission européenne - à une forme de tarif réglementé, le TaRTAM, pour protéger les consommateurs industriels. Celui-ci devait arriver à échéance en 2010.

L’ensemble de ces évènements a conduit le Gouvernement à mettre en place en 2008 la « commission Champsaur », constituée de deux parlementaires et de trois économistes, pour réfléchir à la manière de répondre à cette situation.

La Commission Champsaur a étudié plusieurs pistes. Elle a écarté les pistes que représentaient la sortie du marché européen, le démantèlement d’EDF et la vente directe sur le marché associée à une taxation de la rente pour la redistribuer.

Dans la mesure où plusieurs acteurs (GDF-Suez, ENEL, EON, etc.), annonçaient à l’époque envisager d’investir dans le nucléaire, le choix a été fait d’un dispositif provisoire d’une quinzaine d’années permettant de céder aux concurrents d’EDF des volumes d’électricité au coût complet du parc nucléaire. La Commission a proposé que ce volume soit plafonné à un total de 100 TWh par an, ce qui représentait environ 20 %, de la production d’alors.

Encadré 23 : la commission Champsaur

Ainsi, dans la conception initiale du dispositif :

– la « rente infra-marginale » n’est pas transférée d’EDF vers ses concurrents, mais bien vers les consommateurs français ;

– les coûts d’EDF devaient être intégralement couverts par la méthode de calcul du prix de l’ARENH ;

– mais le renouvellement du parc, dont la perspective était encore lointaine, devait être financé par d’autres dispositifs encore à définir.

En tout état de cause, ce dispositif qui deviendra l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique, ou ARENH, est une initiative française, que son approbation par la Commission européenne – à la condition expresse qu’il soit provisoire – a permis de lever les procédures en cours.

La loi NOME du 7 décembre 2010 est directement issue de ces travaux. Elle réorganise le marché français de l’électricité pour permettre son ouverture effective et encourager la venue de fournisseurs alternatifs en leur assurant un accès à l’électricité nucléaire historique (ARENH) à des conditions économiques équivalentes à celles dont bénéficie EDF, tout en visant à préserver, à la fois, des prix compétitifs en France pour les consommateurs finals et le financement présent et à venir du parc électronucléaire existant.

Dans cette optique, la loi NOME impose à EDF de céder une partie de sa production nucléaire à la concurrence à un prix défini par arrêté, dit tarif ARENH. Le dispositif est encadré à différents niveaux :

– l’électricité concernée est la « part d’électricité fournie correspondant à la production des centrales fonctionnant en permanence à l’exception des périodes d’arrêt pour maintenance » et le volume à céder est plafonné à 100 TWh par an.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) est chargée de contrôler le partage des volumes d’électricité entre les différents fournisseurs. Celui-ci se fait d’après leurs prévisions dans un premier temps, puis sur les volumes réellement vendus à des clients résidentiels. Pour éviter les effets d’aubaine, un complément de prix leur est demandé si les volumes reçus s’avèrent supérieurs à la réalité de leurs besoins ;

– la loi ne fixe pas un tarif, mais une modalité de fixation de prix. Celui-ci est censé représenter le coût complet de production. Il doit « assurer une juste rémunération à Électricité de France » en tenant compte de l’addition, notamment, des coûts d’exploitation, des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation, et des coûts prévisionnels liés à la gestion durable des matières et déchets radioactifs et aux opérations de démantèlement.

La commission Champsaur avait suggéré dans un premier temps un prix à 32 ou 34 euros le mégawattheure. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) proposait un tarif à 36 ou 38 euros. À la suite du débat parlementaire, ce tarif a été fixé à 40 euros – le prix plancher pour EDF, selon M. Éric Besson –, augmenté à 42 euros en 2012, après l’incident de Fukushima, pour tenir compte des coûts induits par les exigences de sûreté. M. Besson se souvient des critiques de l’époque qui y voyaient un « cadeau » fait à EDF.

La CRE elle-même ne fixe pas le prix : elle donne un avis.

En outre, la loi prévoyait que trois ans après sa promulgation, un décret définirait la méthode de calcul employée par la CRE pour les évolutions annuelles de l’ARENH ;

– Pour renforcer la sécurité d’approvisionnement de la France, « chaque fournisseur d’électricité doit disposer de garanties directes ou indirectes de capacités d’effacement de consommation ([292]) et de production d’électricité pouvant être mises en œuvre pour satisfaire l’équilibre entre la production et la consommation sur le territoire métropolitain continental » (article 6, loi NOME). À défaut, le fournisseur risque une sanction pécuniaire, voire la suspension immédiate de son autorisation à revendre de l’électricité en France.

Le rapporteur relève que l’exigence inscrite à l’article 6 de la loi NOME a laissé un choix très confortable aux fournisseurs alternatifs, qui ont pu se contenter d’apporter des garanties d’effacement, sans développer de nouvelles capacités de production. Ce qui fut systématiquement le cas pendant longtemps. Ce n’est que très récemment que de grands groupes comme Total (devenu TotalÉnergies) ont commencé à investir dans de nouvelles installations de production. Le rapporteur déplore que la loi qui a créé le dispositif ARENH n’ait pas défini un minimum d’obligations productives en contrepartie d’un dispositif très avantageux et peu contraignant par ailleurs (voir les parties suivantes sur les problèmes posés par ce dispositif)

La loi prévoit plus généralement la sanction de tout abus du droit d’ARENH ;

– Mis en œuvre à partir du 1er juillet 2011, le dispositif s’achève au 21 décembre 2025, mais peut aussi être suspendu « en cas de circonstances exceptionnelles affectant les centrales » ;

– Enfin, le dispositif devait être réévalué avant le 31 décembre 2015 puis tous les cinq ans.

Parallèlement à la définition du cadre de l’ARENH, la loi NOME comporte des dispositions relatives à la sécurité de l’approvisionnement énergétique, aux tarifs réglementés ainsi qu’à la composition et aux missions de la CRE.

Elle réaffirme en particulier que tous les consommateurs peuvent choisir des offres émanant de différents fournisseurs, tout en confortant les tarifs de vente réglementés pour les petits consommateurs (que seul EDF peut proposer puisqu’il a signé un contrat de service public avec l’État). En revanche, les tarifs jaune et vert doivent être supprimés d’ici 2015 et laisser la place à des offres de marché.

Quand la Cour des comptes a évalué le dispositif de l’ARENH en 2017, elle l’a qualifié de « dispositif de compromis », ce que MM. Borloo et Besson reconnaissent pleinement.

M. Borloo souligne à raison que pendant plusieurs années, le dispositif n’a pas vraiment suscité de débats, car les fournisseurs alternatifs y avaient peu recours en raison de prix de l’électricité inférieurs sur le marché de gros. La situation s’est compliquée plus tard, révélant une régulation du dispositif plus chaotique que prévu.

Quant à EDF, les responsables politiques étaient avant tout préoccupés de protéger son monopole sur le parc nucléaire existant tout en satisfaisant aux obligations communautaires auxquelles la France avait souscrit.

Ils considéraient en outre avoir bien traité l’entreprise en fixant le tarif à 42 €/MWh. M. Besson rappelle qu’au demeurant, de nombreux experts pensaient qu’EDF, grâce à sa puissance installée et au prix marginal compétitif du parc nucléaire, pouvait être l’un des grands gagnants du développement des interconnexions favorisé par l’ouverture des marchés. « Aucun d’entre nous n’aurait accepté un dispositif qui aurait eu pour objectif de fragiliser EDF. »

Cela n’a pas empêché les dirigeants successifs d’EDF de dénoncer ce qu’ils voyaient comme « une subvention à ses concurrents » (M. Pierre Gadonneix lors de son audition par la commission d’enquête), un cadeau fait « à des traders et non des industriels » (M. Henri Proglio ([293])).

Auditionné par la commission des Affaires économiques de l’Assemblée nationale à l’occasion de l’examen du projet de loi, M. Proglio avait notamment souligné la nécessité de prendre en compte les enjeux industriels et alerté les élus que « seule la perspective d’une réduction programmée (des volumes d’électricité auxquels auront accès les fournisseurs alternatifs) peut les inciter à développer leur propre approvisionnement, soit par l’investissement direct, soit par des accords industriels avec d’autres fournisseurs. S’il ne devait pas en être ainsi, l’ensemble du système électrique serait dans une impasse – aucun opérateur n’ayant intérêt à investir – et la sécurité d’approvisionnement de notre pays en péril ».

d. Un « market design » inadapté au nucléaire

M. Pierre-Marie Abadie explique qu’à l’époque, la construction du marché européen de l’électricité était vue sous la forme d’une concurrence entre des producteurs thermiques – opérant des centrales à charbon ou au gaz – lesquels ont un rapport entre CAPEX et OPEX relativement similaire.

Un « market design » vise à mettre en place le meilleur mécanisme d’allocation des moyens de production à court terme. Celui-ci sur lequel s’est appuyé le processus d’intégration des marchés européens s’est logiquement référé à la tarification au coût marginal (le marché fonctionnant au coût marginal de la dernière unité appelée), qui est un moyen efficace pour sélectionner la meilleure unité à appeler dans un système nécessitant peu de CAPEX. L’investissement est réalisé dans des centrales thermiques relativement faciles à développer.

Si les renouvelables étaient encore hors marché, car financées par des tarifs prédéterminés ou des appels d’offres, le nucléaire, qui mobilise beaucoup de CAPEX mais peu d’OPEX, constituait selon les mots de M. Abadie une « pièce étrange » dans ce cadre : ses spécificités n’étaient pas du tout prises en compte, son prix compétitif non plus.

Cela a néanmoins fonctionné quelques années. Mais le contexte a changé depuis. Les capacités renouvelables, qui sont essentiellement des CAPEX, sans OPEX, ont pris une place significative dans le système électrique européen. Les messages prix renvoyés par le marché n’ont plus la même pertinence, du moins pas la même signification, et ne permettent plus de rémunérer les investissements à leur juste valeur.

B. De nouveaux objectifs émergent, sans leviers industriels

1. Les premiers objectifs d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables apparaissent

Les gouvernements français ont commencé à mener des politiques d’économies d’énergie dès les années 1970. Après le premier choc pétrolier, maîtriser sa demande et réduire ses importations en énergies fossiles, alors qu’elles étaient le moteur de nos économies et de notre confort depuis la révolution industrielle, étaient en effet un enjeu de souveraineté.

L’Agence française pour la maîtrise de l’énergie (AFME) – qui deviendra l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) en 1991 – est créée en 1982. Elle assure une communication importante autour des gestes du quotidien, avec des slogans dont on se souvient encore : « On n’a pas de pétrole mais on a des idées » ; on se proposait aussi de « chasser le gaspi ».

Mais les prix ont ensuite retrouvé des niveaux supportables et le développement du nucléaire a apporté une solution de substitution plus vertueuse du point de vue des pollutions atmosphériques, et abondante. Les efforts ont rapidement été oubliés car la dimension environnementale était peu perçue. L’électricité n’était pas rationnée, les ressources d’énergie fossile semblaient immenses, et les conséquences de leur consommation sur le climat encore invisibles aux populations.

Les impacts de certaines formes d’énergie sur l’air n’étaient pas ignorés mais ces sujets n’étaient pas encore une priorité. Quant au phénomène des gaz à effet de serre (GES), il était connu des physiciens depuis la fin du XIXe siècle, mais la possibilité que les émissions liées à l’énergie et à l’activité humaine bouleversent le climat a été comprise très tardivement et demeurait controversée.

La création du GIEC ([294]) en 1988, la première conférence internationale sur le changement climatique à La Haye en 1989, le Sommet de la Terre de Rio et l’adoption de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC), qui a pour but de stabiliser la concentration des gaz à effet de serre dans l’atmosphère à un niveau empêchant toute perturbation dangereuse du système climatique pour l’homme, puis le protocole de Kyoto signé en 1997 (entré en vigueur seulement en 2005) changent peu à peu le paradigme des politiques publiques.

Ces engagements vont fonder la mise en place de nouvelles politiques de lutte pour le climat en Europe et en France. Mais l’évolution des priorités est plus générale. M. Yves Bouvier observe que les années 1990 et 2000 marquent l’apparition d’une forme de prépondérance de l’environnement dans les débats sur l’énergie. Les consommations et ses émissions de carbone, plutôt que son utilité économique, seraient même devenues la mesure de l’énergie selon lui.

Le détachement de l’énergie du ministère de l’industrie ou de l’économie pour être rattaché au ministère de l’environnement dès 2007 serait l’illustration de cette évolution des opinions.

a. L’adoption du Paquet Énergie-climat européen

Le protocole de Kyoto est ratifié par l’Union européenne en 2002. Celle-ci a un objectif collectif de réduction de 8 % des gaz à effet de serre.

Dès après le Sommet de Kyoto, les instances européennes s’attachent à mettre en place un marché européen des droits d’émission, qui correspond à l’un des trois mécanismes de « flexibilité » admis par le protocole de Kyoto et constitue aujourd’hui l’instrument principal de sa politique climatique.

Le système communautaire d’échange de quotas d’émission (SEQE-UE ([295])) est établi par la directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003 afin de « favoriser la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans des conditions économiquement efficaces et performantes » (article premier). Il met en place une limitation des gaz à émettre par secteurs d’activités et un marché – une bourse d’échanges – du carbone, où chaque entreprise peut acheter ou vendre des quotas d’émission. Lors de la première période (2005-2007) le système est limité aux installations industrielles les plus polluantes, mais cela comprend aussi les installations de combustion comme les centrales à charbon, ce qui renchérit leurs coûts de fonctionnement.

Ce dispositif est complété par l’adoption, le 12 décembre 2008, du plan d’actions de l’Union européenne pour une politique commune en matière d’énergie et de lutte contre le changement climatique. Il s’agit de réaliser l’objectif « 20-20-20 » (ou « 3x20 »), à savoir faire passer la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique européen à 20 %, réduire de 20 % les émissions de CO2 des pays de l’Union et accroître l’efficacité énergétique de 20 % d’ici à 2020.

En 2017, la Cour des comptes européenne a réalisé un premier bilan des politiques communautaires dans les domaines de l’énergie et du climat, relevant notamment les obstacles rencontrés dans leur mise en œuvre. Elle a malgré tout observé une croissance rapide des industries des énergies renouvelables en Europe et une baisse significative des coûts. Et de fait, Eurostat relève que l’Union européenne a atteint son objectif d’atteindre au moins 20 % d’énergies renouvelables dans sa consommation finale d’énergie en 2020, avec un taux moyen de 22,1 %.

En matière d’efficacité énergétique en revanche, la Cour des comptes européennes constatait d’importants retards dans l’atteinte des objectifs, faute notamment de contrainte. Ainsi encore 75 % des bâtiments de l’Union européenne n’étaient pas économes en énergie en 2017.

b. L’affirmation des premières ambitions françaises en matière de performance énergétique et d’énergies renouvelables

En France, dès 1989, un groupe technique interministériel est constitué pour réfléchir à un programme d’action contre l’effet de serre. Il sera remplacé en 1992 par la Mission interministérielle sur l’effet de serre (MIES). Notre pays se construit ainsi une réflexion sur la problématique et se trouve en mesure de présenter en 1993 à la Commission européenne les premiers éléments d’un programme français de lutte contre l’effet de serre qui s’appuie déjà sur les économies d’énergie, une taxe sur les carburants, la sensibilisation aux économies d’énergie et à l’efficacité énergétique, ainsi que sur le développement d’un parc nucléaire.

Ils ne sont toutefois pas encore suivis de mesures concrètes. Le nouveau gouvernement de M. Alain Juppé fait tout de même adopter la loi n° 96-1236 du 30 décembre 1996 sur l’air et l’utilisation rationnelle de l’énergie, dite « loi LAURE » ou « loi Lepage » du nom de sa ministre de l’Environnement, qui s’inscrit dans une certaine continuité même si elle cible la qualité de l’air plutôt que les émissions de GES.

De fait, cette loi est le point de départ de la protection de la qualité de l’air en France. Consacrant le droit de chacun « à respirer un air qui ne nuise pas à sa santé » (article premier), elle définissait une politique visant à prévenir, réduire et supprimer les pollutions atmosphériques, notamment celles qui peuvent influer sur les changements climatiques. Et pour ce faire, elle subordonnait à ce but l’économie et l’utilisation rationnelle de l’énergie. Même si elles n’étaient pas le cœur de la loi, une série de mesures était prévue pour réduire les consommations d’énergie, de manière indirecte, en promouvant les pistes cyclables en ville, ou directe, via des règles techniques et des incitations fiscales. En particulier, le régime fiscal applicable aux énergies fossiles et aux énergies renouvelables devait tenir compte des effets de leur utilisation sur la compétitivité de l’économie, la santé publique, l’environnement et la sécurité d’approvisionnement.

Déplorant que cette loi ait été globalement peu appliquée, Mme Corinne Lepage observe que la mise en œuvre de certaines de ses dispositions aurait pourtant « fait gagner du temps », s’agissant du gaz naturel pour véhicules, du contrôle de la consommation énergétique, du diagnostic de performance énergétique de la mise en valeur des énergies renouvelables, etc.

Mme Dominique Voynet, qui a repris son portefeuille dans le gouvernement de M. Jospin, assure que de nombreux outils ont été mis en œuvre, mais en matière d’économie d’énergie, la loi LAURE n’était qu’une loi d’orientation, sans dispositions très contraignantes.

Mme Voynet s’est plutôt efforcée de la décliner dans le premier programme national de lutte contre le changement climatique. Présenté en décembre 2000, il est ambitieux, balayant tous les grands champs d’activité humaine et prévoyant diverses mesures pour réduire les émissions, notamment au niveau territorial dans le cadre des contrats État-régions. Ces mesures sont presque exclusivement orientées sur l’énergie : la maîtrise de l’énergie dans le bâtiment et dans les usages électriques, le ferroutage, l’amélioration des transports collectifs… Et on y voit apparaître pour la première fois un projet de taxe carbone.

Ce programme annonçait aussi la mobilisation d’1,5 Md€ en 2001 pour soutenir la production d’énergies renouvelables. Il complétait ainsi la mise en place, par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité et du gaz, d’un dispositif de soutien aux EnR qui deviendra un des instruments fondamentaux des politiques énergétiques en France.

Sont institués à la fois l’obligation d’achat par EDF (essentiellement) des productions d’électricité renouvelables (article 10), qui garantit un débouché économiquement rentable aux installations dont la capacité n’excède pas 12 MW, le principe de la compensation intégrale des charges de service public (dont les obligations d’achat) incombant aux producteurs d’électricité – dite CSPE, initialement sous la forme d’une taxe sur les consommations finales, aujourd’hui par un remboursement du budget de l’État – (article 5), qui protège les acheteurs obligés, ainsi que le droit à pouvoir injecter sa production sur les réseaux publics de transport ou de distribution, sous certaines conditions, pour la vendre notamment.

Quoi qu’il en soit, le programme de lutte contre le changement climatique n’a pas été beaucoup plus suivi d’effet que la loi LAURE, selon Mme Voynet. Toutes les régions n’auraient pas joué le jeu et la menace climatique est perçue comme une perspective lointaine, quand elle n’est pas niée.

En novembre 2002, lors du deuxième bilan annuel de mise en œuvre du programme national, il ressort clairement que son application a été insuffisante jusque-là pour assurer le maintien des émissions françaises de GES, sous l’objectif de Kyoto à l’horizon 2010. En réaction, le Président Jacques Chirac, évoque, en ouverture de la 20e session du GIEC, le 19 février 2003, la nécessité de diviser les émissions mondiales de GES par deux, ce qui pour la France pouvait signifier une division par quatre ou cinq de ses émissions.

Un Plan climat est élaboré dès 2004. Sont annoncés un bonus-malus sur les voitures particulières, qui ne verra finalement pas le jour, et, dans le bâtiment, la généralisation du diagnostic de performance énergétique (DPE) et l’instauration d’une réglementation thermique, obligatoire dans certains cas d’opérations de rénovation-réhabilitation.

Mais l’étape décisive est franchie sous le gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin avec la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programmation fixant les orientations de la politique énergétique, dite loi POPE.

En premier lieu, parmi ses multiples objectifs (entre autres, contribuer à l’indépendance énergétique nationale et garantir la sécurité d’approvisionnement, assurer un prix compétitif de l’énergie), la loi officialise la lutte contre le changement climatique comme une priorité de la politique énergétique.

En second lieu, elle met en place les grands dispositifs de l’efficacité énergétique, à commencer par la Règlementation thermique des bâtiments (RT 2012) et les certificats d’économie d’énergie (CEE) qui attestent de la réalisation de travaux de rénovation énergétique et obligent les fournisseurs d’énergie à financer une partie des travaux des particuliers par des primes d’économies d’énergie.

Et pour la première fois enfin, elle donne des objectifs chiffrés :

– diminuer de 3 % par an en moyenne les émissions de gaz à effet de serre de la France pour les diviser par quatre ou cinq d’ici 2050 ;

– baisser l’intensité énergétique finale de 2 % par an dès 2015 puis de 2,5 % par an d’ici à 2030. L’intensité énergétique désignant le rapport entre la consommation d’énergie d’un pays et son produit intérieur brut (PIB), elle dessine ainsi la tendance souhaitée pour la maîtrise de la demande d’énergie ;

– couvrir 10 % des besoins énergétiques par des énergies renouvelables à l’horizon 2010 – avec l’objectif « indicatif » de 21 % de la consommation intérieure d’électricité couverte par des sources d’énergie renouvelables, alors que la production d’électricité par des centrales thermiques était encore importante. Cela suppose notamment d’augmenter de 50 % la production de chaleur d’origine renouvelable et de permettre la progression de la part des biocarburants.

L’option nucléaire est maintenue avec l’autorisation de construire un réacteur nucléaire de nouvelle génération (voir le A du présent I), mais il importe de diversifier les sources d’approvisionnement énergétique.

À peine élu à la présidence de la République en 2007, moins de deux ans après la loi POPE, M. Nicolas Sarkozy demande à ses ministres chargés de l’écologie et du développement durable, M. Alain Juppé puis M. Jean-Louis Borloo, d’organiser des rencontres entre représentants de l’État, des collectivités locales, des partenaires sociaux, d’entreprises et d’organisations non gouvernementales (ONG) investies dans les questions environnementales pour prendre des décisions à long terme en matière d’environnement et de développement durable. Répondant à un engagement du candidat Nicolas Sarkozy, qui avait signé le Pacte écologique de M. Nicolas Hulot, le Grenelle de l’environnement se déroule entre le 6 juillet au 25 octobre 2007 et aborde différentes thématiques environnementales, dont le changement climatique, les déchets et l’énergie, mais en excluant la question du nucléaire.

Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, qui avait conçu le projet en tant que responsable de l’environnement dans la campagne de M. Nicolas Sarkozy, puis a été chargée de la négociation comme secrétaire d’État, explique que le Grenelle visait à réunir l’ensemble des acteurs, dont les vues étaient parfois diamétralement opposées, pour s’accorder sur des politiques coopératives qui dépasseraient les querelles historiques. « C’est l’une des raisons pour lesquelles les sujets tels que le nucléaire, la chasse et les OGM en avaient été exclus. » Elle est persuadée que cette démarche innovante a « permis de déchirer quelques-uns des corsets où se trouvaient enfermées les politiques publiques ».

Les questions énergétiques étaient plus particulièrement traitées par le premier groupe de travail, auquel participait l’ensemble des collèges. Son intitulé – « lutter contre les changements climatiques et maîtriser la demande d’énergie » – montre « le rôle prépondérant que tenaient l’efficacité énergétique et la maîtrise de la consommation dans les travaux du Grenelle, reléguant à une place secondaire les questions liées à la production ».

À l’issue du Grenelle, 263 engagements ont été pris par le Gouvernement, dont l’étude de la création d’une taxe basée sur la consommation en énergie des biens et services (taxe carbone) – piste qui sera finalement abandonnée entre la loi de 2009 et celle de 2010.

Ces travaux aboutissent à la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement (dite Grenelle I), adoptée à la quasi-unanimité de l’Assemblée nationale. Elle est complétée par la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l’environnement (dite Grenelle II), qui en précise les modalités pratiques.

Les objectifs sont un peu plus ambitieux, et surtout plus détaillés et plus contraignants que ceux de la loi POPE.

L’objectif central porte sur le climat et vise, expressément, à diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 « en réduisant de 3 % par an, en moyenne, les rejets de gaz à effet de serre dans l’atmosphère, afin de ramener à cette échéance ses émissions annuelles de gaz à effet de serre à un niveau inférieur à 140 millions de tonnes équivalent de dioxyde de carbone » (article premier). Les secteurs les plus concernés par cet enjeu sont le bâtiment et les transports, qui à eux deux représentent 40 % du total des émissions. Mais la loi de programmation consacre aussi tout un volet à la réduction des consommations énergétiques, qui suppose la mise en œuvre par l’État de divers instruments comprenant notamment l’adaptation des normes de consommation, la mise en œuvre de mécanismes d’incitation, y compris de nature fiscale, en faveur des produits les plus économes en énergie, l’extension de l’étiquetage énergétique, le renforcement du dispositif des CEE, mais aussi des mécanismes incitatifs favorisant la production des énergies renouvelables, notamment par les petites et moyennes entreprises, etc.

Il est également souligné que « les objectifs d’efficacité et de sobriété énergétiques exigent la mise en place de mécanismes d’ajustement et d’effacement de consommation d’énergie de pointe » et que « la mise en place de ces mécanismes passera notamment par la pose de compteurs intelligents pour les particuliers ».

Pour atteindre l’objectif de réduction globale des émissions de GES, la loi prévoit en particulier :

– pour l’énergie et le climat, l’objectif premier de porter la part des énergies renouvelables (EnR) à au moins 23 % de la consommation d’énergie finale d’ici à 2020 – « soit un doublement par rapport à 2005 –, avec la fixation d’objectifs intermédiaires pour chaque filière en 2009.

Cette hausse, équivalente à 20 Mtep, ne vise pas à se substituer à l’énergie nucléaire, qui n’est pas évoquée. La loi a en revanche pour autres objectifs de « diversifier les sources d’énergie » et de « réduire le recours aux énergies fossiles ».

La loi annonce par ailleurs la planification régionale du développement des EnR, via des schémas régionaux des énergies renouvelables, et l’encouragement au développement des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), qui sont encore les seules véritables solutions de stockage de l’énergie ;

– pour le bâtiment et l’habitat, la division par cinq de la consommation d’énergie dans les constructions neuves en 2012, la réhabilitation de 800 000 logements sociaux pour diviser par deux leur consommation énergétique d’ici à 2020 et la modification du code de l’urbanisme afin de favoriser les énergies renouvelables.

Il est également rappelé que « la maîtrise de la demande d’énergie constitue la solution durable au problème des coûts croissants de l’énergie pour les consommateurs » ;

– pour les transports, la réduction globale des émissions de GES du secteur de 20 % d’ici à 2020, afin de les ramener à cette date au niveau qu’elles avaient atteint en 1990. La loi de programmation décline en outre cet axe en objectifs différenciés par domaines, en promouvant notamment le développement des transports collectifs urbains, des autoroutes ferroviaires et des modes alternatifs à la route pour le fret de marchandises ;

– enfin, la création des schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) qui doivent décliner les grandes orientations des lois Grenelle en matière de réduction de la consommation énergétique et de prévention des émissions de GES.

Diverses mesures sont adoptées, comme le bonus-malus sur les véhicules individuels, la nouvelle rénovation thermique des bâtiments (la norme « Bâtiment Basse Consommation » puis la norme « énergie positive » à partir de 2020) ou encore l’éco-prêt sur le logement social.

Les lois Grenelle I et II sont également suivies par la création de différents instruments de programmation, comme le plan de rénovation énergétique de l’habitat et la programmation des investissements de production et d’approvisionnement en énergie de la France à l’horizon 2020.

Concrétisée notamment par l’arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité, celle-ci traduit les objectifs fixés par le gouvernement dès 2008, quand Mme Kosciusko-Morizet affirmait : « notre responsabilité est de préparer et d’accompagner la France dans cette transition énergétique. Pour cela, la France doit engager un vaste programme d’équipement en énergie décarbonée. En particulier, nous devons intensifier massivement le développement des énergies renouvelables et établir le calendrier de mise en place du programme de centrales nucléaires de troisième génération lancé par le Président de la République » par la définition d’un calendrier de développement pour chaque filière EnR et par la confirmation que « l’objectif concernant la production d’électricité mise en service à partir de l’énergie nucléaire est un premier réacteur de troisième génération à l’horizon 2012 et un deuxième réacteur de troisième génération à l’horizon 2017, sur des sites nucléaires existants. »

On notera enfin que pour réduire les impacts environnementaux de la production d’électricité à partir d’énergies fossiles, l’arrêté annonce la réduction du parc de production à partir du charbon et le développement concomitant du parc centralisé de production d’électricité à partir de gaz naturel.

2. Mais les filières industrielles attenantes ne sont que peu développées et les résultats encore trop modestes

a. Les progrès inégaux en sobriété et efficacité énergétiques

Comme cela a été relevé en première partie du rapport, la courbe de la consommation d’énergie française marque un infléchissement visible, après un maximum atteint en 2005.

Cette baisse est nette s’agissant de la consommation primaire, marquant le recul du charbon et du fioul, auxquels l’électricité nucléaire et renouvelable et le gaz se sont substitués au fil du temps. ([296])

La baisse des produits pétroliers est particulièrement rapide de la fin des années 1970 au milieu des années 1980, en parallèle évident avec la montée en puissance de la production nucléaire. Elle ralentit ensuite et même tendrait à légèrement remonter dans les années 2000, jusqu’à la crise financière de 2008, à partir de laquelle la décroissance ne se dément plus.

La consommation de charbon diminue à partir des années 1980, mais cette évolution stagne dans les années 2000. On peut penser que la problématique des pointes de consommation, qui apparaît à cette époque, a incité les gestionnaires à ralentir la fermeture des centrales de production électrique à partir du charbon, très pilotables. Néanmoins, la régression du charbon reprend à partir de la fin des années 2000.

Entretemps en effet, la consommation du gaz a connu une nette progression dès les années 1980 et de manière plus marquée dans les années 1990. La consommation du gaz reste ensuite à au niveau atteint jusqu’à la fin de la décennie 2010.

Quant au nucléaire, la consommation a atteint son maximum en 2005 au sommet de la mise en exploitation des nouvelles capacités de production. Elle régressera doucement ensuite avec la diminution des rendements des centrales françaises.

Ces évolutions sont moins sensibles s’agissant de la consommation finale de la France, mais elles suivent les mêmes tendances. La courbe atteint ainsi son plus haut niveau en 2001, à 150 Mtep, pour redescendre à 142 Mtep en 2019.

Si le bilan global va dans le bon sens, il ne présente pas une réduction des consommations fossiles permettant de baisser sensiblement nos émissions de GES. C’est toujours vrai aujourd’hui ; c’était encore plus criant dans les années 1990-2000.

En outre, la baisse des consommations (toutes énergies) est surtout le fait du secteur industriel, dont la consommation finale a nettement diminué depuis les années 1990. En revanche, on constate que celles des transports et du résidentiel ont continué à progresser dans les années 1990 puis se sont stabilisées à partir du milieu des années 2000.

Les bons résultats du secteur industriel s’expliquent sans doute en bonne partie par les fermetures des centrales au fioul et au charbon, souhaitées par les responsables politiques ou décidées par leurs gestionnaires qui n’y trouvaient plus la même rentabilité, avec notamment le renchérissement généré par les quotas carbone européens. Pour le reste, la commission d’enquête n’a pas été en mesure de faire la part entre ce qui découle du ralentissement économique consécutif à la crise de 2008 et les efforts réellement réalisés par les industriels au cours des deux décennies 1990 et 2000.

Quant aux autres secteurs d’activité, force est de constater que les ambitions affichées par les dispositifs qui ont été successivement mis en place ont été suivis de peu ou pas d’effet à l’échelle nationale. Au mieux elles ont permis de stabiliser leurs niveaux de consommations.

Les acteurs auditionnés ont avancé plusieurs explications à ces relatifs échecs :

– Plusieurs anciens responsables politiques de l’époque ont rappelé la faiblesse intrinsèque des objectifs opérationnels sans caractère obligatoire. Tel était notamment le défaut des dispositions relatives à la planification territoriale de la loi LAURE selon Mme Voynet. À l’inverse, le dispositif des CEE a rapidement donné des résultats – même s’ils étaient encore insuffisants – parce que les fournisseurs d’énergie devaient justifier de leurs actions en faveur des économies d’énergie.

– MM. Bouvier et Bensasson ont souligné que les prix de l’énergie étaient relativement bas dans les années 1990 et 2000 (entre 20 et 30 euros le MWh pour l’électricité) et l’énergie abondante.

Les consommateurs n’étaient en conséquence pas suffisamment incités à réaliser les investissements nécessaires. En effet, les chantiers de rénovation thermique des bâtiments représentent une charge financière particulièrement lourde pour les ménages. Quant à la mobilité électrique, elle était encore balbutiante. La loi de 2009 prévoyait justement un renforcement de la recherche dans les technologies renouvelables ou économes.

Mme Voynet accuse aussi le prix « unique » de l’électricité d’avoir ôté toute perspective de rentabilité aux solutions alternatives de production pendant des années.

– À la question : « pourquoi la France n’avait-elle pas adopté une culture du vélo et des transports en commun comme d’autres pays européens l’ont fait ? », Mme Nathalie Ortar, directrice de recherche à l’École nationale des Travaux publics de l’État, a observé que les Pays-Bas n’ayant pas d’industrie automobile, contrairement à la France, il a été plus aisé pour les gouvernants de répondre à la pression de leur population.

De fait, la structure économique et industrielle d’un pays pèse inévitablement sur certains arbitrages politiques, comme sur le niveau des moyens publics à mobiliser.

– L’importance des soutiens publics était elle-même déterminante.

Des mesures avaient été prises : les moyens de l’ADEME avaient été significativement renforcés, à hauteur de 1 Md€ supplémentaire pour le nouveau fonds chaleur ; la loi de finances pour 2009 du 27 décembre 2008 avait mis en place des mesures fiscales incitant à la rénovation énergétique (crédits d’impôts, emprunts à taux zéro, etc.) et la loi de finances rectificatives pour 2008 du 30 décembre 2008 une incitation fiscale (élargissement de l’éligibilité à la TVA réduite) pour la chaleur issue d’EnR, ainsi qu’un malus écologique. Enfin, le programme d’investissement d’avenir (PIA), issu du Grand Emprunt, promouvait les économies d’énergie à travers l’économie circulaire, les smart grids, les batteries, ou encore des procédés industriels moins polluants – et annonçait 12 Md€ pour l’éolien offshore (loi n° 2010-237 du 9 mars 2010 de finances rectificative pour 2010 relative aux investissements d’avenir).

Mais, auditionné par la commission des Finances de l’Assemblée nationale le 18 janvier 2012, le Premier président de la Cour des comptes, M. Didier Migaud, signalait que les taxes qui devaient financer une partie des actions du Grenelle n’avaient pas été collectées dans les temps, ce qui avait nui à sa mise en œuvre. Quatre ans après le début de mise en œuvre du Grenelle, le budget de l’État pour la période 2009–2011 destiné au Grenelle n’atteignait que 3,5 Md€ au lieu des 4,5 Md€ prévus.

– Les difficultés techniques n’étaient pas absentes non plus. M. Borloo rappelle la complexité des contrats de performance énergétique, pourtant indispensables pour garantir un traitement global, et utiliser l’économie pour financer l’investissement.

– Les mauvaises applications non plus. En matière de rénovation énergétique des logements notamment, certains acteurs se sont emparés de l’étiquette vertueuse du Grenelle pour tromper les consommateurs, observe Mme Kosciusko-Morizet. Le ministère de l’Environnement a donc rapidement lancé des politiques de formation dans ce domaine et des politiques de certification des acteurs pour contrer ces dérives.

M. Jean-Louis Borloo défend la puissance des plans lancés par le Gouvernement de la fin des années 2000 : de nombreux éco-prêts ont été contractés par des particuliers ; le parc HLM a conduit sa rénovation thermique ; un plan massif visait les transports. Le bonus-malus écologique sur les automobiles a eu un effet considérable sur les émissions de CO2 des voitures neuves. Et dans le cadre du plan « Site propre », le Grenelle se proposait de financer 20 à 30 % des investissements des collectivités ; le canal Seine-Nord, lancé à cette période, avait pour objectif de détourner 500 000 camions des autoroutes ; le Grenelle avait aussi prévu le lancement de trois lignes TGV afin de libérer des sillons pour le fret ; la reconfiguration de la gouvernance des ports visait à créer un hinterland ferroviaire, car 88 % du tonnage de nos ports sont pris en charge par des camions, etc.

Mais l’ancien ministre de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de la mer, en charge des technologies vertes et des négociations sur le climat rappelle que « l’action publique exige un suivi, de la constance, des évaluations et une correction des écarts en permanence. (…) Toutes les mesures qui avaient été décidées dans le cadre de Grenelle ont été mises en place. Le problème est celui de leur suivi. » Un comité de suivi était prévu par la loi. Il a travaillé durant un an, puis est tombé en désuétude. « Certaines mesures auraient sans doute dû être corrigées, réévaluées ! Notre drame, c’est le pilotage et le suivi. »

b. Un développement des ENR qui a manqué de bases industrielles

Le rapporteur observe au préalable que pour évaluer les résultats des politiques menées dans les années 1990 et 2000, il n’a disposé que des graphiques sur l’évolution des productions d’énergie communiqués par le SDES et des données sur les consommations brutes d’électricité de RTE. Les analyses réalisées au chapitre premier, comme celles qui suivent restent donc en partie empiriques.

Il n’en reste pas moins que ces graphiques montrent clairement que les productions d’énergie renouvelable n’ont vraiment décollé qu’à partir de 2005. Les consommations d’électricité relevées par RTE confirment le phénomène. La production d’électricité renouvelable hors hydraulique démarre en 2005 mais sa progression ne s’arrête plus ensuite, comme l’illustre le tableau suivant :

Consommations d’électricité brutes intérieures par filières

Source : exploitation des données de RTE.

En rajoutant les années nécessaires au déploiement des capacités correspondantes, on peut faire remonter ce démarrage à la deuxième moitié des années 1990.

Il est aisé de comprendre que le développement massif du nucléaire qui se poursuit dans les années 1990 n’a guère laissé de place à d’autres filières de production électrique – hormis le parc hydraulique, qui avait été construit pour l’essentiel avant le lancement du programme nucléaire. La France disposait alors de capacités électrogènes en forte croissance, et déjà supérieures aux besoins d’approvisionnement du pays.

Il fallait une certaine force de conviction pour soutenir le développement des énergies renouvelables (EnR) à la fin de la décennie. L’alliance du gouvernement de M. Jospin avec les écologistes a vraisemblablement renforcé ce choix politique ; mais c’est au moins autant la préoccupation du Premier ministre de diversifier les sources d’énergie qui a fondé les 1,5 Md€ d’investissements prévus à cet effet dans son programme national de lutte contre le changement climatique de décembre 2000.

Et même si ce Gouvernement avait envisagé la fin du nucléaire – ce que conteste M. Jospin –, elle aurait été très progressive. Lors de la déclaration du gouvernement sur la politique énergétique organisée le 20 janvier 1997 à l’Assemblée nationale, M. Christian Pierret, secrétaire d’État à l’industrie, avait posé le principe du « ni tout, ni tout » – « ni tout électrique, ni tout gaz ou énergies fossiles, ni tout énergies nouvelles ». Et pour Mme Dominique Voynet, qui ne renie pas ses critiques sur le nucléaire, l’idée était de « desserrer progressivement la contrainte au fur et à mesure des progrès techniques, des efforts, y compris de financement et de recherche que l’on devait consentir, pour être prêt quand les premières centrales arriveraient à échéance ».

En tout état de cause, la question de l’intermittence des moyens non carbonés de production était peu posée, précise Mme Voynet. « Elle doit être resituée dans le contexte technique de l’époque. »

La première des énergies renouvelables visées était l’hydraulique. Le gouvernement de M. Jospin a organisé la transformation de la Compagnie nationale du Rhône en producteur d’électricité hydraulique de plein exercice, en partenariat avec un autre énergéticien français, Suez, pour sécuriser le secteur.

La deuxième ressource était l’éolien. Il commençait à se développer au Danemark et en Allemagne, mais était embryonnaire en France. Le Gouvernement a alors pris, en 2001, un décret imposant à EDF d’acheter l’électricité éolienne à un prix sécurisé à l’avance – de 0,55 € par kWh pendant cinq ans, puis selon une rémunération décroissante sur 10 ans –, tout en arrêtant un objectif de 3 000 MW en électricité éolienne dans son programme national de lutte contre l’effet de serre.

Le solaire n’était pas encore défini comme un axe de la politique nationale. On discutait essentiellement du solaire thermique, avec l’idée de produire de l’eau chaude et de faciliter une forme d’indépendance énergétique dans les départements d’outre-mer (DOM) – la bagasse n’était pas encore exploitée, tout fonctionnait au fioul. Au demeurant, le monopole légal d’EDF interdisait à un usager particulier de produire sa propre électricité. Il a fallu faire évoluer le droit.

Au final, malgré les ambitions affichées, les résultats apparaissent modestes s’il est possible d’en juger par les capacités de production d’énergie renouvelable constatées quelques années plus tard (cf. le tableau Consommations d’électricité brutes intérieures par filières). Toutefois, cette étape aura été fondamentale dans la construction des politiques énergétiques de notre pays en instaurant le mécanisme d’obligation d’achat de la production d’électricité renouvelable (pour les installations dont la capacité est inférieure à 12 MW). Non seulement il garantit un débouché, mais son prix défini à l’avance par le pouvoir réglementaire et maintenu pendant 20 ans, assure la viabilité économique de productions dont le coût était beaucoup plus élevé que la production issue du charbon ou du nucléaire. Le dispositif évoluera, mais ne sera jamais remis en cause par la suite. Il participe à sa façon à la souveraineté énergétique de la France.

Les dispositifs qui ont succédé ne semblent pas avoir donné de résultats plus probants, mais ont néanmoins permis de poursuivre la progression des EnR en France.

On note tout de même une accélération de la croissance des consommations relevées par RTE à partir de 2014, qu’il est raisonnable de considérer comme largement imputable au développement des EnR pendant les années Grenelle. On pourrait également rattacher à leur bilan les 480 MW du parc d’éoliennes en mer de Saint-Nazaire qui a été inauguré en septembre dernier mais avait été initié sous le mandat de M. Sarkozy.

De fait, les ambitions portées par les gouvernements de M. Nicolas Sarkozy étaient élevées s’agissant des EnR : la loi Grenelle I visait en effet un doublement de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité d’ici 2020.

Le mix électrique était alors produit à plus de 77 % à partir d’énergie nucléaire, à 10,9 % à partir d’énergies fossiles et à 11,9 % à partir d’énergies renouvelables (dont plus de 87 % d’origine hydraulique). Dans la mesure où cela incluait l’hydroélectricité, dont le potentiel ne pouvait être significativement augmenté, cela supposait une véritable accélération des autres filières, voire une multiplication par dix de l’éolien et du solaire. Mme Nathalie Kosciusko-Morizet précise que, dans leurs calculs, ce doublement reposait en particulier sur la multiplication par deux du bois-énergie, des mesures liées aux réseaux de chaleur et une accélération du photovoltaïque.

Le fonds chaleur, qui encourage les entreprises à développer la chaleur renouvelable, les réseaux de chaleur ou encore la valorisation de la biomasse, devait permettre de couvrir un quart de ces actions. Il a été lancé avec un investissement d’un milliard d’euros pour la période 2009-2011. Le fonds déchets, qui était jusqu’alors essentiellement consacré à l’aide aux incinérateurs, a été relancé et réorienté vers des projets accordant davantage de place au recyclage. Par ailleurs, les compléments financiers prévus dans les contrats de plan État-régions ont été multipliés par cinq et le tarif de rachat des EnR a été étendu à toutes les collectivités, afin d’inciter les collèges et les lycées à développer leurs propres installations de production.

Toutefois le plus innovant dans la stratégie adoptée par le gouvernement de l’époque fut sa volonté de coupler les objectifs environnementaux et la politique énergétique avec la politique en faveur de l’emploi et la politique industrielle.

« Les politiques énergétiques doivent se doubler d’un sens économique, social et industriel », observe Mme Kosciusko-Morizet.

« Nous ne défendions donc pas une simple série de mesures environnementales, mais une politique globale qui tissait des liens avec d’autres dimensions. Nous avons connu des réussites en la matière : le fonds chaleur a généré la création de 10 000 emplois. À ce titre, je suis fière de la politique en faveur de l’éolien en mer que j’ai lancée en 2011. » Des critères de production locale ont notamment été intégrés dans les cahiers des charges des appels d’offres, afin de développer une réelle industrie de production locale.

A contrario, le manque de couplage avec la politique industrielle a sans doute été un facteur de ralentissement, selon elle.

D’après Mme Kosciusko-Morizet, sur l’éolien terrestre par exemple, la France avait pris du retard sur le plan industriel. Les volumes produits par la chaîne de valeur française seraient restés faibles par rapport aux Danois et aux Allemands, qui auraient été les véritables bénéficiaires industriels de la montée en puissance de l’éolien européen. Dans ce contexte, il apparaissait difficile de lancer une base industrielle nationale. Cela a pu jouer sur le manque d’appétence des populations locales.

La filière solaire nationale était aussi balbutiante, en dépit du fait que la technologie des panneaux photovoltaïques était d’origine française. En outre, la Chine avait entrepris d’en conquérir le marché mondial, mettant tout son poids pour décourager ses compétiteurs. L’Allemagne en avait fait elle-même les frais et voyait sa chaîne de valeur péricliter face à la concurrence chinoise.

Cette distorsion de concurrence est une des causes du moratoire décidé en décembre 2010 sur les aides au photovoltaïque. L’ancienne secrétaire d’État chargée de l’écologie rappelle le contexte de cet épisode : « La politique en faveur du solaire reposait majoritairement sur des subventions de long terme pesant largement sur les générations futures et profitant seulement à des emplois d’installation et de maintenance, sans développement d’une base industrielle. Les panneaux étaient pour l’essentiel importés. Nous avons donc lancé des appels d’offres avec des critères bas-carbone pour favoriser la production locale. Un critère de bilan carbone, qui prenait en compte l’impact du transport des panneaux, a été établi pour tenter de contourner les règles de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) et pour limiter les importations depuis la Chine. Cependant, nous n’avons pas rencontré le même succès que pour l’éolien en mer. Au fil des années, les appels de l’offre ont abandonné les critères bas-carbone. La Commission européenne s’est cette fois montrée plus sévère sur le sujet. »

Résultat, le financement des champs solaires ne bénéficiait que très ponctuellement à l’emploi local – au travers des activités d’installation et de maintenance – et peu à l’emploi européen, qui peinait à se maintenir.

Dans le même temps, portés par des tarifs de rachat très élevés à cette époque (en particulier depuis que le Premier ministre M. Dominique de Villepin les avait doublés en 2006) et d’autant plus avantageux que les panneaux solaires chinois étaient meilleur marché, les projets d’installations photovoltaïques se sont multipliés, représentant un coût annuel disproportionné pour le gain en énergie qu’ils apportaient – Dans un rapport publié le 18 avril 2018 ([297]), la Cour des comptes a estimé que les garanties accordées avant 2011 pour le solaire photovoltaïque représenteront encore 2 Md€ par an jusqu’en 2030, pour une production équivalent à 0,7 % du mix électrique…

Le moratoire n’était pas rétroactif et n’aura duré que trois mois, mais on lui reprochera longtemps d’avoir cassé la dynamique de la filière solaire. Il est en réalité, et a posteriori encore davantage, difficile d’en juger car la filière était quasi-inexistante à l’époque. Les statistiques du SDES ne commencent à décompter la production photovoltaïque qu’à partir de 2008, avec 0,2 TWh. En 2010, elle atteignait 0,6 TWh, 2,1 TWh en 2011 et 4,1 TWh en 2012.

Il ne semblait en tout cas pas absurde de réviser les modalités de soutien à la filière telle qu’elle existait, au vu des montants engagés.

Enfin, comme Mme Kosciusko-Morizet l’a constaté, un lien fort entre des implantations d’EnR et le développement économique local ou la compétitivité nationale favorise leur acceptation sociale, voire leur appropriation. À l’inverse, « les objectifs environnementaux qui ne s’accompagnaient pas directement de bénéfices en matière d’emplois ou de compétitivité – du moins, pas à la hauteur de l’investissement qu’ils requéraient – étaient plus tributaires des conditions macroéconomiques : nous pouvions lancer ces mesures lorsque nous avions suffisamment d’argent, mais ils étaient mis à l’arrêt dès lors que nous n’y en consacrions plus. »

c. Le nucléaire, devenu un objet politique très clivant, rate des rendez-vous industriels importants pour l’avenir

i. La fermeture de Superphénix constitue une erreur stratégique majeure et ouvre une décennie floue sur l’avenir de la filière nucléaire française

Il serait exagéré d’imputer aux acteurs politiques au pouvoir du milieu des années 1990 et à la fin des années 2000 une trop grande responsabilité dans la situation dégradée que connaît actuellement notre parc nucléaire, et par suite notre souveraineté énergétique.

À cette date, les premières générations de réacteurs avaient déjà été remplacées ; et gouvernants, gestionnaires et experts faisaient tous le constat que les projets en cours suffiraient durablement aux besoins du pays et devraient même dégager un substantiel excédent de production. Cette conviction de pouvoir bénéficier d’une électricité domestique abondante pendant longtemps a perduré jusqu’à la fin des années 2000. Le dernier lancement d’un chantier nucléaire remontait déjà à six ans, en 1991 et le seul projet encore officiellement envisagé était celui de la centrale du Carnet, qui trainait depuis plus de 20 ans.

Le Premier ministre M. Lionel Jospin arrivait avec le programme de sa coalition d’un moratoire sur la construction de nouveaux réacteurs, d’un autre sur le MOX ainsi que de la fermeture du surgénérateur Superphénix ([298]). Néanmoins, seule cette dernière est expressément confirmée dans sa déclaration de politique générale faite à l’Assemblée nationale le 24 juin 1997, qui exprime dans le même temps un avis fondamentalement positif sur le nucléaire ; « Si l’industrie nucléaire est un atout important pour notre pays, elle ne doit pas pour autant s’exempter des règles démocratiques, ni poursuivre des projets dont le coût est excessif et la réussite très aléatoire : c’est pourquoi le surgénérateur qu’on appelle "Superphénix" sera abandonné. »

Il reste néanmoins que l’arrêt du surgénérateur Superphénix, confirmé dès les débuts de son gouvernement, a envoyé un message négatif sur l’avenir du nucléaire, déstabilisant la filière, tout en confortant les revendications antinucléaires.

L’histoire heurtée du surgénérateur Superphénix

Superphénix est un ancien prototype français de réacteur surgénérateur à neutrons rapides (RNR) à caloporteur sodium, d’une puissance thermique de 1 240 mégawatts électriques (MWe). Mis en service à Creys-Malville en 1986, il était conçu pour produire de l’électricité et était refroidi par du sodium liquide. C’est le seul RNR à avoir atteint le seuil de production industrielle d’électricité.

Le principe de fonctionnement des réacteurs à neutrons rapides

Dans un réacteur nucléaire conventionnel à neutrons lents (RNL), l’énergie vient de la fission des noyaux d’uranium 235. La fission de l’uranium 235 est obtenue par des neutrons lents, c’est-à-dire ralentis par un modérateur (eau ou graphite) jusqu’à une énergie de l’ordre de l’électron (eV). Pour qu’une réaction de fission s’auto-entretienne, il faut enrichir l’uranium naturel au moins jusqu’à une teneur de 3 à 5 % en uranium 235.

Dans un réacteur nucléaire à neutrons rapides (RNR), le combustible de base est l’uranium 238. Cet isotope est dit « fertile » car il a la propriété d’absorber un neutron rapide (énergie d’environ 1 MeV) pour se transformer en plutonium 239, lequel est lui-même fissile sous l’impact d’un autre neutron rapide. La fission du plutonium 239 dégage trois neutrons ainsi qu’une énergie considérable transformable en chaleur. Sur ces trois neutrons, statistiquement, l’un provoque une nouvelle fertilisation (régénération), le second une nouvelle fission énergétique (de plutonium 239), et le troisième, s’il survit à une capture stérile (probabilité de 50 %), peut « surgénérer » un second atome de plutonium s’il est en présence d’atomes d’uranium 238 en excédent.

Les RNR consomment donc, sans enrichissement préalable ni modérateur, une ressource encore abondante (l’uranium 238) qu’ils transforment transitoirement en plutonium 239 pour en extraire l’énergie de fission, et qu’ils peuvent même surgénérer. De cette manière, les RNR peuvent obtenir des rendements près de 100 fois supérieurs à ceux des réacteurs de type REP.

Le fonctionnement technique de Superphénix

Le cœur de Superphénix utilisait comme combustible un mélange composé de 80 % d’uranium 238 fertile (naturel ou appauvri) et de 20 % de plutonium 239 fissile.

Superphénix utilisait du sodium liquide à 550°C comme liquide caloporteur primaire. 5 000 tonnes de sodium étaient présentes dans les canalisations de Superphénix. Le sodium est un excellent caloporteur avec des caractéristiques hydrauliques voisines de celle de l’eau mais qui ne ralentit pas les neutrons. Il pose en revanche des problèmes de sûreté car il s’enflamme au contact de l’air et explose en présence d’eau. Un cycle indirect de type piscine était donc nécessaire pour éviter une réaction entre le sodium et l’eau du circuit de production d’électricité.

Situé à l’intérieur de la cuve principale, le cœur du réacteur de Superphénix était noyé dans une piscine de sodium. Ce sodium, en contact direct avec le cœur, était chauffé à partir de l’énergie dégagée par la fission nucléaire. Ce circuit primaire de sodium échangeait ensuite sa chaleur avec un circuit secondaire de sodium, à travers un échangeur de chaleur intermédiaire. Ce circuit de sodium secondaire cédait à son tour sa chaleur à un circuit eau-vapeur. Ce dernier entraînait les turbines de l’alternateur après vaporisation de l’eau, permettant la production d’électricité.

Comme surgénérateur, Superphénix pouvait produire plus de plutonium qu’il n’en consommait ; et comme incinérateur, il pouvait consommer plus de plutonium qu’il n’en consommait. Il pouvait donc soit régénérer son stock de combustible, soit détruire des déchets radioactifs.

L’historique de Superphénix

Superphénix a été conçu par le CEA et était exploité par la société NERSA, née de la collaboration entre EDF, Enel en Italie et SBK en Allemagne. Le fonctionnement des installations était confié à EDF.

Il a été précédé par le petit surgénérateur de recherche Rapsodie (20 MW thermique) et le réacteur expérimental Phénix, construit en 1968 (250 MWe). Superphénix est officiellement autorisé par le gouvernement français le 12 mai 1977 (les travaux préliminaires ont déjà commencé) ; malgré de fortes oppositions, il est mis en service en 1986.

Des problèmes techniques (une première fuite de sodium dans le barillet en 1987 puis dans un circuit primaire en 1990 – mais aucune fuite à l’extérieur) nécessitent des actions correctrices prolongées au cours de ses quatre premières années de fonctionnement. L’effondrement du toit de la salle des machines en décembre 1990 prolonge son arrêt. Une nouvelle enquête publique est engagée le 23 décembre 1992. Elle donne un avis favorable au redémarrage en juin 1993, mais un nouveau décret d’autorisation n’est signé que le 11 juillet 1994, avec pour finalité la recherche et la démonstration (et non plus la production d’électricité).

Fin 1994, un incident mineur l’arrête à nouveau jusqu’à septembre 1995. En 1996 il produira 3,392 TWh, soit un facteur de charge de 31 %. Mais en décembre 1996, il est à nouveau arrêté pour sa visite décennale. Ce sera définitif.

Le 28 février 1997, le Conseil d’État annule le décret de 1994 en raison du décalage entre les missions de recherche inscrites dans le décret et celle de réacteur nucléaire qui avait été soumise à enquête publique. Sa nouvelle mission demande à être soumise à une nouvelle enquête publique.

Finalement, le 19 juin 1997, le Premier ministre Lionel Jospin annonce sa fermeture. Elle est actée par décret le 30 décembre 1998.

M. Lionel Jospin reconnaît que cette décision avait une origine politique : l’accord signé avec Les Verts pendant la campagne des législatives. Les électeurs avaient été informés de l’intention et avaient fait leur choix.

Sans pourtant produire aucun élément pour étayer ses déclarations et en contradiction avec la quasi-totalité des avis des personnes auditionnées (à l’exception de Mme Lepage et de Mme Voynet, fortement engagées pour la fermeture de Superphénix), l’ancien Premier ministre explique que sa décision reposait fondamentalement sur des raisons industrielles, à la fois techniques et financières : « La technologie du surgénérateur était séduisante théoriquement. Le plutonium obtenu lors de l’utilisation de l’uranium dans les centrales classiques laissait espérer un usage comme combustible pour produire de l’électricité dans la filière du surgénérateur. En outre, la transmutation espérée des matières nucléaires semblait ouvrir une voie à l’élimination des déchets. Mais la centrale dite surgénérateur lancée à Creys-Malville en 1977 et terminée en 1987 était un échec industriel. Elle n’avait jamais fonctionné de façon stable, elle avait subi un incident sur incident et connu de longs arrêts de fonctionnement. Les technologies employées étaient risquées, puisque le sodium explose au contact de l’eau et elles n’étaient pas maîtrisées après 20 ans d’efforts. Le projet, qui devenait lourd financièrement pour EDF, ne promettait pas le succès. »

M. Jospin précise que « Superphénix était à la fois un prototype de recherche et à visée industrielle. S’il avait été uniquement dans le champ de la recherche, les recherches auraient été poursuivies comme elles le sont avec ITER sur la fusion. Nous ne savons pas si ITER aboutira en 2035 ou en 2045. De nombreux pays acceptent de dépenser des sommes importantes dans une technologie future et dans une recherche qui est d’abord fondamentale. Superphénix était une centrale et non seulement un prototype de laboratoire. Les coûts financiers pour EDF étaient considérables ». ([299])

Un rapport de la Cour des comptes, publié en octobre 1996 – qui examinait les comptes et la gestion au 31 décembre 1994 de la société NERSA ([300]) – avait déjà relancé le débat sur la question de remettre de l’argent dans Superphénix alors qu’il existe toujours « des interrogations sur l’utilité et la pérennité de cet outil ». Le surgénérateur aura en effet nécessité plus de 60 milliards de francs (1994), soit 12 Md€ (2010) depuis vingt-cinq ans, pour des recettes de moins de 2 milliards de francs. La Cour s’est également interrogée sur l’intérêt économique de poursuivre l’exploitation de Superphénix comme incinérateur de déchets nucléaires, mais elle relève que techniquement, il ne peut détruire que 1 à 2 % de la production annuelle de plutonium des centrales françaises.

Mme Corinne Lepage était alors ministre de l’Environnement. Elle a fait appel à un groupe de scientifiques, la « Commission Castaing », pour évaluer la situation. Leur rapport concluant que Superphénix pouvait fonctionner correctement sous la forme d’un centre de recherche, comme cela avait été décidé en 1994, le Gouvernement de M. Juppé a donc choisi de conserver un outil qui existe pour les besoins de la recherche nucléaire. Toutefois, quand le Conseil d’État a annulé le décret de 1994 en février 1997, considérant notamment que cela présentait un risque important pour la sûreté en raison de la puissance potentielle très élevée du réacteur, Mme Lepage s’est opposée à ce qu’il retrouve un fonctionnement de producteur d’électricité. Le Conseil d’État préconisait une nouvelle enquête publique, que le Premier ministre n’a pas souhaité organiser. Ce dernier a alors consulté le Conseil d’État sur la possibilité de reprendre directement un nouveau décret limité à une seule activité de recherche. Mais « nous n’aurons jamais la réponse, car nos successeurs ont décidé de fermer Creys-Malville et ont demandé au Conseil d’État de ne pas rendre son avis », commente Mme Lepage.

Outre l’engagement électoral initial, la nouvelle majorité voyait pour sa part les pannes récurrentes, les coûts de fonctionnement élevés, la menace du retrait de leurs partenaires italiens et allemands et le risque de sûreté potentiel.

Sans fournir d’élément qui permette d’étayer ses déclarations, Mme Dominique Voynet indique notamment : « Au moment de décider, nous disposions des avis nuancés de certains des cadres dirigeants de la filière nucléaire, conscients des difficultés liées au saut quantitatif que représentait cet équipement par rapport à Rapsodie et à Phénix – d’une puissance de 20 et 250 mégawatts, respectivement – et aux nombreux arrêts pour panne et réparation. (…) Ils étaient tous en proie au doute. »

En réponse à la Cour des comptes, dans le rapport précité, les ministres de l’industrie, de l’économie et des finances et du budget de l’époque confirmaient que « la décision de construire Superphénix a été prise en 1974 dans un contexte de forte croissance économique, alors qu’il devenait manifeste que les énergies primaires ne seraient pas inépuisables et que la France engageait un ambitieux programme de centrales nucléaires à eau pressurisée. Toutefois, on constate a posteriori que le passage direct d’un réacteur de 250 mégawatts (Phénix) à un prototype de taille industrielle de 1 200 mégawatts était un choix excessivement optimiste et que la complexité de la technologie a entraîné des surcoûts d’investissement et des difficultés de fonctionnement importantes. »

En outre, ajoute Mme Voynet, « plusieurs nous ont dit que tout ce que l’on faisait avec Superphénix pouvait être effectué avec Phénix, qui venait de bénéficier de travaux importants de modernisation » – Cela ne concernait cependant que ses activités de recherche, convient-il de préciser.

Superphénix est alors définitivement fermé en décembre 1998 et le réacteur Phénix autorisé à redémarrer (initialement jusqu’en 2004).

Treize ans après, le démantèlement de Superphénix est toujours en cours, pour un coût total d’environ 2 Md€, selon les calculs de M. Cédric Lewandowski, qu’EDF assume seule, sans compter les dédommagements qu’elle a dû verser à ses anciens partenaires.

Au vu des débats qui se sont poursuivis autour de Superphénix et des autres essais de réacteurs à neutrons rapides, au vu des investissements considérables qui avaient été consentis et achevés, au vu des enjeux que représente la « fermeture du cycle » pour l’indépendance énergétique de la France et pour la performance de la recherche et développement nationale, le rapporteur estime que la fermeture de Superphénix, sans débat ni implication de la Représentation nationale, constituent une erreur et une faute stratégique lourde dont les conséquences se font sentir aujourd’hui.

Certes, le Parlement n’avait pas été consulté lors du lancement du projet ; mais le rapporteur relève, en premier lieu, qu’il est contradictoire de prendre cette décision de fermer Superphénix de manière unilatérale et de défendre par ailleurs l’importance d’un débat démocratique sur l’avenir du parc nucléaire.

Certes, l’ancien administrateur général du CEA, M. Yannick d’Escatha, confirme que certaines recherches sur les neutrons rapides dont le CEA était responsable ont pu en effet se faire dans Phénix, jusqu’à son arrêt le 1er février 2010. Mais elles n’ont évidemment pas offert les mêmes possibilités d’acquisition de connaissances et d’amélioration de la technologie des réacteurs de quatrième génération.

Au reste, tout en admettant que « le passage de 125 à 600 mégawatts est une extrapolation dont le coefficient n’est pas habituel », M. d’Escatha, également ingénieur, a affirmé au rapporteur que « le réacteur Superphénix, après avoir été ‘déverminé’, comme tous les prototypes [c’est-à-dire qu’il faut le mettre au point pour corriger ses imperfections initiales avant de l’industrialiser], aurait parfaitement bien fonctionné ».

Il est regrettable de penser que la France pourrait avoir ainsi renoncé à une technologie déjà au stade du prototype industriel, qui permettait aussi bien de produire du combustible de façon quasi cyclique, limitant les importations à un niveau très faible, que d’absorber une partie des déchets nucléaires dont nous ne savons que faire aujourd’hui.

Même si la Cour des comptes en soulignait la faible portée, l’option de transformer Superphénix en incinérateur de déchets à vie longue aurait pu au moins être discutée.

Le plus dommageable est que la filière nucléaire française a perdu là une partie de son avance dans la recherche de pointe qui faisait sa réputation mondiale, et laissé la place à ses concurrents.

M. Gadonneix reconnaît que Superphénix « n’était pas encore un succès industriel ». Mais « il n’est pas possible d’être un leader mondial – ce que nous étions – sans être à la pointe de la recherche. Les surgénérateurs restent une voie d’avenir mais nous n’y sommes pas présents – c’est très ennuyeux. »

M. Pascal Colombani, qui a succédé à M. d’Escatha comme administrateur général du CEA, explique que la décision a eu un impact négatif immédiat dans ce domaine : « Cette décision a (…) eu des effets délétères à l’étranger. Nos partenaires japonais n’ont pas compris pourquoi nous opérions ce choix alors que, à leurs yeux, nous étions les leaders » et que d’autres pays ont poursuivi ces recherches.

Sept ans plus tard, la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programmation fixant les orientations de la politique énergétique, adoptée sous le gouvernement de M. Raffarin, a rouvert la piste des réacteurs dits de quatrième génération comme objet de recherche sur les technologies nécessaires à une gestion durable des déchets nucléaires. Puis, sous le gouvernement de M. de Villepin, la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs a confirmé le projet ASTRID avec l’objectif « de mettre en exploitation un prototype d’installation avant le 31 décembre 2020 ». Il a fallu cependant attendre le 9 septembre 2010 pour que soit signée la convention entre l’État et le CEA fixant les objectifs du projet ASTRID ainsi que celui du réacteur Jule Horowitz et qu’un budget pluriannuel de 651,60 M€ soit voté dans le la loi de finances rectificative pour 2010 au titre du premier Plan d’investissements d’avenir.

Entretemps, 12 années de recherches au ralenti s’étaient écoulées.

ii. La filière s’est fragilisée et fractionnée au détriment de l’« Équipe France »

M. Colombani observe par ailleurs que l’arrêt de Superphénix a durement affecté le moral des chercheurs du CEA et probablement aussi d’EDF. Cette décision n’a pas accéléré le départ des compétences de la filière. La fin du cycle de construction des centrales en France en est la première cause.

En revanche, la fermeture de Superphénix a amenuisé un peu plus les perspectives professionnelles dans la filière nucléaire et amoindri encore son image de voie porteuse d’avenir ou de défi scientifique, décourageant les jeunes compétences de venir travailler dans le secteur, alors même que celui-ci commençait à devoir gérer le renouvellement des générations qui avaient construit nos réacteurs.

Pour autant, comme cela a été précédemment relevé, les responsables politiques ont mis des années avant de commencer à prendre la mesure du phénomène et des dégâts qu’il va entraîner.

Mais dans ces années 1990-2000, force est de constater que le travail de sape de la filière nucléaire est aussi venu d’elle-même. Avec un marché national très amoindri et des marchés mondiaux très concurrentiels, une compétition féroce s’est en effet développée entre ses deux principaux acteurs, EDF et Areva. Au lieu de dynamiser la filière, elle a tourné à une sorte de guerre fratricide, qui a fini par nuire aux intérêts de l’« Équipe France ».

En premier lieu à l’entreprise Areva elle-même. Elle est née en 2001 du regroupement des activités de grandes entreprises de la chaîne de valeur nucléaire, Cogéma, CEA Industrie et Framatome – absorbé par AREVA NP en 2006. Essentiellement détenue par l’État, spécialiste internationale de la construction de réacteurs nucléaires, mais aussi acteur de poids mondial dans les combustibles nucléaires, elle a le vent en poupe. Dix ans plus tard, les responsables politiques s’inquiètent des graves difficultés de l’entreprise, étranglée par les dérives du chantier de l’EPR finlandais d’Olkiluoto et par l’échec onéreux de l’achat de la société UraMin. Areva sera dès lors soumise à plusieurs cessions d’activités importantes à partir de 2010 et d’une complète réorganisation industrielle entre 2016 et 2018, date à laquelle l’entreprise devient Orano.

Pour l’historique et l’analyse détaillée du processus jusqu’en 2012, on peut se reporter utilement au rapport des Députés Marc Goua et Camille de Rocca-Serra de mars 2012. ([301])

Interrogée par la commission d’enquête, Mme Anne Lauvergeon, qui fut présidente du directoire d’Areva jusqu’en 2010, rappelle que la filière était à un tournant crucial : celui du renouvellement de ses compétences, alors que les personnels qui avaient été recrutés en grande quantité au moment du démarrage du nucléaire étaient désormais proches de la retraite ou déjà partis en retraite et celui de la fragilisation de Framatome et Cogema qui « avaient construit toutes leurs usines dans la logique de servir EDF » face à l’arrêt du programme nucléaire français, à un moment où certaines usines devaient faire l’objet d’une réévaluation par l’ASN. Pour rebondir, Areva a choisi de « reconstruire des compétences et des usines » et de renforcer sa place sur le marché international – avec l’idée d’« aller au-delà de son rôle de sous-traitant d’EDF », commente M. Éric Besson – et l’ambition de couvrir toute la chaîne de valeur de la filière.

Cette stratégie s’est révélée trop aventureuse pour Areva et n’était pas partagée par EDF qui « estimait être le chef de file du nucléaire en France » (M. Jean-Louis Borloo). Le président directeur général d’EDF du début des années 2010, M. Henri Proglio, aurait même eu la volonté de prendre le contrôle d’Areva, rapporte M. Pierre-Marie Abadie.

S’est alors développée une compétition plus mortifère que rentable. Chacun a poussé ses pions sur le marché mondial (Finlande, Chine) sans bénéficier des synergies qu’offrait la chaîne de valeur complète dont bénéficiait la France, en faisant parfois de la surenchère, voire en ne partageant pas les données nécessaires – Dans son rapport sur la filière EPR de juin 2020, la Cour des comptes a rappelé que « les rivalités entre les deux groupes publics nationaux, non arbitrées par les autorités politiques de l’époque, se sont traduites par une surenchère dangereuse pour la filière nucléaire française ». M. Borloo se rappelle que « Les polémiques entre les deux entreprises étaient incessantes et quotidiennes de part et d’autre ».

Le pic a été atteint avec l’échec, en janvier 2010, de la candidature de la filière française à l’appel d’offre des Émirats Arabes Unis pour développer leur parc nucléaire, avec un budget de 20 Md€ à la clé. Malgré l’intervention du Président de la République Nicolas Sarkozy, Abu Dhabi se décide pour la proposition coréenne, plus adaptée en taille à ses besoins et moins coûteuse. Mais ce ne sont pas les seules raisons. Les observateurs rapportent que les différentes entreprises françaises qui devaient porter ensemble le projet ont avancé leurs projets séparément, sans coordination ; en outre, le client émirien ne connaît qu’EDF lequel avait d’abord refusé de participer. Quand il rejoint l’« Équipe France », il est trop tard. ([302])

Les stratégies concurrentielles de ces entreprises ont causé de lourds dégâts. Ce conflit a créé, au surplus, une crispation dans l’ensemble de la filière. « Une partie de l’expertise, issue du monde de la recherche du CEA, craignait de se retrouver prise en otage dans cette bataille » se souvient Mme Kosciusko-Morizet, ce qui aura nui à la bonne gestion du design puis du chantier de l’EPR, estime-t-elle. Le « rapport Roussely » de 2010, précédemment évoqué, n’a pas manqué de souligner le problème que représentaient l’absence de coordination de la filière et les mésententes entre ces acteurs majeurs du secteur.

Si les dirigeants des entreprises concernées portent une responsabilité directe dans cette situation, on peut cependant s’interroger – à l’instar de M. Daniel Verwaerde, ancien administrateur général du CEA – « sur la manière dont l’État, dans la décennie qui a précédé cette déconfiture, avait contrôlé le fonctionnement du groupe Areva pour que de telles difficultés apparaissent » et plus généralement – ajoute le rapporteur – le fonctionnement des grands champions de la filière, qui étaient pourtant détenus par l’État ou des personnes publiques.

Or, ce n’est qu’à partir de 2010 que les responsables politiques se sont réellement emparés du problème. Le ministre chargé de l’Industrie du gouvernement de François Fillon, M. Éric Besson, a indiqué à la commission d’enquête avoir reçu une feuille de route claire du Président de la République et du Premier ministre qui consistait à réorganiser la filière nucléaire nationale. Il explique avoir d’abord tenté de le faire par la concertation. Puis, à la suite de l’échec d’Abu Dhabi et du « rapport Roussely », il a eu mandat d’installer un comité stratégique de l’énergie nucléaire, créé le 25 juillet 2011, au sein duquel EDF a été explicitement désigné comme chef de file. Le même jour, un nouveau partenariat stratégique, technique et commercial a été signé entre EDF et Areva.

Le rapporteur déplore qu’il ait fallu attendre si longtemps, et cumuler autant de difficultés pour les acteurs de notre filière stratégique, avec notamment l’affaiblissement important d’un ancien champion français, avant que les gouvernements n’assainissent la situation.

Cela doit nous amener à réfléchir à la manière dont l’État doit conduire sa gestion des entreprises publiques et sa stratégie industrielle, plus généralement.

iii. Un tournant majeur, et transpartisan, a néanmoins été réalisé sur la sûreté nucléaire, sur la transparence en la matière et sur la gestion des déchets

Les protestations contre le programme nucléaire ont accompagné son développement depuis les années 1970. Mais la catastrophe de Tchernobyl en 1986 est venue aviver la suspicion et les peurs que cette technologie peut susciter. Les controverses se sont notamment développées autour de la communication des pouvoirs publics sur l’évènement, qui ont fortement marqué les opinions publiques jusque dans notre pays, rappelle M. Yves Bouvier. L’accident de Tchernobyl a soulevé en particulier la question de la sous-estimation de ses effets et de la nécessité d’une expertise indépendante. Cela a d’ailleurs conduit à la mise en place de la Commission de recherche et d’Information indépendantes sur la radioactivité en mai 1986.

Dans les années 1990, les critiques, et même l’hostilité de certains courants politiques, s’étaient aussi cristallisées sur le problème de la gestion des déchets à long terme.

Le CEA, en partenariat avec Framatome, EDF, Siemens, les nouvelles autorités de sûreté françaises et allemandes, se sont aussitôt mis à travailler sur le renforcement de la sûreté des technologies nucléaires. Cela a exigé du temps – le temps long de la recherche – mais a abouti à des résultats reconnus dans de nombreux pays.

M. Yannick d’Escatha, ancien administrateur général du CEA, le raconte : « Ces recherches avaient trois volets. Premièrement, il s’agissait de réduire la probabilité de fusion du cœur ; on visait une réduction d’un facteur 10. Deuxièmement, on envisageait le cas où, malgré toutes nos précautions, l’accident se produisait. Si le cœur avait fondu, comment maintenir la radioactivité à l’intérieur de l’enceinte de confinement, pour que rien ne sorte ? Il fallait inventer des dispositifs spécifiques. Troisièmement, il fallait faire toutes ces démonstrations de manière déterministe : cela signifie qu’on n’était pas dans le registre des probabilités. Beaucoup d’autorités de sûreté s’appuient sur des évaluations probabilistes de sûreté. Nous, nous voulions nous assurer que, si le cœur venait à fondre, rien ne sortirait.

« Ces travaux ont pris des années et ont conduit à des innovations déterminantes. Je pense à toutes celles qui ont effectivement permis de réduire la probabilité d’un accident : l’instrumentation, le contrôle commande, la multiplication des circuits de sécurité. Mais je songe surtout au récupérateur de corium, ou core catcher, que peu de pays ont réussi à mettre au point. C’est un dispositif qui doit permettre de récupérer le cœur fondu s’il passe à travers la cuve et de l’étaler pour le refroidir, sur des couches de béton sacrificielles. Tout cela a été mis au point dans les installations du CEA à Cadarache. Le refroidissement se fait de manière passive et ne nécessite pas de sources d’énergie : c’est la gravité qui agit.

« Les technologies conçues pour ce système ont atteint la totalité des objectifs. Les performances et les caractéristiques de ce réacteur ont été homologuées par les autorités de sûreté non seulement en France mais également au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Finlande et en Chine. »

Contrairement aux autres problématiques relatives au nucléaire, les gouvernants français n’ont pas été en reste.

M. Lionel Jospin a même fait de la sécurisation de la filière nucléaire un des axes prioritaires de sa politique énergétique. Il a ainsi mis en place de nombreux dispositifs en réponse, à la fois, aux attentes de sûreté et de transparence sur la sûreté nucléaire et aux défis de la gestion à long terme des déchets radioactifs.

Ces dispositifs ont été complétés ou renforcés à différentes reprises par des majorités politiques différentes, tous les acteurs politiques et industriels s’accordant en particulier sur la nécessité d’assurer le meilleur niveau de sûreté nucléaire possible.

Le contenu actuel de ces dispositifs a été présenté dans d’autres parties du rapport. On n’y reviendra pas. Mais il est intéressant de rappeler les étapes de leur construction pour montrer le grand mouvement qui s’est engagé à cette période.

● S’agissant de la sûreté nucléaire et de l’indépendance de ses experts, indispensable pour offrir l’incontestabilité et la transparence souhaitée par les Français :

– la loi n° 2001-398 du 9 mai 2001 crée une Agence française de sécurité sanitaire environnementale, dont l’article 5 crée l’Institut national de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN). Il est mis en place dès le début de 2002 par le décret 2002-254 du 22 février 2022.

Mme Voynet observe qu’en donnant des moyens pérennes à la radioprotection (c’est-à-dire la maîtrise des risques pour la santé des populations) et en la rapprochant de la sûreté nucléaire, ils ont « redonné de la crédibilité aux autorités publiques de contrôle et plus largement à la parole de l’État » ;

– la loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, dite loi TSN, crée le Haut comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire (HCTISN), instance d’information, de concertation et de débat sur les risques liés aux activités nucléaires.

La direction générale de la sûreté et de la radioprotection (DGSNR) devient par ailleurs une autorité administrative indépendante : l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Mme Voynet souligne que si cette réforme s’est traduite dans une loi portée par la majorité suivante, le principe avait été posé par son gouvernement. Au reste la loi de 2006 a été adoptée de manière consensuelle ;

● S’agissant de la gestion des déchets, nécessaire au fonctionnement maîtrisé de la filière :

La création de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) remonte à la loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs, dite loi Bataille, complétée au cours des années suivantes par :

– le décret du 3 août 1999 autorisant l’ANDRA à installer et exploiter sur le territoire de la commune de Bure (Meuse) un laboratoire souterrain destiné à étudier les formations géologiques profondes où pourraient être stockés des déchets radioactifs ;

– la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, qui conforte les missions de l’ANDRA (de conception et d’exploitation du stockage des déchets), impose la réversibilité du stockage pendant 100 ans, prévoit des modalités de financement et l’adoption tous les trois ans d’un Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) ;

– enfin, la loi n° 2010-237 du 9 mars 2010 de finances rectificative pour 2010 relative aux investissements d’avenir, qui permet d’attribuer à l’ANDRA 100 M€ pour le financement du développement de solutions innovantes de traitement des déchets radioactifs visant à réduire le volume et la dangerosité de certains déchets difficiles à stocker (la convention est signée le 3 août 2010 entre l’État et l’ANDRA).

*

Au début de la décennie 2010, le système de production électrique national apparaît ainsi très excédentaire, sans assurer l’entièreté des besoins des consommateurs français. Son avenir est en outre interrogé : si les réticences des écologistes vis-à-vis du nucléaire et leur influence entre 1995 et 2002 ont freiné le remplacement du parc, elles n’ont pourtant pas vraiment remis en cause la prépondérance nucléaire dans notre modèle. Ainsi, la relance opérée en 2005 reste timide. Les causes en sont multiples, mais elles inscrivent inéluctablement le parc français dans une logique de prolongation plus que de renouvellement à court et moyen termes, l’exposant, plus ou moins consciemment, au risque qu’une impossibilité technique contraigne les gestionnaires à arrêter l’exploitation de toute une série de réacteurs – ce qui s’est produit moins de dix ans plus tard.

II. Les AnnÉes 2012-2017 – des objectifs qui se décorrèlent progressivement de la rÉALITÉ ÉNERGÉtique

La décennie 2010 s’ouvre par un accident nucléaire au retentissement mondial survenu le 11 mars 2011 au Japon, dans la centrale de Fukushima Daiichi, à la suite d’un tsunami consécutif à un tremblement de terre. Il ne s’agissait donc pas, comme à Tchernobyl en 1986, d’un accident nucléaire lié aux conditions de fonctionnement interne de la centrale ([303]).

La catastrophe de Fukushima : une catastrophe naturelle provoquant un accident nucléaire

Il s’agit d’un accident nucléaire majeur classé au niveau 7 de l’échelle INES, ce qui le place au même degré de gravité que la catastrophe de Tchernobyl (1986), compte tenu du volume important des rejets. Il combine les effets d’un accident nucléaire et d’un tremblement de terre.

Étape 1 : le séisme. Le 11 mars 2011, à 14h46, un séisme de magnitude 9 se produit au large du Japon.

La centrale nucléaire de Fukushima Daiichi perd son alimentation électrique externe : les réacteurs en activité sont automatiquement mis à l’arrêt, et les groupes diesel de secours pour maintenir le fonctionnement des pompes de refroidissement sont activés.

Étape 2 : le tsunami. Le tremblement de terre provoque alors un tsunami qui dévaste la côte Pacifique du pays.

À 15h30, plusieurs vagues hautes de plus de 15 mètres touchent la centrale. S’ensuivent alors plusieurs conséquences : l’endommagement des prises d’eau en mer et la perte des générateurs diesels de secours.

Les moyens de refroidissement de secours ne sont plus opérationnels, les cœurs des réacteurs ne sont donc plus refroidis.

L’eau bout dans la cuve, de la vapeur d’eau est produite et le niveau d’eau diminue dans le cuve. Les cœurs entrent en fusion partielle, avant une stabilisation le 17 mars.

Étape 3 : la montée en pression dans l’enceinte de confinement : la vapeur d’eau qui y est produite fait monter la pression.

Étape 4 : les décompressions du réacteur : ces décompressions sont nécessaires pour éviter l’endommagement de l’enceinte de confinement.

Étape 5 : explosion de l’hydrogène : l’accumulation de l’hydrogène conduit à une explosion dans le réacteur n° 1 le 12 mars, dans le réacteur n° 3 le 14 mars et dans le réacteur n° 2 le 15 mars.

Depuis l’accident, la centrale a été mise hors service, et la durée de son démantèlement est évaluée à quarante ans.

Source : https://www.asn.fr/l-asn-informe/situations-d-urgence/accident-de-fukushima#les-centrales-nucleaires-de-fukushima

Si l’accident rappelle les risques associés à l’énergie nucléaire dans des zones soumises à des risques sismiques importants, son retentissement notamment médiatique excède de loin ce qui s’est effectivement produit et provoque ce qui fut qualifié d’« hiver du nucléaire ».

Au Japon, l’accident est, selon M. Philippe Sauquet, un « véritable traumatisme », accentué par le fait qu’il survient dans un « pays sophistiqué, doté de très bons ingénieurs et dont le souci de sécurité est au moins égal au nôtre ». Le pays décide alors d’arrêter sa production nucléaire.

Les répercussions de l’accident s’étendent rapidement à d’autres pays. En Allemagne, où le choix de sortir du nucléaire avait déjà été fait, Mme Angela Merkel décide immédiatement d’accélérer le calendrier de fermeture des centrales. La Belgique décide de sortir du nucléaire à l’horizon 2025, et la Suisse prend la même décision sans fixer d’échéance. Si tous ces engagements ne se réaliseront pas suivant les calendriers envisagés (le Japon a ainsi progressivement remis en marche une partie de ses réacteurs), le nombre de pays européens soutenant l’énergie nucléaire se réduit. En Italie, le nucléaire civil avait été arrêté en 1990, après l’accident de Tchernobyl. En 2008, le Gouvernement de M. Sylvio Berlusconi avait néanmoins annoncé le retour de cette énergie et envisageait la construction d’un EPR. Il déclare y mettre un coup d’arrêt le 19 avril 2011. Ce changement de stratégie énergétique est confirmé par les Italiens qui, lors d’un référendum d’initiative populaire organisé les 12 et 13 juin 2011, expriment à plus de 94 % leur volonté d’abroger la loi autorisant la construction de nouvelles centrales.

Le Royaume-Uni et les pays d’Europe centrale et orientale maintiennent quant à eux leur soutien à l’énergie nucléaire, de même que la France.

Le Président de la République M. Nicolas Sarkozy tient un discours en ce sens le 16 mars 2011 ([304]) : « cet accident nucléaire provoque à travers le monde un certain nombre d’interrogations sur la sûreté des installations nucléaires et les choix énergétiques. La France a fait le choix de l’énergie nucléaire, qui constitue un élément essentiel de son indépendance énergétique et de la lutte contre les gaz à effet de serre. Ce choix a été indissociable d’un engagement sans faille pour assurer un très haut niveau de sûreté pour nos installations nucléaires. L’excellence technique, la rigueur, l’indépendance et la transparence de notre dispositif de sûreté sont reconnues mondialement. Je demeure aujourd’hui convaincu de la pertinence de ces choix ». Il s’engage à ce que les enseignements de l’accident soient tirés en France en matière de sûreté des installations.

En 2013 ([305]), lors d’un déplacement au Japon, le Président de la République M. François Hollande se prononce également sur l’accident. Il rappelle l’exigence de sûreté et évoque la diversification des sources d’énergie sans remettre en cause frontalement la poursuite de la filière nucléaire : « C’est vrai, vous le vivez ici, il y a un après Fukushima. Plus rien ne sera comme avant. Toutes les leçons doivent être tirées pour que pareille catastrophe ne se reproduise plus, ni ici, ni ailleurs. Nous y travaillons. Japon et France, nous devons montrer un niveau de sûreté, incontestable, le meilleur possible, celui qui permettra si des pays en décident souverainement de maintenir une production d’énergie nucléaire. Nous devons également traiter la question des déchets et démanteler les centrales que nous avons décidé de fermer. Voilà aussi un beau défi à relever ensemble, Japon et France ! Nous devons aussi diversifier nos sources d’énergie. Il y a une coïncidence d’intérêts : le Japon et la France ne disposent pas de ressources pétrolières. Raison de plus pour travailler ensemble et faire en sorte que sur les énergies renouvelables nous puissions être, là encore, en avance. »

En dépit de cette confirmation du choix français de l’énergie nucléaire, et comme l’ont souligné de nombreux experts lors des auditions, les répercussions sur la filière en France sont importantes.

Qualifié de « véritable retournement » (M. Pierre-Marie Abadie), la catastrophe a, d’après Mme Anne Lauvergeon « rebattu les cartes du nucléaire ». Mme Catherine Cesarsky, haut-commissaire à l’énergie atomique au moment de la survenue la catastrophe, explique qu’il a mis un coup d’arrêt à la volonté politique de relance du nucléaire : « Durant près d’un an, nous n’avons parlé que de sûreté (…). Nous ne sommes jamais repartis avec autant d’allant que précédemment. La médiatisation de l’accident y est pour beaucoup ».

La catastrophe de Fukushima crée alors, pour reprendre les termes employés par M. Cédric Lewandowski, « un nouvel état d’esprit », qui aboutit à ce que « l’idée du développement du nucléaire, de son renouvellement et de la construction de nouvelles centrales [quittent] le champ des priorités à ce moment », dans un contexte où « l’opinion des leaders d’opinion [bascule] en dessous de 50 % vis-à-vis du soutien au nucléaire ».

Dans les mois qui suivent la catastrophe, l’opinion publique se révèle également très marquée. Un sondage IFOP réalisé le 5 juin 2011 indique que 77 % des Français souhaitent une sortie plus ou moins rapide du nucléaire, 62 % des Français souhaitant un arrêt progressif sur 25 ou 30 ans et 15 % souhaitant un arrêt rapide. Si le niveau d’inquiétude à l’égard des centrales nucléaires baisse assez rapidement (il passe de 56 % en avril 2011 à 42 % en mars 2012), la catastrophe a un impact sur l’image du nucléaire, et réduit en conséquence tant l’acceptabilité de la filière en général que son attractivité.

La catastrophe a aussi des conséquences industrielles et techniques en France, du fait non seulement de la sortie de l’Allemagne du nucléaire – Siemens se retire du capital d’Areva NP en mars 2011 – et des mesures prises à la suite des évaluations complémentaires de sûreté menées après l’accident (voir chapitre Ier, II, D, 2, f), qui impliquent de réaliser de nombreux travaux.

Pour toutes ces raisons, cet accident est une donnée importante du contexte à prendre en considération avant d’étudier l’évolution de la politique énergétique durant cette décennie.

S’agissant de la production énergétique, il est par ailleurs utile de souligner qu’au total, toutes énergies confondues, la production énergétique française reste stable jusqu’à la première moitié de la décennie, avant de commencer à décliner.

La production nationale d’énergie primaire se maintient ainsi à un niveau élevé sur la première moitié de la décennie, pour atteindre un pic de 140 Mtep en 2015.

La deuxième partie de la décennie se traduit en revanche par le début d’une baisse de la production énergétique qui reflète la moindre disponibilité du parc nucléaire. Dès 2016, la production recule deux années consécutives avec des baisses de respectivement 4,8 % en 2016 et de 1,3 % en 2017. La production nucléaire est alors en repli (– 7,8 % en 2016), en raison d’un nombre élevé d’opérations de maintenance et de contrôles dans les centrales nucléaires. Après un bref regain productif de + 4,2 % en 2018, la production connaît une nouvelle baisse de 2,7 % en 2019, le niveau de la production nucléaire retombant à celui de 2017.

Production d’énergie primaire par énergie

Source : SDES, chiffres clefs de l’énergie, bilans annuels.

Sans entrer plus avant à ce stade dans l’analyse de l’évolution du mix énergétique de la France, l’esquisse de la moindre disponibilité du parc nucléaire à partir de 2016 et la progression continue des énergies renouvelables sont deux tendances observables d’une décennie durant laquelle la politique énergétique demeure principalement concentrée sur la question de l’électricité. La réflexion en termes de sécurité d’approvisionnement se focalisait alors sur la capacité à passer la pointe de consommation qui a atteint, en février 2012, le record, jamais égalé depuis, de 102 GW, et sur la question de l’évolution du parc thermique au gré de la fermeture des centrales au charbon et au fioul décidées par EDF. La fermeture de ces capacités de production, fortement émettrices de CO2 fait d’ailleurs écho à un autre élément de contexte croissant en cette décennie : la prise en considération des contraintes environnementales, incarnée par la préparation de l’organisation à Paris de la Conférence des parties pour le climat en 2021, qui mène à l’adoption de l’Accord de Paris en décembre 2015.

À l’issue d’un cycle d’auditions au cours duquel la commission d’enquête a entendu la plupart des décideurs et acteurs du monde de l’énergie de la période, cette décennie apparaît comme celle d’une stratégie énergétique manquant d’assise scientifique, technique et industrielle.

Avec le recul, le rapporteur constate que nonobstant le progrès qu’a constitué la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie, la politique énergétique a été menée en l’absence d’outils de pilotage, voire contre les conclusions de ces outils (A).

La commission d’enquête a aussi souhaité apprécier le processus décisionnel qui a conduit à la loi pour la transition énergétique et la croissance verte adoptée en 2015. Cette loi, de l’aveu même de nombreux protagonistes de l’époque, apparaît comme le contre-exemple d’une stratégie énergétique de long terme qui concilie la décarbonation avec la sécurité d’approvisionnement (B).

Enfin, conséquence d’une première décennie de flottement des filières énergétiques puis des signaux envoyés à l’industrie nucléaire, le rapporteur a pris la mesure de la fragilisation de l’industrie énergétique française qui s’est aggravée durant cette décennie (C).

A. la mise en place paradoxale d’outils stratÉgiques SANS vision industrielle de long terme

Le pilotage de la politique énergétique fait l’objet d’une réflexion dans le cadre de l’élaboration de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte qui aboutit à la prise en compte du besoin de planification (1). Pourtant, qu’il s’agisse des prévisions de consommation (2) et de la définition de la sécurité d’approvisionnement à travers le critère de défaillance (3), les données et prévisions utilisées ne sont pas en phase avec les objectifs industriels, climatiques et souverains du pays.

1. La perception salutaire d’un besoin de planification avec la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie

Avant l’adoption de la n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), la programmation énergétique reposait sur des outils épars, principalement les trois documents de « programmation pluriannuelle des investissements » portant sur la production électrique (PPI électrique), la production de chaleur (PPI chaleur) et le secteur du gaz (PPI gaz).

La LTECV a produit une avancée majeure en dotant la politique énergétique d’un outil de planification unique, fixé par décret : la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Ce document, qui précise la feuille de route de la politique énergétique de la France en vue d’atteindre les objectifs inscrits dans le code de l’énergie, doit permettre de réunir tous les éléments nécessaires à la réalisation de la transition énergétique dans laquelle le pays s’engage. En application de l’article L. 141-1 du code de l’énergie, la PPE définit donc les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d’énergie sur le territoire métropolitain continental ([306]) afin d’atteindre les objectifs de la politique énergétique.

La PPE : un contenu défini à l’article L. 141-2 du code de l’énergie

La loi énumère les volets devant figurer dans la PPE, qui doivent être consacrés :

– à la sécurité d’approvisionnement. Outre la définition du critère de défaillance, ce volet précise notamment les mesures mises en œuvre pour garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel et identifie les besoins d’importation d’énergies fossiles, d’uranium et de biomasse ainsi que les échanges transfrontaliers d’électricité prévus dans le cadre de l’approvisionnement ;

– à l’amélioration de l’efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d’énergie primaire, en particulier fossile ;

– au développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération ;

– au développement équilibré des réseaux, du stockage et de la transformation des énergies et du pilotage de la demande d’énergie pour favoriser notamment la production locale d’énergie, le développement des réseaux intelligents et l’autoproduction ;

– à la préservation du pouvoir d’achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l’énergie, en particulier pour les entreprises exposées à la concurrence internationale. Ce volet présente les politiques permettant de réduire le coût de l’énergie ;

– à l’évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l’énergie et à l’adaptation des formations à ces besoins.

Les cinq derniers volets doivent préciser les enjeux de développement et de diversification des filières industrielles sur le territoire, de mobilisation des ressources énergétiques nationales et de création d’emplois.

Source : article L. 141-2 du code de l’énergie.

Par la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie, la LTECV conçoit une méthode pertinente pour permettre un pilotage opérationnel de l’action des pouvoirs publics dans le domaine de l’énergie.

Elle repose sur une approche transversale qui permet d’appréhender dans une même stratégie l’ensemble des énergies et des fondements de la politique énergétique (production énergétique, maîtrise de la demande, infrastructures, réseaux etc.).

Elle inscrit le pilotage de la politique énergétique sur le moyen terme : la PPE couvre deux périodes successives de cinq ans ([307]), et est révisée tous les cinq ans.

Elle permet de dessiner le chemin à emprunter pour réaliser les objectifs prévus par la loi en fixant les objectifs quantitatifs de la programmation à atteindre. Elle précise, à titre indicatif, l’enveloppe maximale de ressources publiques qui devrait être engagée pour les atteindre et est assortie d’une étude ayant pour objet d’évaluer l’impact économique, social et environnemental de la programmation, ainsi que ses conséquences sur la soutenabilité des finances publiques, sur le développement des réseaux, et sur les prix de l’énergie.

L’établissement de la stratégie énergétique suppose de tenir compte des besoins énergétiques futurs associés aux activités consommatrices d’énergie, mais aussi d’hypothèses diverses telles que l’évolution démographique, la situation économique, la balance commerciale, ou le critère d’efficacité énergétique.

En vue de son élaboration, il est donc fait commande, principalement à RTE, de différents documents techniques. Si la qualité de ces productions est incontestable, le rapporteur a pu constater que les prévisions de consommation, telles qu’elles étaient demandées à l’époque par les pouvoirs publics, ne proposaient pas une analyse suffisamment complète de la situation.

2. Des prévisions de consommation insuffisamment précises faute de commande par le pouvoir politique

Le rapporteur a constaté qu’au contraire des scénarios actuellement proposés par RTE dans le cadre de l’analyse « futurs énergétiques 2050 », les scénarios de prévision soumis aux pouvoirs publics durant la décennie 2010 répondaient à une vision à la fois moins prospective et moins complète, qui ne permettait pas de définir une stratégie énergétique correctement éclairée à moyen et long terme.

Les prévisions de RTE, conformément aux attentes adressées au gestionnaire de transport par le gouvernement, étaient ainsi, à l’origine, purement prévisionnelles et techniques. Elles étaient centrées sur le respect du critère de sécurité d’approvisionnement, et ne fournissaient pas ou peu d’autres éléments en lien avec les évolutions non seulement climatiques, économiques, industrielles mais aussi sociologiques à venir.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’énergie de 2007 à 2014 a confirmé que durant cette période, les modèles de prospectives « n’étaient pas complets, d’un point de vue technologique, économique et environnemental », citant l’exemple de l’absence de prise en considération d’éléments tels que la capacité d’épargne des ménages, des ruptures technologiques ou de l’empreinte environnementale des différentes sources d’énergie.

Présentation par RTE du contenu des publications présentées jusqu’en 2016 :

« Jusqu’en 2016, les publications de RTE constituent essentiellement des analyses prévisionnelles à court/moyen terme. :

– Elles évaluent l’impact de la fermeture des moyens de production par rapport au risque probabiliste de défaillance du système électrique ;

– Elles ne se prononcent pas sur la pertinence des choix publics ;

– Elles sont généralement effectuées a posteriori par rapport à la déclaration d’intention des pouvoirs publics ou des acteurs de marché, dont elles prennent acte (sur le charbon, le fioul ou le nucléaire), qu’elles conduisent essentiellement à étaler dans le temps, dans un contexte de plus en plus tendu sur la sécurité d’approvisionnement.

– Les prévisions de consommation sont réalisées uniquement en fonction des politiques publiques en vigueur à date ou dont la modification est expressément envisagée par les pouvoirs publics ;

– Les analyses de mix sont effectuées sur la base des projections des acteurs de marché ou des trajectoires décidées par le Gouvernement ;

– Ce type d’analyse ne peut être mobilisé de manière normative : elle ne contribue pas, sur le fond, à l’analyse d’impact des choix publics. »

Source : document transmis au rapporteur de la commission d’enquête par RTE

Dans ces conditions de réalisation, les bilans prévisionnels prévoyaient une légère hausse à court terme seulement (bilans 2005-2010), une stagnation (bilan 2011) puis une baisse (bilan 2012) de la consommation, l’hypothèse étant que la consommation d’électricité baisserait grâce aux économies d’énergie.

Encadré 24 : prévision de la consommation d’électricité de RTE (en 2010)

Source : Bilan prévisionnel de RTE, 2010.

Le bilan prévisionnel de 2015 en connaissance duquel le législateur a annoncé des objectifs de la réduction de la part de l’énergie nucléaire ou instauré le plafonnement de la capacité de production nucléaire tablait sur le fait que la demande d’électricité française resterait « peu dynamique ».

Encadré 25 : prévision de la consommation d’électricité de RTE (en 2015)

Source : Bulletin prévisionnel de RTE, 2015.

Ces prévisions du début de la décennie 2010 se sont révélées juste à moyen terme : la consommation électrique a effectivement stagné ou diminué à partir des années 2010. Néanmoins, l’absence de prévision menée sur le plus long terme a sans doute contribué à ce que les pouvoirs publics ne perçoivent pas plus en amont le risque d’une tendance inverse à un horizon plus lointain.

Le rapporteur s’étonne que les décideurs à l’époque se soient satisfaits de telles analyses et n’aient pas constaté, alors même qu’une réflexion était en cours sur le pilotage de la politique énergétique à travers la création de la PPE, de l’absolue nécessité de fonder la stratégie sur des études plus complètes et se projetant à plus long terme.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’énergie de 2007 à 2014, a confirmé que durant cette période, les modèles de prospectives « n’étaient pas complets, d’un point de vue technologique, économique et environnemental ». Ils n’intégraient notamment pas d’éléments tels que la capacité d’épargne des ménages ou l’empreinte environnementale des différentes sources d’énergie.

Ce constat est d’autant plus frappant qu’en février 2012 avait été publié le rapport « Énergie 2050 », préparé par un groupe de travail présidé par M. Jacques Percebois et commandé par le ministre M. Éric Besson. Ce rapport (voir Chapitre II-I-A-1-c) envisageait de multiples données telles que le contexte international (la croissance de la demande à l’échelle de la planète) ou les incertitudes externes telles que la volatilité des prix du pétrole ou l’issue des négociations internationales sur le climat. Il soulignait par ailleurs la grande incertitude présidant en matière de demande à l’horizon 2030, tout en précisant que la plupart des scénarios prévoyaient plutôt une hausse de la demande : « On constate que la demande d’électricité répond à des impulsions contraires : les efforts d’efficacité énergétique tendent à la réduire, aux « effets rebonds », tandis que la plus grande électrification des usages et le développement des usages captifs la tirent à la hausse. Au final, en fonction de l’importance donnée à la maîtrise de la demande d’énergie par rapport à l’électricité comme vecteur énergétique, on peut aussi bien faire l’hypothèse d’une baisse ou d’une hausse de la demande d’électricité à l’horizon 2030. La plupart des scénarios prévoient une hausse de cette demande d’électricité ([308]) ».

Durant la première moitié de la décennie, les pouvoirs publics se sont donc contentés, pour définir la stratégie énergétique du pays, d’études qui ne permettaient pas de fonder une perspective claire sur l’évolution des consommations énergétiques à plus long terme – alors même qu’une commission d’experts de haut niveau avait entamé ce travail prospectif en 2010.

RTE a depuis mené un travail d’enrichissement de ses analyses mais confirme que ce n’est qu’à partir de 2021 qu’il s’est exprimé, sur la base d’une analyse prospective, sur les besoins d’électricité à long terme pour la France, à l’horizon 2050.

Si l’on peut se satisfaire de ce perfectionnement récent, le rapporteur constate l’impact qu’a pu avoir l’incomplétude d’une donnée aussi fondamentale que la prévision de consommation d’électricité et en particulier sa sous-estimation au regard des objectifs climatiques et industriels que la France se fixait.

Par ailleurs, dans le cadre des outils de prévision à plus court terme destinés à vérifier l’absence de risque pesant sur la sécurité d’approvisionnement, le rapporteur a constaté que la méthode employée à partir de 2011 s’était également révélée fruste.

3. Mais une approche fruste de la sécurité d’approvisionnement

Si la LTECV confirme la sécurité d’approvisionnement parmi les objectifs de la politique énergétique et prévoit que doit y être consacré l’un des volets de la programmation pluriannuelle de l’énergie, il apparaît que l’approche retenue de cette notion ne permet pas d’anticiper les crises énergétiques avec une profondeur de vue suffisante.

S’agissant de l’électricité, le niveau de sécurité d’approvisionnement attendu repose sur la définition, par les pouvoirs publics, du risque socialement et économiquement acceptable de défaillance. La sécurité d’approvisionnement ne correspond pas à un risque nul de déséquilibre entre l’offre et la demande. Une telle lecture serait extrêmement coûteuse, puisqu’elle imposerait de disposer d’une puissance installée sur le territoire susceptible de couvrir en permanence tous les aléas affectant le système électrique (aléas climatiques, accidents affectant la disponibilité du parc), y compris ceux qui ne sont supposés se produire qu’à une périodicité très faible.

Les pouvoirs publics définissent donc le niveau admis de risque de défaillance au terme « d’un arbitrage d’intérêt général entre, d’une part, les avantages que retirent les consommateurs du fait d’un moindre risque de rupture d’approvisionnement et, d’autre part, le coût supporté par la collectivité des moyens supplémentaires d’offre de production et d’effacement de consommation qu’il faut développer pour réduire ce risque ([309]) ».

En France, cet arbitrage aboutit à la définition du critère de défaillance, qui représente le niveau de rupture de l’alimentation électrique, pour des raisons d’équilibre offre-demande, accepté chaque année par la collectivité. Il s’agit d’un critère déterminant puisqu’il permet aux pouvoirs publics de calibrer le dimensionnement du système électrique et d’anticiper l’évolution du parc de production.

Historiquement, comme l’a rappelé RTE, EDF utilisait le « critère des trois heures » pour dimensionner le parc de production. Cela signifiait que le parc devait être en mesure d’assurer l’approvisionnement tout le temps, sauf trois heures par an en probabilité.

En 2000, l’article 6 de la loi NOME ([310]) a prévu que le ministre chargé de l’énergie arrêterait la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité en s’appuyant sur « un bilan prévisionnel pluriannuel établi au moins tous les deux ans ». La mission d’élaboration de ce bilan est endossée par RTE, ce que confirme un décret publié en 2006 ([311]) qui précise que dans ce document, RTE doit caractériser le risque de défaillance, dont le seuil correspond à une « durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité ». A sa création, RTE reprend donc le « critère des 3 heures » pour qualifier le niveau de risque du système électrique.

Le décret de 2006 précité prévoit que pour mettre à jour annuellement cette étude, RTE « s’appuie sur les perspectives d’évolution les plus probables de l’offre et des échanges d’électricité avec les réseaux étrangers ». Il précise par ailleurs qu’en la matière, le bilan « retient comme hypothèse centrale l’annulation du solde exportateur d’électricité à la pointe de consommation ». Cela signifie que RTE raisonne comme si le système ne recourrait à aucune importation pour passer la pointe de consommation.

En 2015, la LTECV a confirmé cette approche en inscrivant :

– à l’article L. 141-7 du code de l’énergie le fait que l’objectif de sécurité d’approvisionnement implique que « soit évitée la défaillance du système électrique, dont le critère est fixé par voie réglementaire ».

– à l’article L. 141-8 du code de l’énergie la mission d’établir périodiquement un « bilan prévisionnel pluriannuel ([312]) » dont l’objet est d’identifier les risques de déséquilibre entre les besoins de la France métropolitaine continentale et l’offre d’électricité disponible pour les satisfaire, et qui doit identifier les besoins en puissance nécessaires pour garantir le respect du « critère de défaillance ».

Ce critère peut, du reste, reposer sur d’autres critères que la durée moyenne de défaillance : la durée des délestages, leur profondeur et leur fréquence sont autant d’éléments qu’il est possible de prendre en compte. Néanmoins, la programmation pluriannuelle de l’énergie de 2016 ([313]) a choisi de « maintenir jusqu’en 2018 le critère de défaillance du système électrique à son niveau actuel, soit une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité », tout en précisant qu’il conviendrait de mener, « d’ici 2018, une évaluation du coût de défaillance, en lien avec les réflexions européennes sur la mise en cohérence des critères nationaux ». Le décret relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie ([314]) a consacré ce critère à l’article D. 141-12-6 du code de l’énergie ([315]).

Or, il résulte des auditions menées par la commission d’enquête que deux objections peuvent être adressées à la façon dont le critère de sécurité d’approvisionnement a été appréhendé.

● Le premier motif d’interrogation est celui du périmètre d’analyse retenu par RTE.

Jusqu’en 2011, les bilans se fondent sur une analyse de la sécurité d’approvisionnement ne tenant pas compte des capacités de production des pays européens, auxquels il pourrait être fait appel grâce au système d’interconnexions. La sécurité d’approvisionnement est appréciée sur la base d’un solde d’échange nul, sans tenir compte des possibilités d’importation. En 2011, RTE décide de changer d’approche et d’intégrer les importations dans son appréciation de la sécurité d’approvisionnement. À compter de 2015, le raisonnement en « France interconnectée » prévaut pour l’évaluation des besoins d’investissements([316]). Le décret n° 2016-350 du 24 mars 2016 portant diverses modifications du titre IV du livre Ier du code de l’énergie confirme la prise en compte des échanges avec l’étranger dans l’étude d’équilibre offre-demande.

M. Dominique Maillard, qui dirigeait RTE au moment de cette évolution, a expliqué que le choix de prendre en compte une marge de manœuvre liée aux importations possibles, soit à cette époque 5 000 MW, avait été proposé par RTE afin de proposer un meilleure ajustement économique rendu possible par le développement des interconnexions avec les pays voisins. D’après lui, il apparaissait excessif de considérer qu’il existait un risque sur la sécurité d’approvisionnement dès lors que la capacité installée sur le territoire national était inférieure à la demande possible, car le développement et la diversification des interconnexions rendaient la prise en compte de cette marge de manœuvre possible.

Il faut aussi souligner qu’à cette époque, la France prépare le mécanisme de capacité, dont le critère de défaillance constitue le socle, et il apparait improbable que la Commission européenne accepte un mécanisme français qui n’intègrera pas les échanges européens. Par ailleurs, le critère défini par RTE n’avait pas de conséquence économique ou opérationnelle : il s’agissait d’une analyse de risque qui n’aboutissait pas à une prise de décision quant à l’opportunité de la fermeture ou du maintien d’une entité de production électrique. À cette époque, les fermetures des centrales thermiques au charbon et au fioul sont la conséquence de décisions industrielles, prises par les exploitants, et qui ne sont donc pas commandées par les pouvoirs publics.

La commission d’enquête s’est néanmoins interrogée sur l’angle mort que risque de constituer, dans un scénario probabiliste national ([317]), l’hypothèse de la survenue d’une crise multifactorielle européenne (fondée par exemple sur la combinaison d’une vague de froid et d’une crise géopolitique aux frontières de l’Europe) qui conduirait à ce que les pays voisins de la France réduisent leurs exportations et à ce que la France ne puisse compter sur les interconnexions pour maintenir sa sécurité d’approvisionnement. Aussi, et bien que RTE envisage dans ses scénarios deux types de cas, d’une part la « France isolée » qui ne peut compter sur les marges de capacités liées aux facultés d’importation, d’autre part la « France interconnectée », avec ces échanges, il paraîtrait pertinent que l’hypothèse d’une limitation ou d’une suppression des importations figure parmi les aléas pris en considération.

● Le second motif de discussion porte sur la définition du critère de défaillance.

Dès 2017, dans son bilan prévisionnel, RTE souligne le « caractère fruste » de l’indicateur « basé uniquement sur la durée moyenne de défaillance, qui ne permet pas de caractériser finalement la nature des risques, leur probabilité d’occurrence et leur impact ([318]) ». La formulation du critère de sécurité d’approvisionnement en nombre moyen d’heures de défaillance « ne dit rien de la probabilité réelle d’appel aux moyens exceptionnels, de la profondeur de tels événements, de leur fréquence et de leur durée ([319]) ». Dès cette date, RTE juge utile « d’aller au-delà du critère pour disposer d’une analyse plus circonstanciée des risques en matière de sécurité d’approvisionnement ».

M. François Brottes qui dirigea RTE a néanmoins souligné que celui-ci menait depuis déjà 2019 des stress tests qui visent précisément à mesurer la profondeur des défaillances possibles, qui peuvent être importantes mais sont d’une probabilité très faible. Il s’agit d’appréhender un scénario critique dans lequel, par exemple, surviendrait une vague de froid intense, une indisponibilité simultanée de plusieurs réacteurs nucléaires, une situation de vent faible ou très faible en Europe ou en France. Au fur et à mesure du déploiement des énergies renouvelables, ces tests s’avèreront d’autant plus nécessaires que la complexité de la gestion de l’intermittence et donc de l’équilibre sur le réseau sera croissante, et cet outil est désormais intégré dans les études de RTE depuis 2021.([320])

En dépit de l’existence de ces stress tests, M. Xavier Piechaczyk a confirmé à la commission d’enquête que ce critère de trois heures ne lui semblait pas suffisant pour que les pouvoirs publics puissent anticiper les crises, et qu’il lui était possible de l’améliorer.

Le débat sur la définition du critère de défaillance a récemment été relancé. À la faveur d’une réforme visant à mettre le droit français en conformité avec le droit européen ([321]) qui prévoit que la méthode de définition du critère de sécurité d’approvisionnement relève désormais des régulateurs nationaux (et non plus des États), le décret du 23 décembre 2021 ([322]) a réécrit l’article D. 141-12-6 du code de l’énergie, qui expose la méthode suivie pour le déterminer ([323]).

En parallèle de ces discussions, M. Xavier Piechaczyk a indiqué que RTE était actuellement en discussion avec la DGEC sur la question.

B. La LOI DE 2015, ou le contre-exemple d’une stratÉgie ÉNERGÉtique

Le quinquennat du Président François Hollande est marqué par l’adoption de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la crois-séance verte (dite loi TECV), qui a fait l’objet de nombreux commentaires au fil des auditions menées par la commission d’enquête.

Comme cela a été souligné précédemment, cette loi a fait œuvre utile en matière de pilotage de la politique énergétique par la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Pourtant, certains des principes devant sous-tendre l’élaboration de la PPE n’ont pas eux-mêmes été suivis par le législateur de 2015.

Il en va ainsi de l’aspiration à la transversalité de la conduite de la politique énergétique. Prônée pour ce qui concerne la PPE, elle n’est pas véritablement suivie dans le texte de la LTECV, qui s’avère largement focalisée sur l’électricité, qu’elle soit de source renouvelable, d’origine nucléaire ou hydroélectrique. Ainsi, alors même que l’intitulé du titre premier mentionnait avoir pour ambition de définir les objectifs communs pour réussir la transition énergétique et « renforcer l’indépendance énergétique », la question de la dépendance française aux énergies fossiles (gaz et pétrole) n’est pas abordée. Les dispositions relatives au développement d’une mobilité propre s’inscrivent davantage dans le cadre de la réflexion environnementale que dans une approche de réduction de la dépendance aux importations pétrolières. Dans le même esprit, la question du gaz n’est que très indirectement approchée à travers les dispositifs de rénovation et de performance énergétique des bâtiments.

Il en va de même de l’idée de fonder la conduite de la politique énergétique sur une étude d’impact évaluant toutes les conséquences des dispositions prises. Alors qu’il impose cet outil dans le cadre de l’élaboration de la PPE, le législateur s’en affranchit en posant, au sein du titre premier de la loi, une multiplicité d’objectifs non priorisés dont certains s’avèrent contradictoires (1). En particulier, l’objectif de réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025 ne repose pas sur une étude rigoureuse permettant d’en assurer la faisabilité (2). Finalement, cette mesure, tout comme celle du plafonnement de la capacité de production nucléaire, relève davantage du choix symbolique et politique que de la stratégie énergétique (3).

1. La multiplicité d’objectifs non priorisés fragilise le modèle énergétique français

Tandis que la loi pour la transition énergétique s’accompagne d’une réflexion sur les outils de pilotage de la politique énergétique supposés s’appuyer sur une analyse rigoureuse des trajectoires, elle pose en son titre premier une multiplicité d’objectifs non priorisés qui relèvent davantage de l’incantation que de la stratégie énergétique.

Elle s’inscrit en ce sens dans la continuité de la loi de programmation de 2009 issue du Grenelle de l’environnement, qui procédait aussi à la définition légale d’objectifs quantitatifs, exprimés en pourcentage, devant être poursuivis par la politique énergétique.

Avant ces lois, la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (dite loi NOME) se focalisait sur les moyens à mettre en œuvre : seuls deux objectifs exprimés en pourcentage figuraient dans le dispositif du texte ([324]). Plus tard, la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement introduit un certain nombre d’objectifs chiffrés qui visent non seulement la réduction des émissions de gaz à effet de serre, mais aussi l’amélioration de la consommation énergétique ou encore le développement des énergies renouvelables ([325]).

Avant 2015, l’article L. 100-4 du code de l’énergie relatif aux objectifs de la politique énergétique et créé par l’ordonnance du 9 mai 2011([326]) ne mentionnait pas ces objectifs chiffrés : il renvoyait aux objectifs inscrits dans la loi n° 2009-967 précitée. En 2015, la LTECV procède à la réécriture de l’article L. 100-4 du code de l’énergie pour y énumérer neuf objectifs, dont six sont déclinés sous la forme d’un pourcentage à atteindre.

Les objectifs quantitatifs inscrits à l’article L. 100-4 du code de l’énergie par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015.

– Réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 et division par quatre entre 1990 et 2050 (maintien de l’objectif préalablement fixé par la loi n°2009-967 précitée) ;

– réduction de la consommation énergétique finale de 50 % en 2050 par rapport à 2012, en visant un objectif intermédiaire de 20 % en 2030 ;

– réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 2030 par rapport à 2012 ;

– détermination de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie : 23 % en 2020 et 32 % en 2030 avec, pour y parvenir à cette date, une part des énergies renouvelables dans la production d’électricité de 40 %, dans la consommation finale de chaleur de 38 %, de la consommation finale de carburant de 15 % et de la consommation de gaz de 10 % ;

– réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à horizon 2025 ;

– réduction de la pollution atmosphérique conformément au plan national de réduction défini par le code de l’environnement ;

– rénovation aux normes « bâtiment basse consommation » de l’ensemble des bâtiments du parc immobilier à l’horizon 2050 ;

– autonomie énergétique des départements d’outre-mer à horizon 2030, avec, comme objectif intermédiaire, 50 % d’énergies renouvelables à l’horizon 2020 ;

– multiplication par 5 de la quantité de chaleur et de froid renouvelable et de récupération livrée par les réseaux de chaleur et de froid à l’horizon 2030.

La LTECV décline donc une série d’objectifs ambitieux, tant sur le plan climatique, en termes de réduction des émissions polluantes, que sur le plan énergétique en termes de développement de certains types de production énergétique.

S’agissant du déploiement des énergies renouvelables, la loi TECV maintient l’objectif préalablement fixé par la loi de 2009 d’atteindre, en 2020, la part de 23 % de la consommation d’énergie finale française, auquel elle ajoute un objectif plus lointain consistant à porter cette même part à 30 % en 2030. Il ne suffit pourtant pas d’afficher un objectif dans la loi pour que la réalité industrielle suive. Ainsi, le seuil de 23 % fixé dès 2009 et confirmé en 2015 n’était-il toujours pas atteint en 2021, puisque la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute atteignait cette année-là le taux de 19,3 % ([327]).

À la problématique de l’accumulation d’objectifs ambitieux, la loi de 2015 ajoute un nouveau type d’objectif quantitatif relatif à la définition du mix de production électrique. En vue de la réalisation de l’objectif consacré au déploiement des énergies renouvelables, la LTECV précise qu’en 2030, les énergies renouvelables devront représenter 40 % de la production d’électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz. En parallèle, elle fixe un objectif de réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique de moins de 50 % à l’horizon 2025.

Cette focalisation du législateur sur la définition du mix électrique apparaît problématique tant elle élude la question de la première dépendance énergétique française : la dépendance aux hydrocarbures. Des sujets tels que la diminution du recours au chauffage par le gaz ou de l’électrification du parc de véhicules pour diminuer les importations de pétrole ne sont ainsi pas réellement investis.

Par ailleurs, cette orientation du mix électrique entre en contradiction avec le premier objectif fixé qu’est celui de la décarbonation. S’y oppose en effet la réduction de la part du nucléaire, qui est une énergie décarbonée constitutive d’un atout réel dans l’optique de la diminution des émissions de gaz à effet de serre. L’expérience allemande a montré que la diminution puis la suppression de la part du nucléaire dans le mix énergétique remet en cause la réalisation des objectifs climatiques en raison de la nécessité de relancer des centrales thermiques, fortement émettrices de particules polluantes. La fermeture de capacités nucléaires entraîne la réouverture des capacités thermiques, faute pour les énergies renouvelables, du fait de leur intermittence ou du dimensionnement insuffisant du parc de production, de suppléer la perte de capacités nucléaires.

Plus encore, la question de la définition du mix électrique est surinvestie sur la base d’objectifs programmatiques politiques destinés à donner un élan à la filière des énergies renouvelables, mais sans que soit au préalable déterminée la faisabilité de la modification du mix électrique dans les délais indiqués au regard du maintien de la sécurité d’approvisionnement. En dépit de la volonté légitime du législateur d’adopter une posture volontariste en matière de déploiement des énergies renouvelables, le législateur aurait dû s’abstenir de faire du sujet du mix électrique un étendard symbolique décliné sous la forme d’objectifs. Il le devait d’autant plus qu’il apparaissait déjà, en 2015, que la filière industrielle des énergies renouvelables peinait à se structurer (voir chapitre II, I, B, 2), et que la concrétisation de ces objectifs se heurterait à la réalité des capacités de production énergétique du pays.

2. La définition légale d’un objectif de réduction à 50 % d’électricité nucléaire dans le mix électrique à l’horizon 2025 : un objectif politique maintenu au mépris de la réalité scientifique et technique

En 2015, l’examen du projet de loi relatif à la transition énergétique conduit le législateur français à appréhender la question du mix électrique d’une façon inédite : il inscrit, dans la loi, un pourcentage visant à limiter la part de la production nucléaire dans le mix électrique.

L’article 1er de la LTECV modifie l’article L. 100-4 du code de l’énergie afin d’y énumérer les objectifs de la politique énergétique nationale parmi lesquels figure celui de « réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025 ».

Or, cet objectif quantitatif, qui prend la forme d’un pourcentage, apparaît dépourvu de sens industriel et s’avère déconnecté d’une réflexion en termes de sécurité d’approvisionnement.

La commission d’enquête a cherché à retracer le processus décisionnel ayant conduit à ce choix dénoncé par de nombreux acteurs du secteur de l’énergie comme représentant un signal négatif adressé, en 2015, à l’ensemble de la filière nucléaire.

a. Un objectif quantitatif d’inspiration politique mais dépourvu de fondement scientifique ou technique

En réponse aux interrogations du rapporteur quant au fondement de l’objectif de réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique, il a été à plusieurs reprises fait référence à l’hypothèse d’une transcription d’un accord électoral.

Cet accord électoral, c’est celui qui est passé l’année qui précède l’élection présidentielle de 2012, entre le Parti socialiste, dont la première secrétaire est alors Mme Martine Aubry, et le parti Europe Écologie Les Verts, dont la secrétaire nationale est Mme Cécile Duflot. S’agissant de l’énergie, cet accord au contenu à la fois programmatique et électoral retient effectivement, mais pas seulement, l’engagement de réduire à 50 % la part du nucléaire dans la production électrique en 2025 :

Extrait de l’accord conclu entre le Parti socialiste et le parti Europe écologie les Verts le 15 novembre 2011

« 2) Rééquilibrer la production française d’électricité en faveur des énergies renouvelables

Nous réduirons la part du nucléaire dans la production électrique de 75 % aujourd’hui à 50 % en 2025 et engagerons :

– Un plan d’évolution du parc nucléaire existant prévoyant la réduction d’un tiers de la puissance nucléaire installée par la fermeture progressive de 24 réacteurs, en commençant par l’arrêt immédiat de Fessenheim et ensuite des installations les plus vulnérables, par leur situation en zone sismique ou d’inondation, leur ancienneté et le coût des travaux nécessaires pour assurer la sécurité maximale. Cette évolution intégrera les évaluations de l’ASN et de l’IRSN ainsi que le nécessaire équilibre offre-demande. (…) ».

Source : EELV

L’hypothèse d’une filiation directe entre cet accord électoral et la disposition législative étudiée eut été fâcheuse.

De l’avis de décideurs auditionnés, qui étaient membres du Parti socialiste lors de l’élaboration de cet accord, la définition de cet objectif quantitatif ne s’appuie sur aucune analyse scientifique ou technique susceptible d’en mesurer la faisabilité ou la compatibilité avec le maintien de la sécurité énergétique.

Ce que M. Arnaud Montebourg ([328]) qualifie « d’accord de coin de table » est, pour Mme Ségolène Royal ([329]) (qui lors de la primaire du parti socialiste en 2011, s’était engagée face à Greenpeace en tant que candidate à une sortie complète de l’énergie nucléaire sous 40 ans) un « accord politique [qui] n’est pas robuste techniquement, car [les partis politiques] n’avaient pas les moyens de mener des études d’impact ». M. Manuel Valls confirme qu’« aucune étude d’impact ou analyse de besoin ne justifiait le passage de 75 % à 50 % de nucléaire dans la consommation énergétique. Certains pensaient sans doute que la prépondérance du nucléaire freinait l’émergence des nouvelles énergies ».

Point d’étude technique donc, mais un accord politique, présenté comme tel par M. François Brottes, qui présida la commission spéciale chargée d’examiner le projet de loi de transition énergétique à l’Assemblée nationale : « Il s’agissait d’un accord politique. Certains étaient pour la sortie du nucléaire, d’autres, pour l’accélération du déploiement des énergies renouvelables, sans pour autant abandonner le nucléaire. Il a donc été décidé de trancher au milieu. Cet accord politique visait aussi à abandonner le combustible MOX (mélange d’oxydes) – ce qui d’ailleurs, n’a pas été fait ».

Certes, l’accord politique, qui prévoit notamment la fermeture de 24 réacteurs et l’arrêt du retraitement du combustible, n’est pas transmis tel quel et entièrement dans la loi. M. Manuel Valls, qui y prend part, se souvient d’ailleurs que le débat sur la politique énergétique qui s’y déroule est empreint du contexte post-Fukushima de l’époque et marqué par « une forme d’emballement dans une formation politique ». D’ailleurs, selon lui, au fond, « la plupart des candidats étaient favorables aux objectifs, mais pas au contenu de l’accord avec Les Verts ».

De fait, le programme présidentiel présenté par le candidat désigné, M. François Hollande, ne correspond pas à l’accord électoral précité. La proposition n° 41 du programme est ainsi formulée : « Je préserverai l’indépendance de la France tout en diversifiant nos sources d’énergie. J’engagerai la réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité de 75 % à 50 % à l’horizon 2025, en garantissant la sûreté maximale des installations et en poursuivant la modernisation de notre industrie nucléaire. Je favoriserai la montée en puissance des énergies renouvelables en soutenant la création et le développement de filières industrielles dans ce secteur. La France respectera ses engagements internationaux pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Dans ce contexte, je fermerai la centrale de Fessenheim et je poursuivrai l’achèvement du chantier de Flamanville (EPR). »

Le projet présidentiel de M. François Hollande ne reprend en effet pas l’objectif de fermeture de 24 réacteurs, mais uniquement la fermeture des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim. Par ailleurs, si le programme présidentiel comporte un objectif de réduction de la part de l’énergie nucléaire à 50 % de la production électrique, il ne prévoit plus sa réalisation « en 2025 », comme le prévoyait l’accord électoral, mais « à l’horizon 2025 ».

Pourtant, qualifier comme l’ancien Président de la République M. François Hollande ([330]) de « fantasme » l’idée d’une transcription dans la loi de 2015 de l’accord électoral de 2011 est pour le moins curieux : c’est bien l’ambition politique annoncée lors de la campagne présidentielle, devenue totémique, qui est traduite dans la loi.

Le quinquennat du Président François Hollande s’ouvre donc sur cette promesse, reprise dans la déclaration de politique générale du Premier ministre M. Jean-Marc Ayrault ([331]), et dont la concrétisation incombe au ministre de l’Environnement et de l’Énergie chargé de préparer la loi de transition énergétique. Sous ce Gouvernement, trois ministres de l’environnement se succèdent (Mme Nicole Brick, Mme Delphine Batho et M. Philippe Martin) et quittent leurs fonctions avant d’avoir pu mettre en œuvre cette réforme.

Mme Delphine Batho en a débuté le travail de préparation en tant que ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie entre le 21 juin 2012 et le 2 juillet 2013. Auditionnée par la commission d’enquête, elle confirme avoir eu pour mission de mettre en œuvre cette promesse présidentielle qui, d’après-elle, servait « l’intérêt de la nation, car la trop grande dépendance de la France à l’égard du nucléaire pour sa production d’électricité est une vulnérabilité ».

La préparation de la réforme apparaît périlleuse. Mme Delphine Batho ([332]) indique avoir commandé à ses services des études sur la faisabilité de l’objectif. Celles-ci aboutissent, selon Mme Batho, à la conclusion « qu’il était réaliste d’envisager l’atteinte de l’objectif de 50 % entre 2028 et 2030, mais qu’il n’était pas souhaitable de retenir la date de 2025 – même si c’était possible –, car cela obligerait à recourir aux énergies fossiles pour remplacer le nucléaire ». Elle se déclare opposée à la deuxième option, jugeant préférable de « fermer des réacteurs à mesure que des progrès étaient accomplis en matière d’économies d’énergie, de sortie des énergies fossiles et de développement des énergies renouvelables ».

Le changement de Gouvernement intervenu en 2014 avec la nomination de M. Manuel Valls en tant que Premier ministre n’a visiblement pas d’impact sur ce processus. Pour M. Manuel Valls, la volonté d’inscrire cet objectif dans la loi repose sur l’ambition de « se tourner vers un cap différent. » D’après M. Valls, la question « n’était pas tant le niveau de 50 % fixé pour la production électrique, mais plutôt la direction à prendre pour ouvrir la voie à d’autres sources non carbonées d’électricité que le nucléaire et l’hydroélectrique ».

Sous son Gouvernement, c’est finalement à Mme Ségolène Royal, nommée le 2 avril 2014 ministre de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, chargée des Relations internationales sur le climat, que revient la responsabilité de mettre en application cette promesse présidentielle.

Elle déclare à la commission d’enquête que, dans la mesure où elle estimait que cet objectif « n’avait pas sa place dans la loi », elle a d’abord « cherché à extraire cet objectif de 50 % de la loi, en proposant de le placer dans la PPE », avant de proposer de porter l’échéance à 2030, ce à quoi elle a dû renoncer en raison des écologistes « montés au créneau, à Matignon et à l’Élysée ». Elle aurait alors œuvré pour inscrire dans la loi « l’horizon 2025 » (formule retenue dans le programme présidentiel), plutôt que la formule « en 2025 », ce qui paraît étonnant compte tenu du fait que le programme présidentiel avait déjà substitué à cette échéance ferme la qualification d’un « horizon ».

Interrogée sur sa réaction face à l’avis réservé des administrations placées sous son autorité, qui jugeaient difficile plutôt que « réaliste » le respect de l’objectif y compris à l’horizon 2025, Mme Ségolène Royal a fait cette réponse : « Même si l’objectif me semble irréaliste, me conduisant d’ailleurs à plaider pour 2030, la PPE permettra de le réajuster. Je cherche plutôt à tirer le meilleur profit de cette injonction politique pour le modèle énergétique français, en poussant les énergies renouvelables et les économies d’énergie ». Elle considère ainsi s’être appuyée sur cet objectif « pour donner à la France des opportunités supplémentaires afin de prendre une avance sur les énergies renouvelables et la performance énergétique, tout en maintenant la production nucléaire à son niveau de l’époque ».

Le fait que l’étude d’impact accompagnant le projet de loi ne s’accompagne d’aucun élément pour établir les moyens de réaliser cet objectif ne fait quant à lui l’objet d’aucune explication. L’étude d’impact n’évoque cet objectif de ramener la part du nucléaire à 50 % du mix électrique qu’en une phrase lapidaire : « Dans le scénario de la loi, le mix électrique continue à évoluer au-delà de 2020 : la part du nucléaire est ramenée à 50 % à l’horizon 2025, la part des énergies renouvelables atteint 40 % de la production d’électricité à l’horizon 2030 ».

La rubrique « consultations » de l’étude d’impact fait pourtant état d’une réserve émise par le Conseil national de l’industrie, à laquelle il n’est pas donné de réponse : « Par ailleurs, le CNI s’inquiète de l’objectif de réduction de la part du nucléaire dans la production électrique, estime que les dispositions destinées à relancer et favoriser les énergies renouvelables ne sont pas les plus propices à assurer une relance du secteur et reproche globalement au projet de ne pas s’intégrer dans une politique européenne plus globale ».

Le soin d’élaborer une étude d’impact pour cette mesure de réduction de la part de production nucléaire est en quelque sorte renvoyé au stade de l’élaboration de la programmation pluriannuelle de l’énergie qui, en application de l’article L. 141-3 du code de l’énergie, doit comporter une telle étude.

Au moment du débat parlementaire de la LTECV, aucune donnée scientifique ou technique n’est donc apportée à la représentation nationale pour éclairer ce choix d’inscrire dans la loi l’objectif poursuivi. Pourtant, le rapporteur a établi que des analyses techniques demandées aux administrations, notamment relayées au Premier ministre et au Président de la République par le ministre en charge de l’industrie, faisaient ressortir des doutes quant à la faisabilité de l’objectif dans le calendrier choisi.

b. Un objectif inscrit dans la loi malgré des alertes administratives émises et connues sur la faisabilité du calendrier choisi

Pour appréhender le niveau d’information technique des décideurs, la commission d’enquête a interrogé sur ce point les différentes administrations et instances en charge de l’énergie.

D’abord, l’actuel président du directoire de RTE, M. Xavier Piechaczyk, a indiqué à la commission d’enquête que le Gouvernement n’avait pas sollicité l’expertise de RTE pour évaluer, avant la discussion de la loi, les conséquences de l’objectif de réduction à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité. Il s’agit là d’un premier constat significatif du manque de fondement solide à la disposition légale dont il est question.

L’ancien Président de RTE, entre 2007 et 2015, M. Dominique Maillard, a cependant indiqué à la commission d’enquête qu’il avait alerté le Gouvernement, à la fois oralement et par écrit, sur le caractère tendu de la réalisation et sa subordination à la réalisation de conditions techniques : « En tant que responsable de RTE, j’ai confirmé la possibilité de ce scénario, sous réserve de remplir plusieurs conditions. Au vu de la configuration du réseau français, la diminution de la puissance nucléaire et son remplacement par d’autres moyens de production concentrés n’auraient posé aucun problème, turbines à gaz ou centrales à charbon implantés aux mêmes endroits. En revanche, si l’on remplaçait ces centrales nucléaires par des centrales de plus petite taille, diffuses et réparties, il n’était pas garanti que le réseau serait strictement adapté à cette nouvelle configuration. Les conditions qui avaient pu être annexées à la faisabilité du scénario comportaient une adaptation du réseau de transport et, a fortiori, du réseau de distribution ».

Ensuite, s’il ressort des auditions organisées que des études ont été menées par les services du ministère de la Transition énergétique, il s’avère que les conclusions auxquelles elles parvenaient consistaient à souligner que le délai de 2025 serait difficilement tenable.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’énergie de 2007 à 2014, a confirmé qu’une alerte avait été faite sur le calendrier. Selon lui, l’objectif de 50 % était en lui-même réalisable. En revanche, la question se posait sérieusement de sa faisabilité en 2025, car elle impliquait de surmonter un certain nombre de défis techniques, mais aussi de fermer, rapidement, un grand nombre de réacteurs :

« Nous n’avions pas d’alerte à émettre sur ces 50 %. En revanche, nous avions alerté au sujet du calendrier. Un calendrier rapide supposait de fermer énormément de centrales. Cela supposait également d’avoir des niveaux de renouvelables extrêmement ambitieux. Le troisième sujet était l’ampleur de la transformation du réseau qui n’était clairement pas atteignable en une dizaine d’années. Enfin, le quatrième sujet concernait l’incompatibilité avec le maintien du retraitement. Or, le cadrage politique était « 50 % 2025 », avec maintien du retraitement. Une contradiction apparaissait donc entre ces deux éléments ».

M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat depuis 2012, a eu recours à des expressions pour le moins prudentes et presque contradictoires pour évoquer ces objectifs et leur travail d’instruction. S’il n’a pas souhaité qualifier la concrétisation de l’hypothèse de 50 % de nucléaire à l’horizon 2025 de « réaliste » en 2014, préférant la qualifier de « plausible » : « Il était assez clair que l’objectif était ambitieux, sans paraître, pour autant, inatteignable en 2014 », il a même plus directement fait état d’un doute partagé avec la ministre Mme Delphine Batho dès 2012 sur la capacité à atteindre cette trajectoire : « Rapidement, nous avons compris que l’horizon 2025 semblait peu réaliste au regard du rythme de développement des énergies renouvelables. »

Il a confirmé à la commission d’enquête que les difficultés de réalisation de cet objectif avaient bien été signalées au Gouvernement.

M. Antoine Pellion ([333]), conseiller technique énergie au cabinet de Mme Ségolène Royal, confirme que ces alertes étaient bien connues de la ministre et de son cabinet. Il insiste néanmoins sur le fait que ces études soulignaient des difficultés, mais non une impossibilité : « La difficulté de ce scénario est clairement établie. Il n’est pas totalement impossible, mais il dépend d’hypothèses assez volontaristes. Le chemin existe. »

M. Dominique Maillard se souvient quant à lui que la réponse à l’alerte émise par RTE avait « sans doute consisté à affirmer que les moyens nécessaires seraient mis en œuvre le moment venu ».

Le rapporteur a ainsi pu établir que l’information technique et scientifique selon laquelle la réalisation des objectifs visés, qui allaient être inscrits dans la loi, n’était pas impossible mais apparaissait peu probable voire présentait un risque existait. Le rapporteur a constaté que cette information avait été transmise au Gouvernement, que le Gouvernement semble en avoir été conscient à l’époque mais qu’il a, en connaissance de cause, choisi de persévérer

Il faudra attendre 2017 pour que RTE soit sollicitée en vue d’appréhender les moyens à mettre en œuvre pour atteindre l’objectif fixé dans la loi et apprécier les conséquences techniques, économiques et environnementales qui en résulteraient. C’est sur la base de l’analyse produite que le Ministre M. Nicolas Hulot annoncera le report de l’échéance à 2035 (voir chapitre II, III, A, 1, a).

c. La justification peu convaincante fondée sur le caractère faiblement normatif du dispositif

Le choix politique de maintenir la fixation d’un objectif chiffré dans la loi a été relativisé par les différents décideurs de l’époque, qui ont tous excipé de la faible normativité de la disposition.

Les membres du cabinet de la ministre Mme Ségolène Royal insistent ainsi sur le caractère purement programmatique de cet objectif politique.

M. Manuel Valls développe la même idée lorsqu’il explique qu’au sein du Gouvernement, « les 50 % n’étaient pas un « verrou » ».

M. François Brottes prend quant à lui appui sur l’absence d’étude d’impact pour justifier le caractère non normatif de la disposition : « L’horizon des 50 % est d’autant moins normatif qu’il ne fait l’objet d’aucune trajectoire dans l’étude d’impact de la loi de 2015 ni dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2016 ».

Pour le rapporteur, la visée déclaratoire de l’objectif, sans indication légale des moyens mobilisés pour l’atteindre, n’est pas de nature à tempérer le jugement porté sur la décision retenue et sur les critères de cette décision.

La volonté d’émettre un signal clair en faveur du développement des énergies renouvelables est un choix politique légitime que le rapporteur n’entend pas remettre en cause. Mais ce signal positif pour les énergies renouvelables s’est transformé en signal négatif pour le nucléaire. Or, en l’absence de certitude quant à la possibilité de poursuivre la trajectoire annoncée, les effets déstabilisateurs sur la filière nucléaire auraient dû conduire à une plus grande prudence.

Le manque d’écoute politique aux alertes techniques et scientifiques reçues incarne ce manque de prudence. Il a été aggravé par le caractère biaisé du débat parlementaire en raison de l’absence d’étude d’impact solide produite par le Gouvernement au Parlement.

3. Des éléments symboliques dépourvus de logique énergétique : le plafonnement de la production nucléaire à 63,2 GW et la fermeture de Fessenheim

La limitation de la production nucléaire à 63,2 GW est une autre mesure de la LTECV symptomatique du changement de vision politique sur l’énergie nucléaire durant la décennie 2010. Contrairement à l’objectif des « 50 % » de production nucléaire, ce plafonnement n’a rien de programmatique et présente une normativité réelle. Cette mesure relève pourtant, elle aussi, d’une décision politique et symbolique prise en dehors de toute logique énergétique.

La LTECV inscrit dans le code de l’énergie un plafond de puissance des réacteurs électronucléaires à 63,2 GW ([334]). Lorsque ce plafond est atteint, aucune autorisation d’exploitation d’une nouvelle installation de production d’électricité nucléaire ne peut être délivrée. En pratique, la délivrance d’une nouvelle autorisation d’exploitation implique la déconnexion définitive d’une capacité nucléaire équivalente.

La logique sous-tendant cette disposition apparaît ici encore assez symbolique : comme le rappelle M. Manuel Valls, « la fermeture d’une centrale devait permettre de créer un cercle vertueux favorable aux énergies renouvelables et aussi à l’ouverture éventuelle d’une filière de démantèlement des centrales, tout ceci en laissant ouverte la question de la durée ».

Au-delà même du jugement possible sur le choix politique que la nouvelle majorité pouvait légitimement décider de faire, le rapporteur a pu établir que des débats sur cette question avaient animé les discussions interministérielles en amont de la réforme.

M. Arnaud Montebourg, ministre de l’Économie, du redressement productif et du numérique, a alerté le Premier ministre M. Manuel Valls en amont du dépôt du projet de loi, dans une lettre en date du 6 juin 2014 transmise à la commission d’enquête.

Le ministre y évoque l’ambition du ministère de l’Écologie d’insérer dans le projet de loi de transition énergétique en cours de préparation non seulement le plafonnement à 63,2 GW de la capacité nucléaire totale installée, mais aussi « une limitation de la durée de vie des centrales à 40 ans » ainsi que l’établissement dans la programmation pluriannuelle de l’énergie d’ « une trajectoire de baisse de la capacité nucléaire installée, dont les services du Ministère de l’Énergie ont confirmé ces derniers mois qu’elle correspondrait à la fermeture d’une vingtaine de réacteurs d’ici 2025 ».

Le ministre alerte : « ce mécanisme me semble particulièrement dangereux sur le plan de la sécurité d’approvisionnement, de la compétitivité de l’économie, des finances publiques et de l’emploi. (…) », notamment parce qu’il « consiste à décider de manière irréversible la fermeture de réacteurs sur la base de prévisions de développement des énergies renouvelables par nature très incertaines ». Il ajoute que la « limitation à quarante ans de la durée de vie des réacteurs remettrait en cause le programme d’investissement de 55 milliards envisagés par EDF pour la prolongation de la durée de vie de ses réacteurs ».

La réforme effectivement inscrite dans la LTECV diffère de cet avant-projet décrié par M. Arnaud Montebourg. D’après M. Antoine Pellion lors de la préparation du projet de loi, « deux familles d’idées s’affrontent : d’une part, le plafonnement de la puissance installée à 63,2 GW, dont l’application conduit de fait à ne fermer qu’une paire de réacteurs en face de Flamanville, et d’autre part la limitation de la limite d’âge, par laquelle tous les réacteurs de plus de n années seraient amenés à fermer ». Selon lui, la ministre Mme Ségolène Royal donne « l’orientation très claire de privilégier la première option et de ne pas entrer dans la seconde ».

L’ancien conseiller technique de la ministre M. Antoine Pellion rejette l’idée qu’un risque ait été pris s’agissant de la sécurité d’approvisionnement. Il rappelle qu’à l’époque, la France exporte massivement l’électricité. Par ailleurs, le bilan prévisionnel de RTE pour 2015, à disposition du Gouvernement pour la préparation de la réforme, prévoit une stabilisation voire une baisse de la consommation d’électricité. Dès lors, au vu des éléments de projection dont le Gouvernement dispose et compte tenu de l’analyse conditionnée selon laquelle une centrale ne doit fermer que le jour où une autre est mise sur le réseau, « le plafonnement à 63,2 GW ne remet pas en cause la sécurité d’approvisionnement ». Pour M. François Brottes, ce seuil de 63,2 GW qui correspond à la puissance nucléaire installée au moment de la rédaction du texte « offre une marge confortable pour fermer et ouvrir des centrales ».

Il apparaît néanmoins au rapporteur que la fixation, dans la loi, d’objectifs de diminution ou de seuils de limitation de production énergétique fait prendre un risque inutile pour la sécurité d’approvisionnement énergétique du pays. Or, il s’avère qu’en l’occurrence, ce risque a été pris pour servir un objectif symbolique et politique : la fermeture de la centrale de Fessenheim.

Au-delà du souhait d’adresser un signal de diversification du mix électrique en soutien au développement des énergies renouvelables, la définition du seuil de 63,2 GW a en effet un objet bien précis : fermer une centrale. Le plafonnement empêche en effet la mise en service de l’EPR de Flamanville, alors supposé être prêt en 2017 ([335]), sans la déconnexion définitive d’une capacité nucléaire équivalente.

La centrale de Fessenheim n’est pas explicitement visée dans la LTECV, mais ce choix renvoie à une autre promesse faite par le candidat M. François Hollande, qui figurait aussi dans l’accord politique préparé par Mme Martine Aubry et Mme Cécile Duflot en 2011, et qui est réitérée par le Président de la République le 14 septembre 2012 dans le cadre de la Conférence environnementale. D’ailleurs, dès 2012, un délégué interministériel à la fermeture de la centrale est institué par décret. Aussi, pour justifier ce choix, Mme Ségolène Royal a débuté son propos par un message clair : « la fermeture de Fessenheim avait été promise ».

Or, de l’aveu même de M. Manuel Valls, « la fermeture de Fessenheim ne reposait pas totalement sur des éléments objectifs » puisque « la centrale était la plus vieille mais pas la moins sûre ». Sur ce point, la mission d’information sur le suivi de la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim ([336]) avait rappelé que la centrale avait fait l’objet d’une « appréciation globalement positive de l’ASN ». En 2019, le rapport de l’autorité publié en 2019 situait la centrale de Fessenheim « favorablement par rapport à la moyenne nationale dans les domaines de la sûreté et de l’environnement, et dans la moyenne dans le domaine de la radioprotection ([337]) ».

Lors de son audition, l’ancien Président de la République M. François Hollande a réfuté le caractère strictement politique de la décision : « Pourquoi Fessenheim ? Il y avait plusieurs raisons à ce choix de fermer une centrale pour en ouvrir une autre, en l’occurrence Flamanville, de plus grandes dimensions. La première était que l’Autorité de sûreté nucléaire, dans un avis du 3 février 2012 – donc avant mon arrivée aux responsabilités – déclarait qu’il fallait engager de très importants travaux pour pérenniser l’exploitation de Fessenheim. Le deuxième argument, qui n’était toutefois pas le plus décisif, était qu’il s’agissait de la plus vieille de nos centrales. Un autre encore, contesté par les élus locaux, était que la centrale était située en contrebas du canal d’Alsace, avec un risque d’inondation, ce qui renvoyait à ce qui s’était produit à Fukushima, même si les deux situations n’étaient guère comparables. J’ajouterai un dernier élément : durant le mandat de mon prédécesseur, Fessenheim avait déjà été évoquée comme pouvant éventuellement fermer. Vous avez reçu Mme Kosciusko-Morizet, qui a également invoqué le fait que l’épaisseur du radier, c’est-à-dire du plancher en béton de la centrale, était inférieure à ce qu’elle était dans toutes les autres centrales et n’atteignait pas le niveau de sûreté de troisième génération ».

Ceci étant noté, aucun des arguments techniques évoqués ne résiste à l’analyse technique, scientifique ou industrielle : le besoin d’engager des travaux de maintenance est commun à l’ensemble des centrales nucléaires, en particulier post-Fukushima et au moment de passer les visites décennales ; l’âge des centrales ne constitue pas non plus un motif puisqu’il était implicitement prévu de prolonger une très grande partie des centrales au-delà de 40 ans ; enfin, la comparaison entre un risque d’inondation du canal d’Alsace et le tsunami japonais ne paraît pas la plus judicieuse.

De toute évidence, le contexte diplomatique a aussi pesé sur ce choix. Après la catastrophe de Fukushima, la politique énergétique allemande repose sur la sortie rapide du nucléaire. Or, la centrale de Fessenheim est attenante à la frontière allemande. La pression exercée outre-Rhin était donc forte pour que la fermeture de cette centrale intervienne rapidement.

Au-delà de l’objectif de limitation de la production nucléaire à 50 % de la production électrique, la LTECV contient donc cette autre mesure symbolique qu’est le plafonnement à 63,2 GW destiné à la fermeture d’une centrale.

Les décideurs ont certes cherché à ne pas compromettre la sécurité d’approvisionnement en prévoyant que la fermeture de cette centrale ne puisse intervenir qu’à l’ouverture de l’EPR de Flamanville.

Pourtant, lorsque quelques semaines avant la fin du quinquennat, Mme Ségolène royal présente le 8 avril 2017 le premier décret de fermeture de la centrale de Fessenheim ([338]), il est difficile de croire que le gouvernement ignore qu’une décision de fermeture ne peut intervenir que sur demande du titulaire – une demande qui n’avait pas été déposée ; il est aussi difficile d’imaginer que le calendrier de mise en service de l’EPR sera tenu. Le décret sera ainsi très logiquement annulé ([339]).

Mais la suite de ce dossier, gérée sous le quinquennat suivant a montré que le contexte pouvait évoluer. Pour différentes raisons qui seront exposées plus loin (voir chapitre II, III), cette condition n’a finalement pas été appliquée. Cela révèle avec d’autant plus de force que le législateur devrait s’astreindre à ne prendre aucun risque du point de vue de la sécurité énergétique par l’adoption de mesures symboliques.

Le rapporteur relève ainsi que cette loi a bien causé deux dommages directs : le sacrifice de la centrale de Fessenheim, d’une part, et l’atteinte, qui ne pouvait être que volontaire, portée à l’attractivité de la filière nucléaire par l’émission d’un signal défavorable à l’encontre de cette énergie.

S’agissant de la fixation d’objectifs politiques et symboliques dépourvus de fondement scientifique, cette loi constitue un contre-exemple dans la méthode de définition de la politique énergétique française.

Pour autant, le rapporteur souligne qu’il serait également caricatural d’y voir la cause de tous les maux de notre industrie énergétique et en particulier de la filière nucléaire, déjà affaiblie à cette date par les compétitions internes et le manque d’anticipation des investissements et de suivi des compétences.

C. La fragilisation de notre industrie ÉNERGÉtique

En dépit des messages de soutien à la filière nucléaire française après la catastrophe de Fukushima, l’atonie du marché, caractérisée par l’absence de nouveaux projets, entame progressivement la compétitivité de l’industrie. Hormis les signaux négatifs précédemment évoqués véhiculés par la loi relative à la transition énergétique, aucune décision politique brutale ne vient pourtant frontalement heurter le nucléaire français : c’est à bas bruit que son affaiblissement suit son cours (1). Parallèlement à ce mouvement descendant, l’essor des énergies renouvelable est réel, mais insuffisant (2).

1. Un affaiblissement à bas bruit de la filière nucléaire

La production nucléaire se maintient à un assez bon niveau sur la première moitié de la décennie 2010. Haute de 429 TWh en 2010, elle s’élève à 436 TWh en 2014, avant de commencer une baisse qui témoigne d’une disponibilité déclinante : elle ne s’élève plus qu’à 379,1 TWh en 2017.

Durant la décennie, aucun nouveau projet de construction n’étant lancé sur le territoire national, c’est à l’international que la filière française cherche à obtenir des marchés si essentiels au maintien de ses compétences. Or, sur ce plan, la décennie s’ouvre avec une filière qui reste marquée par la perte de l’appel d’offres passé par les Émirats Arabes Unis au profit de la Corée du Sud. En 2012, la catastrophe de Fukushima porte un nouveau coup à la filière, ensuite ébranlée par le message véhiculé par la loi de transition énergétique adoptée en 2015.

L’affaiblissement de la filière s’accentue alors sans que l’État ne réagisse suffisamment vite ou suffisamment fort pour anticiper les difficultés ou minimiser leur impact (a) ou pour remédier à l’épineux problème du déclin des compétences (b).

a. Des interrogations quant à l’inertie d’un État actionnaire manquant de réactivité pour traiter de dossiers au potentiel déstabilisant pour la filière

i. Une réaction tardive pour mettre un terme à la compétition nocive entre les champions nationaux du nucléaire

Qu’il s’agisse de la conduite optimale des projets sur le territoire ou de la capacité d’export à l’international du nucléaire français, la décennie 2010 s’illustre par ce que M. Henri Proglio qualifie de « désalignement des stratégies des entreprises dépendantes de l’État – EDF, AREVA, le CEA – mues par des intérêts divergents ».

En ce qui concerne les relations entre EDF et le CEA, la haut-commissaire à l’énergie atomique entre 2009 et 2012, Mme Catherine Cesarsky, a indiqué qu’elle avait dû dénoncer en 2012 l’absurdité du « manque d’ouverture d’EDF vis-à-vis du CEA s’agissant du suivi des réacteurs en cours », EDF ne sollicitant le CEA que lorsqu’un problème survenait.

Les dirigeants actuels d’EDF et du CEA ont tous deux salué la qualité des relations actuelles entre EDF et le CEA. L’ancien haut-commissaire M. Yves Bréchet entre 2012 et 2019 a pourtant considéré que subsistait encore une « marge de progrès pour une meilleure interaction entre les acteurs du nucléaire, à commencer par EDF, Framatome et le CEA ».

Pour ce qui est de la relation difficile entre EDF et Areva, le rapporteur constate que les atermoiements de l’État actionnaire pour gérer la situation ont perduré au début de la décennie 2010.

Si les entreprises concernées et leurs dirigeants sont en cause, il est important de souligner, comme l’a fait M. Cédric Lewandowski devant la commission, qu’il « ne s’agissait pas seulement d’une querelle de personnes, il y avait aussi des divergences stratégiques que l’État n’a pas arbitrées ». En effet, et comme cela a été évoqué précédemment (voir chapitre II, I, B, 2, c, iii), l’État actionnaire a laissé se développer, pour reprendre les termes employés par le haut-commissaire à l’énergie atomique M. Patrick Landais, une « compétition entre maîtrises d’œuvre [qui] n’a pas été de nature à constituer une force industrielle nationale capable d’harmoniser les compétences pour relancer la filière sur le sol français et gagner des marchés à l’étranger ».

Or, cette abstention de l’État à s’attaquer au problème a prévalu alors même que le rapport remis au Président de la République M. Nicolas Sarkozy par M. François Roussely identifie, dès mai 2010, la nécessité pour l’État de reprendre la main sur l’organisation de la filière et de remédier à la désorganisation de l’« équipe de France » du nucléaire.

L’ancien Président de la République M. François Hollande a exposé avoir trouvé, après son élection, une filière « qui était éclatée, divisée et désorganisée ». Il a précisé avoir commencé sa réorganisation en 2014, par des « décisions de nomination : M. Varin était appelé à la direction d’Areva et M. Fontana à celle de Framatome, et M. Lévy remplaçait M. Proglio à la tête d’EDF », suivies d’une clarification de la répartition des responsabilités : « EDF devenait ainsi chef de file unique, afin d’éviter que ne se renouvellent les difficultés rencontrées aux Émirats ou à Flamanville, tandis que Framatome s’occupait des chaudières et Orano du combustible ».

Le projet de refondation de la filière nucléaire française présenté par EDF et AREVA et validé par l’État fut effectivement présenté en 2015 ([340]). La filière est restructurée de façon à rassembler les activités de conception, de gestion et de commercialisation des projets de réacteurs neufs d’EDF et d’AREVA dans une filiale commune dont EDF devient actionnaire majoritaire. Le sauvetage d’Areva, qui reprendra ensuite le nom de Framatome est par ailleurs réalisé au moyen d’une recapitalisation.

M. Jean-Bernard Lévy a salué cette décision de restructuration ayant confié à EDF le rôle de chef de file de la construction de réacteurs nucléaires, et à faire de Framatome le responsable de la chaudière et de divers équipements, notant que cette entreprise avait par la suite renoué avec le profit. Si l’opération fut concluante, le rapporteur ne peut néanmoins que regretter la durée de l’inertie de l’État durant de trop nombreuses années au cours desquelles des champions français de l’industrie énergétique ne sont pas parvenus à présenter l’équipe de France du nucléaire sur un front uni.

Les anciens et l’actuel PDG du groupe EDF ont quant à eux insisté sur le rôle qu’a joué l’ARENH dans la dégradation de la situation financière de l’entreprise, critiquant indirectement l’absence d’action de l’État pour remédier à ce problème.

ii. Un statu quo sur la non-actualisation de l’ARENH en dépit d’une situation financière dégradée d’EDF

Afin d’identifier la façon dont la situation d’EDF avait pu défavorablement évoluer au cours de la décennie 2010, la commission d’enquête a interrogé les trois anciens PDG ayant dirigé l’entreprise au cours de cette période.

M. Pierre Gadonneix, qui en fut PDG de 2004 à 2009, a indiqué qu’au moment de son départ, à l’aube de la décennie 2010, la production était stable et la disponibilité du parc, de l’ordre de 80 % satisfaisante, même si elle commençait à baisser. C’est d’ailleurs ce qui justifiait selon lui les efforts d’investissement consentis pour entretenir les centrales. Il a indiqué ne pas avoir été suivi sur le plan financier et tarifaire de sorte que lorsqu’il a quitté ses fonctions, les « activités en France n’étaient plus autofinancées : les ressources de cash-flow ne permettaient pas de financer les investissements – ce qui explique, en partie, les fluctuations boursières ». La performance financière de l’entreprise demeurait néanmoins selon lui à ce moment « tout à fait saine ». M. Pierre Gadonneix a d’ailleurs indiqué que l’entreprise versait à cette époque d’importants dividendes à ses actionnaires – et donc principalement à l’État - à hauteur de 4,5 milliards d’euros par an. La Cour des comptes ([341]) a cependant dressé un tableau plus contrasté de la situation financière de l’entreprise à cette époque, soulignant que deux acquisitions internationales finalisées en 2009 ([342]), avaient « accentué l’augmentation, devenue structurelle, de son endettement » et que le groupe s’était trouvé « à la fin de 2009, dans une situation de fragilité financière ».

M. Henri Proglio, nommé à la suite de M. Pierre Gadonneix, a procédé à la rationalisation des activités du groupe à l’étranger et opéré un certain nombre de cessions. Il considère néanmoins avoir trouvé à son arrivée une « maison en assez bon état, avec de très belles compétences » et qui « ne rencontrait pas de grandes difficultés financières. L’endettement de la société en était le résultat, mais il était parfaitement acceptable ». Il affirme qu’à son départ en 2014, EDF était en pleine forme, « malgré toutes les vicissitudes auxquelles nous avions été soumis par les réglementations françaises et européennes », en particulier la loi Nome. Il précise que le résultat net après impôt se portait à 3,75 milliards d’euros, et que le niveau d’endettement demeurait selon lui acceptable puisque le ratio dette/ebitda, qui compte plus que la valeur absolue de la dette, était inférieur à trois.

Quand M. Jean-Bernard Lévy prend la tête de l’entreprise en 2014, il déclare prendre conscience avec surprise des implications de la loi Nome sur la situation financière de l’entreprise. D’après lui, « l’ARENH pèse de manière croissante sur l’endettement d’EDF au rythme d’environ 3 à 4 milliards d’euros par an ». La situation se dégrade : en 2016, « les recettes d’EDF connaissent une chute brutale puisque le prix de gros du mégawattheure tombe à 30 euros (…). Ce manque à gagner contraint EDF à un plan de restructuration sévère, imposé de fait par les agences de notation qui dégradent à trois reprises la dette d’EDF ».

Cette affirmation interroge : précisément, si les prix de gros tombent à 30 euros soit largement en-dessous du tarif ARENH, le dispositif ne saurait avoir un impact négatif sur les résultats de l’entreprise. Sur cette période comme sur les suivantes, en l’absence de données précises et annualisées communiquées par EDF, le rapporteur ne saurait retenir les chiffres présentés par les anciens responsables d’EDF.

EDF poursuit alors ce plan de restructuration qui repose sur d’importantes cessions d’actifs, une trajectoire d’économies sur les coûts de fonctionnement et une concentration des investissements d’EDF sur les activités bas-carbone.

C’est à ce moment que l’État décide, pour la première fois, de renoncer à ce que son dividende soit payé en flux courant. L’État annonce en effet, le 22 avril 2016, qu’il percevrait son dividende en actions.

Enfin, en 2017, l’État souscrit à environ 75 % de l’augmentation de capital de l’entreprise qui atteint 4 milliards d’euros.

Le récit de ces trois PDG successifs laisse percevoir des tendances qui se dessinent au fil de la décennie : la disponibilité du parc commence à être un sujet. Or, elle aura à l’avenir un impact important sur la production, et donc sur la performance financière de l’entreprise. Les résultats se maintiennent sur la première moitié de la décennie autour de 4 milliards d’euros de résultat net courant ([343]). Ces résultats chutent néanmoins à 2,8 et 2,5 Md€ en 2017 et 2018, avant de connaître une forte remontée (3,9 Md€) en 2019, où les résultats en retrait de la production nucléaire sont compensés par de bons résultats de la filière d’énergies renouvelables. En dépit du maintien global des résultats du groupe, les anciens PDG s’accordent sur un point : le rôle tenu par l’ARENH dans le déclin des capacités financières du groupe. L’ancien Président de la République M. François Hollande a rejoint cette analyse lorsqu’il a souligné qu’à travers le renoncement de l’État du versement du dividende et sa participation à la recapitalisation du groupe, « pour la première fois depuis la création d’EDF, c’est-à-dire depuis la Libération, l’État soutenait l’entreprise nationale, et cela à cause d’une mauvaise loi : celle de 2010 ».

Les estimations sur le préjudice subi par EDF du fait de l’ARENH sont toutefois difficiles à établir. Le chiffre communiqué par M. Luc Rémont au questionnaire transmis par le rapporteur l’apprécie à un total de 9,1 Md€ depuis son entrée en vigueur jusqu’à la fin de l’année 2022. La CRE a répondu au rapporteur qu’elle n’avait « pas de visibilité sur l’impact financier du dispositif pour EDF. Les résultats publics du groupe ne permettent pas d’isoler totalement l’impact de l’ARENH ». La Cour des comptes a quant à elle constaté que « la mise en œuvre de l’ARENH ne s’est pas déroulée comme prévu, mais a permis la couverture des coûts complets sur la période considérée ([344]) », tout en soulignant qu’en l’absence d’ARENH, les revenus du nucléaire auraient probablement été « plus élevés ([345]) ».

Si l’ARENH a été présenté comme l’un des principaux motifs de l’endettement d’EDF, il apparaît qu’il faut faire preuve de nuance, car le mécanisme a connu des phases très différentes selon le cours du marché de gros de l’électricité.

Un premier constat s’impose en tout cas : il est étonnant que les pouvoirs publics ne soient pas allés jusqu’au bout de ce que commandait l’application de la loi en publiant le décret qui aurait permis de réviser tant le prix initial de l’ARENH que son dispositif.

Comme cela a été présenté précédemment (voir chapitre II, I, A, 2, c), le dispositif de l’ARENH devait initialement être réévalué avant le 31 décembre 2015, puis tous les cinq ans.

Par ailleurs, le tarif de l’ARENH, devait, en application du VII de l’article 1 de la loi NOME, « afin d’assurer une juste rémunération » à EDF, couvrir les coûts et permettre l’amortissement du parc d’ici 2025, et, surtout, être « réexaminé chaque année ».

Ni le dispositif, ni le tarif de l’ARENH n’ont pourtant fait l’objet de révision durant la décennie 2010, en dépit des alertes émises par le PDG d’EDF à compter de 2014.

La commission d’enquête a cherché à comprendre l’inertie des pouvoirs publics sur le sujet.

S’agissant du tarif, d’abord, il convient de rappeler que, comme l’a indiqué M. Pierre-Marie Abadie, qui était directeur de l’énergie au moment de la mise en place de la réforme, ce tarif de 42 € correspondait au montant demandé par le président d’EDF de l’époque. D’après la méthode de calcul retenue en vue de couvrir l’intégralité des coûts liés au Grand carénage, le prix devait s’élever à 39 €. Dans le cadre des travaux de la commission Champsaur, la CRE avait quant à elle estimé que le coût complet du nucléaire existant était de 39,5 €/MWh. Le surcoût des investissements liés à la catastrophe de Fukushima avait été ajouté, et le pouvoir exécutif avait finalement arbitré en faveur d’un tarif à 42 €.

Plus tard, en 2014, lorsque M. Jean-Bernard Lévy arrive à la tête d’EDF, il considère que ce tarif ne permet pas de couvrir le coût réel de production, qui se situerait plutôt autour d’une cinquantaine d’euros. Il indique qu’à cette période, il était question d’augmenter à 52 € le prix de l’ARENH. D’après lui, « le Gouvernement de l’époque en était d’accord », mais « la hausse n’a pas eu lieu car le prix de gros est descendu sous 42, puis 35 puis 30 euros. La Commission (européenne) considérait qu’il fallait laisser le marché fonctionner. Si celui-ci décidait que le prix de l’électricité était inférieur à 42 euros, il n’y avait pas matière à relever le prix de l’ARENH. La porte s’est donc refermée sur ce dossier dans le courant de l’année 2016 ». M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat, a confirmé que « le Gouvernement avait souhaité procéder à des augmentations, ce qui avait suscité des débats dans le cadre du précédent projet Hercule. Ce dernier visait à donner à EDF une vision attestée par un audit de la CRE, en rémunérant le nucléaire à 49 euros le mégawattheure. Nous défendions cette revalorisation, mais n’en étions pas les seuls décisionnaires ».

En raison d’un désaccord entre les autorités françaises et la Commission européenne, qui n’a jamais approuvé la méthode de calcul d’actualisation de l’ARENH, le décret en Conseil d’État pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), prévu au X de l’article 1er de la loi Nome, qui devait préciser les méthodes d’identification et de comptabilisation des coûts de production, n’a jamais été publié.

Dans son rapport, la Cour des comptes revient sur cette situation : « L’actualisation du prix de l’ARENH est soumise à l’approbation par

la Commission européenne de sa méthode de calcul, depuis la décision

soldant le contentieux européen relatif à l’existence, d’une part, des TRV

« verts » et « jaunes » et, d’autre part, au Tartam pour les grands et moyens

consommateurs. Or l’établissement de cette méthodologie de calcul s’est

avéré conflictuel. Des divergences de positions entre le Gouvernement, la

CRE, l’Autorité de la concurrence (ADLC), la Commission européenne et

EDF, ont émergé concernant les différents paramètres à prendre en

considération (…). La CRE s’est in fine prononcée favorablement sur le projet de décret devant établir cette méthodologie, tandis que l’ADLC a émis un avis plus mitigé et que la Commission a exprimé des réserves. Les échanges n’ayant pas abouti, le décret n’a pas été adopté et la situation s’est enlisée ([346]) ».

D’après M. Pierre-Marie Abadie, l’absence de publication du décret « a été réellement pénalisante, car nous n’avons pas pu nous ajuster au coût réel du grand carénage. De plus, nous n’avons pas pu tenir compte de l’inflation ni du coût réel des investissements post-Fukushima. En outre, cela n’a laissé aucun espace économique offrant un intérêt à signer des contrats de long terme par ailleurs ». Rétrospectivement, il considère qu’il aurait fallu procéder à une indexation minimale, même si à l’époque telle n’était pas la priorité en raison d’une inflation basse. Il concède par ailleurs que des fluctuations de prix aussi importantes avec des prix bas sur une longue période semblaient alors impossibles. Or, l’absence de remontée des prix au-dessus du tarif de l’ARENH a contribué à créer un droit d’option gratuit aux concurrents d’EDF, qui, en raison du caractère asymétrique de l’ARENH, sont alors allés acheter leur électricité sur le marché, à un prix inférieur à 42 €/MWh. Cela a conduit EDF à vendre son électricité très en dessous de son propre coût de revient.

Le rapporteur s’étonne qu’en dépit des difficultés à concilier les positions françaises et européennes, les ministres chargés de l’Énergie successifs n’aient pas semblé prendre la mesure du problème.

Au début du quinquennat de 2012, même si l’absence de publication du décret est critiquable, la question du tarif ne se posait pas encore. Mme Delphine Batho l’a confirmé à la commission d’enquête : lors de ses nombreux échanges avec la CRE, aucune alerte n’avait été émise sur un dispositif encore récent.

L’inertie des pouvoirs publics apparaît en revanche plus surprenante dans les années qui suivent au regard des alertes que M. Jean-Bernard Lévy affirme avoir faites. Pourtant, Mme Ségolène Royal, qui a qualifié ce dispositif de « scandale », a affirmé ne pas se souvenir d’avoir été saisie pour supprimer l’ARENH, en augmenter le tarif, ni même avoir « vu passer cette possibilité » de modifier les volumes de l’ARENH.

Si d’autres objectifs, au premier rang desquels figure la volonté d’éviter l’augmentation des tarifs de l’électricité au bénéfice du consommateur, ont pu prévaloir dans les arbitrages, le rapporteur s’étonne qu’un dossier aussi crucial que celui du mécanisme de l’ARENH pour un ministre en charge de l’énergie n’apparaisse pas avoir été traité au rang de priorité.

Cela étant dit, un second constat doit être fait : il apparaît fort exagéré de la part d’EDF et en réalité, fort peu vraisemblable d’imputer la responsabilité de son endettement au seul, dispositif de l’ARENH, qui plus est sans être en mesure de produire des données plus fines sur l’évolution dans le temps du poids de ce dispositif sur les finances d’EDF.

Or, le dispositif de l’ARENH a connu d’importantes fluctuations quant à son attractivité. La Commission de régulation de l’énergie ([347]) (CRE) a décrit avec précision les variations des volumes d’ARENH délivrées sur la période du quinquennat 2012-2017. Il s’avère que durant un certain nombre d’années, la faible attractivité de l’ARENH n’a pu conduire à grever la dette d’EDF.

La CRE relève en effet que les « volumes d’ARENH livrés sont restés globalement stables entre juillet 2011 et décembre 2013, malgré une légère hausse au premier semestre 2013 (…). La prise en compte des pertes dans le dispositif à compter de janvier 2014 a engendré une hausse de la demande au premier semestre 2014. Les livraisons d’ARENH ont alors atteint un niveau de 36,8 TWh. Les volumes livrés au titre des grands consommateurs ont quant à eux été légèrement réduits en raison de l’attractivité accrue des prix de marché de gros. Au premier semestre 2015, la baisse importante des prix de marché de gros, à des niveaux significativement inférieurs à celui du prix de l’ARENH, a entraîné une forte diminution des volumes d’ARENH souscrits (- 64 % au premier semestre 2015, suivie d’une nouvelle baisse de 69 % au deuxième semestre 2015). Au second semestre 2015, seuls 3,8 TWh d’ARENH ont été livrés, dont 2,8 TWh au titre des pertes. (…) Au premier semestre 2016, pour la première fois depuis le démarrage du dispositif, aucun volume d’ARENH n’a été livré aux fournisseurs alternatifs. Seuls deux fournisseurs ont effectué une demande pour ce semestre, toutes deux à zéro. Le contexte de prix de marché bas a également conduit à une demande d’ARENH nulle au second semestre 2016. La hausse des prix des produits à terme sur le marché de gros au cours du second semestre de l’année 2016, conjuguée à la mise en place du marché de capacité à partir du 1er janvier 2017, a renforcé l’attractivité de l’ARENH. Le volume total d’ARENH demandé sur l’année 2017 s’est élevé à 82,1 TWh (dont 0,8 TWh au titre des pertes) ».

L’endettement d’EDF ne s’est donc pas constamment aggravé du fait du dispositif de l’ARENH. En revanche, la CRE a bien confirmé qu’ « au-delà des dysfonctionnements qu’entraînent le déplacement du plafond, l’asymétrie du dispositif, c’est-à-dire la possibilité de laisser le choix aux fournisseurs alternatifs de demander des volumes d’ARENH lorsque les prix de marché sont élevés, et de ne pas en demander lorsque les prix de marché sont inférieurs au prix des volumes d’ARENH, est une faiblesse qui a été préjudiciable à EDF dans les années 2015 à 2017 ».

La Cour des comptes ([348]) a observé que durant ces années, « EDF s’est trouvée contrainte d’écouler sur les marchés de gros le volume d’électricité nucléaire qu’elle avait réservé pour ces fournisseurs alternatifs, à un prix inférieur à son coût de production (qui est, sous réserve de son actualisation, le prix de l’ARENH) ». En conséquence, le caractère optionnel de l’ARENH n’a pas permis « de garantir à EDF que ses charges de production seront couvertes en cas de prix de marché « bas » (inférieur à l’ARENH) ».

Ce constat rend d’autant plus dommageable l’inertie des autorités pour publier le décret prévu par la loi qui aurait permis de faire évoluer le dispositif. La même propension à ne pas appliquer la règlementation se retrouve au demeurant dans la périodicité déclinante des réunions du comité de l’énergie atomique.

iii. La périodicité déclinante des réunions du comité de l’énergie atomique

L’ancien Haut-commissaire à l’énergie atomique M. Yves Bréchet a attiré l’attention de la commission d’enquête sur la question de l’analyse scientifique et technique qui aurait « déserté les rouages décisionnels de l’État » sur les sujets énergétiques. Il a évoqué, en appui à son argumentation, le fait que le comité à l’énergie atomique sous sa forme civile n’ait plus été réuni avec la périodicité annuelle prévue par décret.

Le rapporteur a pu constater que la périodicité des réunions du comité de l’énergie atomique dans sa composante civile avait effectivement décliné au cours de la décennie. Alors que ce comité s’est réuni une ou deux fois par an entre 2006 et 2012, il ne fut, par la suite, plus réuni que pour une réunion en 2015, une en 2017, et une en 2019.

Ces réunions étaient pourtant l’occasion de traiter de sujets primordiaux pour l’avenir de la filière nucléaire tels que les enjeux liés aux réacteurs de recherche, aux travaux menés sur la quatrième génération de réacteurs nucléaires, à la recherche en matière de sûreté et de radioprotection, à l’organisation de la R&D dans le domaine du nucléaire ou encore aux coopérations internationales.

Les responsables politiques en fonction durant ces périodes ne semblent pas avoir perçu cette rupture de rythme dans la périodicité des réunions et le directeur général de l’énergie du climat a indiqué que des réunions avaient eu lieu sous d’autres formes.

Sur la même période de plus nombreuses réunions du Conseil de politique nucléaire ([349]) ont certes été organisées (v. encadré CPN). Mais les deux instances ont des compositions et des rôles distincts. Le conseil de politique nucléaire « définit les grandes orientations de la politique nucléaire et veille à leur mise en œuvre » et n’équivaut donc pas au comité de l’énergie atomique, qui apparaît conserver sa pertinence pour qu’il soit rendu compte, notamment au Premier ministre et au ministre de l’Énergie, du programme et des résultats de la recherche en cours. Ces points de situation réguliers doivent permettre de vérifier l’adéquation du programme de recherche avec la politique énergétique sur le long terme, mais aussi d’ajuster la politique au gré des résultats de la recherche. Surtout, l’application de la loi et du décret par le Gouvernement n’est pas une option, et cette situation semble indiquer, sinon une inertie, du moins un manque de rigueur.

b. Un déclin problématique des compétences

Tous les acteurs de la politique énergétique auditionnés par la commission d’enquête ont partagé le même constat : la perte de compétences de la filière nucléaire a contribué à son affaiblissement.

Pourtant déjà identifié à la fin de la décennie précédente, le mouvement ne s’est pas enrayé sous la décennie 2010. Faute d’avoir construit des centrales pendant plus d’une décennie, les compétences ont décliné à tous les niveaux, des ingénieurs aux sous-traitants.

Comme l’a souligné M. Yves Bréchet, le déclin des compétences dans la filière nucléaire s’inscrit dans le mouvement plus large de la perte du tissu industriel français et de la disparition de nombreux emplois industriels. M. Hervé Machenaud ([350]) partage ce constat lorsqu’il indique qu’avec « l’arrêt des constructions les industriels se sont progressivement démobilisés et les soudeurs sont partis ».

Qu’il s’agisse de l’industrie en général ou de l’industrie nucléaire en particulier, le principe qui fonde la compétence est le même : seul l’exercice, la répétition des gestes, le travail à l’ouvrage permettent de se former, d’entretenir et de perfectionner les techniques. Il en résulte que l’absence de construction de nouveaux réacteurs est la principale cause du déclin des compétences. M. Jean-Bernard Lévy l’a exposé clairement : « Il n’est pas possible d’être compétent et efficace quand on construit un réacteur tous les quinze ans ». Pour M. Pierre-Franck Chevet, « les compétences et le savoir-faire s’acquièrent sur le terrain » de sorte que l’exercice du métier « sur une première centrale, puis sur d’autres, garantit la progression des compétences ».

Les conséquences négatives de ce déclin sont importantes. Elles l’ont été dans le passé et le demeurent dans le présent, comme l’illustrent les déboires de la construction de l’EPR, en partie liés à ce phénomène.

La perte des compétences est un cycle d’autant plus inquiétant qu’il s’auto-entretient : les compétences ont baissé faute de chantier à mener, les nouveaux chantiers peinent à se réaliser en raison du déclin des compétences, et il est difficile de recruter car l’absence de perspective a atteint l’attractivité de la filière.

Plusieurs personnalités auditionnées, dont des anciens ministres ainsi que les organisations représentatives de la filière énergie ou du CSE d’EDF, ont insisté sur le développement de la sous-traitance, qui aurait été néfaste à EDF et à la bonne performance de ses installations (perte de visibilité sur les prestataires parfois de rang 5 ou 6, perte d’intérêt évoquée pour le métier) ; si le rapporteur n’a pas pu étayer cet impact négatif, il souligne l’importance d’une chaîne de valeur maîtrisée pour la robustesse du modèle industriel comme pour les relations de travail.

i. Un déclin des compétences ralenti mais non effacé par le Grand carénage ou les projets internationaux

Face au déclin des compétences qui apparaît de façon de plus en plus limpide au début de la décennie, les métiers du nucléaire n’ont que peu de nouveaux chantiers sur lesquels s’exercer sur le territoire national.

Les pouvoirs publics et les industriels de la filière ont, bien que tardivement, identifié le problème auquel ils ont essayé d’apporter une solution, dans un cadre néanmoins frappé d’une restriction de taille : la décision politique prise de ne pas lancer de nouveaux projets.

Les projets en cours dont la continuité avait été confirmée par le Président de la République M. François Hollande, à savoir le chantier de l’EPR de Flamanville, le projet ASTRID et la construction du réacteur de recherche Jules Horowitz contribuaient, sans suffire, à l’exercice des compétences tant techniques que d’ingénierie.

Une partie de la stratégie adoptée pour limiter ce phénomène a consisté, d’après l’ancien Président de la République M. François Hollande, à se tourner vers l’international : « il était très important de maintenir cette stratégie d’exportation pour entretenir les compétences, faire travailler les usines et faire bénéficier l’EPR d’un semblant d’effet de série ».

Il apparaît pour le moins contradictoire, de mener, sur le territoire national, une politique énergétique envoyant des signaux négatifs à la filière, tout en espérant pouvoir exporter la compétence française du nucléaire à l’étranger.

C’est néanmoins dans cette perspective que se concrétise le lancement du chantier d’Hinckley Point, qui consiste en la construction de deux réacteurs nucléaires EPR dans le Somerset, en Angleterre, pour une puissance totale de 3 200 MWe, avec un objectif de démarrage de la production d’électricité de la tranche 1 en juin 2027, pour un coût à terminaison du projet estimé entre 25 et 26 Md£.

Préparé sous le quinquennat du Président Nicolas Sarkozy par M. Henri Proglio, le projet donne lieu à des controverses en raison de difficultés de financement et de l’opposition syndicale qu’il rencontre. L’ancien Président de la République M. François Hollande considère néanmoins « qu’il fallait absolument réaliser ce projet qui nous permettait d’assurer un plan de charge aux usines françaises de la filière et de remédier à la perte de compétences tant pour Framatome que pour EDF ou Orano ». L’État confirme donc, en 2016, son soutien au projet, en dépit de l’endettement qu’il implique. Après des années d’absence de perspectives et de projets nouveaux pour la filière nucléaire française, M. Jean-Bernard Lévy voit dans la réussite de ce projet « un signal important adressé à tous les pays qui s’interrogent : malgré le retard de Flamanville et les critiques sur notre propre territoire, un autre pays a fait le choix de l’EPR ». M. Luc Rémont ([351]) a par ailleurs souligné l’indispensable contribution du projet au « maintien en compétence de la filière ».

Sur le plan strictement opérationnel, il faut néanmoins souligner le caractère incomplet de cette stratégie. S’il était sans doute possible de compter sur le retour d’expérience en ce qui concerne l’ingénierie, ou sur la fabrication de pièces destinées aux chantiers à l’export, cette stratégie ne pouvait en tout état de cause pas suffire pour maintenir les compétences de l’ensemble des corps de métiers présents en France.

Les industriels ont également cherché les moyens de maintenir les compétences. Pour Framatome, M. Bernard Fontana a par exemple décrit le « programme Juliette », qui correspond à une enveloppe de 400 millions d’euros et dont il a obtenu le lancement pour préserver les compétences de ses salariés en maintenant leur activité. A donc été conçu un programme de fabrication de pièces utiles et standardisées sur lesquelles les ouvriers pourraient s’améliorer par la répétition des gestes.

Chez EDF, c’est le programme du Grand carénage qui est lancé avec dans la perspective d’entretenir les compétences nécessaires pour garder le parc en état, afin qu’il soit disponible dans le respect des prescriptions de l’ASN.

Source : Réponse au questionnaire adressé par le rapporteur à M. Luc Rémont, PDG d’EDF.

Par l’ampleur des travaux qu’il implique, ce plan a permis de maintenir les compétences indispensables à l’entretien et au fonctionnement du parc existant. Ce plan n’est cependant pas suffisant s’agissant des compétences nécessaires pour construire de nouvelles centrales, qui impliquent des opérations spécifiques qui n’interviennent qu’au stade de la construction, telles que la réalisation du câblage ou du système-commande.

Ces différents projets ont donc permis d’atténuer le mouvement de déclin des compétences sans le résoudre tout à fait. Le fait que le Grand carénage ne soit lancé qu’en 2014 et que les autorités ne semblent prendre la mesure que tardivement de la situation interroge. D’après l’ancienne haut-commissaire à l’énergie atomique Mme Catherine Cesarsky, ce mouvement de perte de compétences qu’elle voyait poindre lors de son mandat entre 2000 et 2012 « n’a pas reçu suffisamment d’attention ».

Tout en indiquant qu’il était difficile d’identifier les dynamiques lentes, le directeur général de l’énergie et du climat M. Laurent Michel a reconnu que « davantage d’anticipation de la part des différents acteurs aurait contribué à prendre des mesures de manière plus précoce ».

Le rapporteur partage cette conclusion et considère que cette problématique aurait pu et dû être collectivement – État et industriels réunis – mieux identifiée et prévenue.

ii. Les conséquences des signaux négatifs sur l’attractivité de la filière

La problématique de la perte de compétence peut encore être attachée à celle de la perte d’attractivité de la filière. Celle-ci se manifeste tant au niveau des recrutements que de la capacité des industriels à conserver leurs personnels formés.

Ici encore, l’image de la filière nucléaire, atteinte après la catastrophe de Fukushima, les signaux négatifs émis à l’encontre du nucléaire dans la loi de transition énergétique, de même que l’absence de projets d’ampleur ont très certainement contribué à dissuader les élèves ingénieurs, scientifiques, et techniciens, à envisager leur avenir dans la filière nucléaire.

M. Pascal Colombani soulignait combien, citant l’exemple du projet ASTRID, le secteur avait « besoin de projets de recherche susceptibles d’attirer les ressources humaines et de les former ».

M. Yannick d’Escatha a confirmé avoir constaté une désaffection des jeunes pour le nucléaire, qui « ne voyaient pas d’avenir dans le nucléaire ».

Chez EDF, plusieurs représentants au Comité social et économique central ont également souligné l’impact des conditions sociales sur la perte d’attractivité de l’entreprise. Mme Catherine Nicolas-Michon ([352]) a ainsi évoqué le management d’EDF dans ce manque d’attractivité, de même que le décrochage des salaires de l’entreprise par rapport à d’autres industries.

M. Philippe Page Le Mérour a par ailleurs souligné le défi que représente pour la filière le phénomène de démissions. Tout en soulignant que ce phénomène restait très marginal, le PDG d’EDF a confirmé qu’il était devenu perceptible et suivi par l’entreprise à compter de 2012.

Source : Réponse de M. Luc Rémont au questionnaire transmis par le rapporteur.

La perte d’attractivité de la filière a contribué à accentuer le problème de perte de compétences, en réduisant le vivier de candidats non seulement sur les postes offerts mais aussi dans les formations autour des métiers du nucléaire. Elle a aussi pu contribuer à réduire la durée passée au sein de la filière nucléaire par des ouvriers ou des ingénieurs dont la durée de formation pour atteindre le plus haut niveau d’excellence est très long, de l’ordre de plus d’une dizaine d’années. Si sur ce point, EDF a souligné que le taux de turnover des salariés se situait depuis 2018 à 2,5 %, ce qui constituerait un indicateur de fidélisation des salariés, les données transmises au rapporteur ont aussi montré que l’ancienneté des salariés chez EDF SA et ENEDIS avait diminué, passant de 40 ans dans les années 70 à 90 à 30 ans dans les années 2000 pour atteindre 26 ans depuis 2020. Ces données permettent de constater que le groupe continue de pouvoir compter sur des salariés expérimentés, ces tendances sont un signal intéressant et une invitation faite aux pouvoirs publics comme aux industriels de redoubler d’efforts pour rendre à la filière le niveau d’excellence et l’attractivité qu’elle avait jadis.

2. Un déploiement progressif mais très insuffisant de la filière des énergies renouvelables

Le quinquennat du Président François Hollande s’inscrit, du point de vue du développement des énergies renouvelables, dans une dynamique très ambitieuse. La contribution de la politique énergétique à la réalisation des objectifs climatiques est perçue comme étant déterminante, et l’essor des énergies renouvelables est porté au rang de priorité.

Le quinquennat débute sur la base des objectifs de développement des énergies renouvelables précédemment fixés par la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement : la France s’est engagée à porter la part des énergies renouvelables à au moins 23 % de sa consommation d’énergie finale d’ici à 2020.

Figure 36 : Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie et trajectoire prévue pour atteindre l’objectif de 2020

Source : SDES, Chiffres clés de l’énergie, 2021.

En 2015, la LTECV maintient cet objectif à l’horizon 2020, et ajoute l’objectif de porter la part des énergies renouvelables à 32 % de la consommation finale brute d’énergie en 2030. La loi précise que pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent « représenter 40 % de la production d’électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz ». Parallèlement, et comme cela a déjà été évoqué, la loi prévoit la réduction de la part du nucléaire dans la production électrique à 50 % à l’horizon 2025. Compte tenu des objectifs fixés en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre (– 40 % entre 1990 et 2030 et facteur 4 entre 1990 et 2050), et par conséquent de l’impossibilité d’augmenter la part des énergies fossiles dans le mix énergétique, l’atteinte de ces objectifs doit reposer sur la baisse de la demande, d’une part, et l’essor conséquent des énergies renouvelables d’autre part. La combinaison de ces différentes ambitions climatiques (réduire les émissions) et énergétiques (réduire la part du nucléaire) repose alors sur un idéal politique dont la faisabilité à l’horizon 2025 n’a pas été démontrée. L’impossibilité de sa réalisation sera d’ailleurs confirmée dès 2017, ce qui conduira au report à 2030 de la réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique. C’est néanmoins dans le cadre de ces objectifs très ambitieux que s’inscrit la politique énergétique du quinquennat.

Si actuellement ces objectifs n’ont toujours pas été atteints - en 2021, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute atteignait 19,3 % ([353]) - les progrès de ces énergies sont indéniables. La production primaire d’énergies renouvelables depuis 2005 a augmenté de 85 %, principalement en raison de l’essor des biocarburants, des pompes à chaleur et de la filière éolienne.

Le développement des énergies renouvelables, amorcé sous la décennie précédente, se confirme donc durant la décennie 2010-2020 :

Source : Ministère de la transition énergétique, Chiffres clés des énergies renouvelables, septembre 2022.

La question se pose néanmoins de savoir si ces progrès peuvent être considérés comme suffisants au regard de l’ambition affichée.

L’ancien Président de la République François Hollande a en partie répondu à cette question lorsqu’il a indiqué à la commission d’enquête que l’un des deux regrets qu’il nourrissait à propos de la politique énergétique de son mandat était « de n’avoir pas réussi à accroître suffisamment la part des renouvelables, dont le développement se heurtait certes à des blocages, des recours et des procédures, mais dont la rentabilité est avérée et dont les prix sont devenus très compétitifs ».

Le principal échec de la politique de soutien aux énergies renouvelables réside sans doute dans son incapacité à structurer une filière industrielle.

Au début du quinquennat, la réflexion en termes de filière industrielle existe pourtant. D’après Mme Delphine Batho, les « soutiens publics dans le domaine des énergies renouvelables devaient conduire à la structuration de filières industrielles ». C’est la raison pour laquelle elle avait demandé, avec M. Arnaud Montebourg, ministre du redressement productif, un rapport conjoint au Conseil général de l’économie, de l’industrie, de l’énergie et des technologies (CGEIET) et au Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD) sur cette question. La lettre de mission précédant ce rapport indiquait que si le secteur des énergies renouvelables avait fait l’objet d’un essor notable au cours des dernières années, aucune entreprise française n’était « référencée parmi les leaders mondiaux du secteur photovoltaïque », et que l’enjeu était « de construire une véritable industrie française » ([354]).

Mme Delphine Batho constate dix ans plus tard « qu’aucune stratégie industrielle [n’a] accompagné » les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables mis en place, de sorte que, « comme on n’a pas la maîtrise des technologies, on retombe dans la dépendance de l’étranger ».

La réflexion sur le sujet n’a ainsi pas prospéré. La Cour des comptes relève, dans un rapport publié en 2018, que dans l’exposé des motifs du projet de loi pour la transition énergétique et la croissance verte, le Gouvernement retient « une appréhension très large de la notion de filières, lesquelles englobent l’ensemble des activités économiques liées à la transition énergétique, sans se concentrer particulièrement sur les activités manufacturières. Les externalités économiques associées aux EnR et à la transition énergétique tiennent donc à la création d’emplois de tout type, sans plus chercher à en favoriser l’impact industriel ([355]) ».

Au total, la Cour des comptes dresse un constat sévère de l’incapacité des politiques menées à avoir structuré une filière : « faute d’avoir établi une stratégie claire et des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a peu profité du développement des EnR. Contrairement à d’autres États européens, la France n’est en effet pas parvenue à se doter de champions dans ce secteur. Une clarification des ambitions industrielles françaises en matière d’EnR s’impose donc, au regard des opportunités économiques que la croissance de ce secteur recèle, s’agissant en particulier de nouvelles technologies, telles que le stockage et les réseaux intelligents. Ce bilan industriel décevant doit être mis en regard des moyens considérables qui sont consacrés au développement des énergies renouvelables, en particulier aux EnR électriques ([356]) ».

Non seulement la France n’a pas su favoriser l’émergence d’une véritable industrie sur son territoire, mais elle a aussi échoué à conserver certains atouts en la matière : comme l’ont rappelé Mme Delphine Batho et M. Arnaud Montebourg, la perte de contrôle d’Alstom, qui fabriquait des turbines hydrauliques, a lourdement pesé sur le recul français de l’éolien en mer.

La réponse apportée à l’époque à la question - hautement stratégique en termes de souveraineté énergétique - de la disponibilité des matériaux critiques, telles que les terres rares, nécessaires à la transition énergétique apparaît également avoir été assez légère au regard des enjeux en cause. La réponse a ainsi essentiellement reposé sur des appels à projets dans le domaine des énergies renouvelables afin de garantir aux industriels des commandes, un prix de rachat et un modèle commercial rentable. D’après Mme Ségolène Royal, ce système devait permettre aux industriels d’investir et de rechercher des matériaux rares. La responsabilité du sujet leur était donc laissée, alors que son caractère stratégique pour l’industrie française aurait sans doute commandé un meilleur soutien public afin de déployer une vision stratégique sur le sujet et d’y sensibiliser les entreprises.

Ce constat d’échec ne doit pas faire croire à la fatalité. D’après M. Bruno Bensasson, PDG de EDF Renouvelables, « la relocalisation d’une production industrielle au sein de l’Union européenne serait un moyen possible pour diminuer nos dépendances mais en l’état du contexte concurrentiel, elle appelle des choix de politique industrielle dont il faut assumer le coût économique tout en en reconnaissant les mérites en termes de résilience.

Pour expliquer cet échec, l’instabilité des politiques menées en la matière a été mis en avant. Mme Delphine Batho a ainsi regretté la suppression, en mars 2014 ([357]), de la bonification du tarif d’achat des panneaux photovoltaïques fabriqués en Europe ([358]). Mme Ségolène Royal a regretté que certains projets lancés lorsqu’elle était au ministère de la Transition énergétique se soient ensuite arrêtés : « Nous aurions pu développer l’hydrolien, et j’avais moi-même inauguré une ferme d’hydroliennes à Dunkerque. Nous aurions aussi pu développer les énergies marines grâce à notre domaine maritime, au travers des appels à projets que j’avais lancés et qui ont ensuite été arrêtés ». À cette problématique s’ajoute celle de l’acceptabilité sociale des énergies renouvelables, qui, comme l’a souligné M. Bruno Bensasson, génèrent des difficultés en raison de leur visibilité et des tensions qu’elles suscitent sur l’accès au foncier.

Le rapporteur constate par ailleurs que la volonté de développer les ENR s’est excessivement concentrée sur les énergies renouvelables électriques. Mme Delphine Batho a pourtant indiqué que selon elle, l’enjeu devait être à la fois « de transférer des usages de l’électricité vers des énergies renouvelables non électriques et transférer des usages des énergies fossiles vers l’électricité ». C’est pour cette raison que l’une de ses premières actions en faveur des énergies renouvelables à son arrivée au ministère de la Transition énergétique avait consisté à développer la biomasse et à soutenir la chaleur renouvelable via le fonds chaleur de l’ADEME. C’est un arbitrage budgétaire défavorable sur ce fonds qui conduira à son départ du Gouvernement.

Une analyse de la Cour des comptes a mesuré le caractère disproportionné du soutien apporté au renouvelable électrique au détriment du renouvelable thermique dans l’analyse de la répartition du soutien financier à ces énergies : « les EnR électriques bénéficient de l’essentiel de ces dépenses publiques avec, en 2016, 4,4 Md€ contre 567 M€ pour les EnR thermiques. Ce dernier montant n’apparaît pas à la hauteur des besoins correspondant aux objectifs fixés et donc à la réalisation des engagements climatiques français. Ainsi, les EnR thermiques reçoivent aujourd’hui l’équivalent d’un dixième du volume de soutien public consacré aux EnR alors qu’elles représentent 60 % de la production nationale, hors transports ».

III. Depuis 2017, après une poursuite des décisions dommageables du passé, une relance du nuclÉaire et des ENR sur le fondement d’une projection énergétique

En 2017, l’élection présidentielle et le changement de gouvernement ne conduisent qu’à une évolution progressive, et pas à une remise en cause complète, des décisions prises les années précédentes. Ces dernières ont une ombre portée et continuent de produire leurs effets, même si sont commandées plusieurs études destinées à faire un état des lieux précis de la filière nucléaire. C’est sur cette base que s’opère une remise en cause progressive, quoique partielle, des décisions énergétiques passées (A). L’objectif climatique demeure prioritaire et dans cette perspective, le constat est fait de l’échec de la stratégie consistant à opposer énergie nucléaire et énergies renouvelables. La capacité à projeter la stratégie énergétique sur le long terme est comprise et se traduit par la commande et la publication des Futurs énergétiques 2050 de RTE. Ces nouvelles études prospectives permettent d’élaborer une stratégie de relance du nucléaire sans opposition avec les énergies renouvelables (B).

A. À partir de 2017, une remise en cause, progressive et partielle, des objectifs et dÉcisions ÉNERGÉtiques du quinquennat précédent

Le changement de cap de la politique énergétique ne s’opère que très progressivement après l’élection présidentielle de 2017. Dans les premières années du quinquennat s’opère d’abord une correction de certaines erreurs manifestes et un travail d’analyse sur le système énergétique français, étape préalable indispensable pour instruire les changements d’orientation ultérieurs (1). Ce sont également durant les premières années de ce quinquennat que trouvent finalement à s’appliquer des décisions difficiles pour le nucléaire français, dans une forme de continuité avec les orientations du quinquennat précédent (2).

1. Une prise de conscience progressive des défis à relever pour la filière nucléaire

Dès le début du quinquennat, le Gouvernement prend acte, sur la base d’études techniques, de l’impossibilité d’appliquer l’objectif de la LTECV de réduction de la part du nucléaire à 50 % de la production électrique à horizon 2025 sans contrevenir à la trajectoire nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques. L’une des premières grandes décisions énergétiques consiste donc à différer dans le temps la réalisation de cet objectif afin de se laisser le temps de la réflexion pour bâtir la stratégie future (a). Dans le même temps, le Gouvernement accumule des éléments techniques et industriels afin de disposer de toute l’information nécessaire pour la prise d’une décision éclairée (b).

a. Dès 2017, l’horizon de fermeture des réacteurs est décalé à 2035

Le quinquennat s’ouvre sur les travaux préparatoires à la révision quinquennale de la PPE de la métropole continentale, engagée dès le milieu de l’année 2017. Afin de documenter au mieux le débat à venir sur le futur du système électrique, RTE publie, début 2018, son « bilan prévisionnel 2017 » qui comporte un certain nombre d’évolutions destinées notamment à « dresser un panorama large et crédible des évolutions possibles ».

RTE indique donc des scénarios présentant des trajectoires détaillées permettant d’atteindre les configurations étudiées à horizon 2035.

L’un des scénarios, le « scénario Ohm » examine la trajectoire à poursuivre pour la réalisation de l’objectif inscrit dans la LTECV de réduction de la part du nucléaire à 50 % de la production électrique en 2025. Ses conclusions sont sans appel : quels que soient les tendances envisagées en ce qui concerne la demande et le rythme de déploiement des énergies renouvelables, atteindre cet objectif suivant cette temporalité impliquera non seulement de fermer à un rythme exigeant entre 24 et 26 réacteurs nucléaires, mais il faudra aussi ouvrir des moyens de production thermique dans un intervalle de temps bref et difficilement atteignable. Par ailleurs, ce scénario souligne que « l’atteinte de l’objectif des 50 % est incompatible avec celui de maintenir les émissions de CO2 du secteur électrique à leur niveau actuel ([359]) ».

Ainsi, dès novembre 2017, M. Nicolas Hulot, ministre de la transition écologique et solidaire ([360]), dit « préférer le réalisme et la sincérité à la mystification », annonce que l’horizon de 2025 n’est pas tenable et évoque l’horizon « 2030 ou 2035 » comme nouvel objet d’étude.

Source : RTE, Bilan prévisionnel 2017.

La réflexion sur la stratégie énergétique se poursuit dans le cadre d’un débat public au printemps 2018, tandis qu’est déposé à l’Assemblée nationale, le 30 avril 2019, le projet de loi relatif à l’énergie et au climat.

L’étude d’impact du projet de loi se réfère au bilan prévisionnel publié par RTE en 2017, et indique qu’au regard des travaux réalisés entre juin 2017 et décembre 2018 dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l’énergie « et devant l’impossibilité de concilier la réalisation de cet objectif et celui de réduction de gaz à effet de serre, le Gouvernement propose au Parlement de décaler cet objectif à 2035 ».

L’exposé des motifs du projet de loi reprend cet argument de « l’impossibilité de respecter en même temps tous les objectifs climatiques et énergétiques fixés par la loi de transition énergétique. Réduire à 50 % la part de nucléaire dès 2025 aurait nécessité de construire de nouvelles centrales au gaz, en contradiction avec nos objectifs climatiques. Il est donc proposé de porter ce délai à 2035, permettant d’engager une transition réaliste et pilotée ».

L’article 1er de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat reporte ainsi de dix ans l’objectif de diminution à 50 % du nucléaire dans la production électrique, désormais fixé à 2035.

La commission d’enquête s’est interrogée sur ce qui a pu conduire à ce que, dès l’ouverture du quinquennat, la nécessité du décalage s’impose comme une évidence et une urgence, alors même que la LTECV n’avait été adoptée que deux ans plus tôt.

M. Antoine Pellion a souligné que cela relevait du passage 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 ».

Ce décalage dans le temps a pour objet de donner au Gouvernement le temps de la réflexion. La relance du nucléaire n’est, à ce moment-là, pas encore décidée. Le report de l’objectif de dix ans permet de récupérer des marges avant de déterminer quel doit être le chemin emprunté en termes de production nucléaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement sans revenir sur les engagements climatiques de la France.

Cette évolution rapide de la législation souligne l’importance d’un pilotage rigoureux des politiques énergétiques, qui ne devrait pas prendre appui sur l’expression d’objectifs totémiques, fixés en l’absence d’analyses techniques, scientifiques et de projections rigoureusement menées.

La LTECV a finalement, paradoxalement, commis une erreur tout en créant l’outil qui permettrait de l’éviter à l’avenir, avec la programmation pluriannuelle de l’énergie. Ce sont, en effet, les travaux menés dans le cadre de la préparation de cette PPE qui ont rapidement confirmé que l’objectif des 50 % ne pouvait être tenu dans le délai indiqué.

La loi relative à l’énergie et au climat a d’ailleurs complété ce dispositif en insérant un article L. 100-1 A au code de l’énergie, qui prévoit qu’ « avant le 1er juillet 2023, puis tous les cinq ans, une loi détermine les objectifs et fixe les priorités d’action de la politique énergétique nationale pour répondre à l’urgence écologique et climatique ». La « loi de programmation de l’énergie et du climat » (LPEC) ainsi créée fixera les grands objectifs de la PPE et de la stratégie nationale bas-carbone (SNBC), ces deux documents devant être compatibles avec la LPEC. Ces trois documents forment la stratégie française pour l’énergie et le climat.

La création de ce nouvel outil de pilotage, issue d’un amendement parlementaire, visait à faire du débat sur la PPE un débat parlementaire et ainsi à permettre « à la représentation nationale de pouvoir s’en saisir, l’étudier et l’enrichir par voie législative ». Il s’agissait ainsi de remettre le Parlement au cœur du débat énergétique, et d’inscrire cette action dans le temps long : « Prévoir et préparer notre politique énergétique sur le temps long, au sein du Parlement, doit permettre au législateur de maintenir le cap afin d’atteindre la neutralité carbone en 2050, objectif ambitieux et essentiel à la préservation de notre environnement et des générations futures ».

La préparation de la stratégie énergétique du Gouvernement prend par ailleurs appui sur la commande de rapports destinés à permettre la prise de décision en connaissance de l’état du parc du nucléaire et des raisons des retards pris sur le chantier de Flamanville.

b. La commande par le Gouvernement de rapports d’analyse et de prospective sur la filière nucléaire

Au-delà des différentes analyses effectuées par RTE et par les services ministériels dans le cadre de la préparation de la PPE s’ajoute la commande de deux rapports, l’un demandé par deux membres du Gouvernement, l’autre par le PDG d’EDF à la demande du ministre de l’Économie ([361]) M. Bruno Le Maire, qui s’inscrivent dans la séquence d’analyse que le Gouvernement souhaite mener pour prendre une décision éclairée sur la politique énergétique.

Dès mars 2018, M. Nicolas Hulot, ministre de la transition écologique et solidaire, et M. Bruno Le Maire, ministre de l’économie et des finances, commandent à M. Yannick d’Escatha, ancien administrateur général à l’énergie atomique et à M. Laurent Collet-Billon, ancien délégué général pour l’armement, un rapport destiné à compléter les analyses gouvernementales sur la pérennité et la performance des activités, des compétences et des emplois indispensables à la filière nucléaire pour être en mesure de réussir d’éventuelles futures constructions.

D’après Mme Michèle Pappalardo, ancienne directrice de cabinet de M. Nicolas Hulot, le choix de ces personnalités issues du nucléaire civil et du nucléaire militaire partait de la constatation du déclin des compétences dans le nucléaire civil, qui ne semblait pas toucher le nucléaire militaire. Le regard croisé entre ces deux filières devait permettre de s’« inspirer des pratiques du ministère de la Défense, notamment pour renforcer l’attractivité » du nucléaire civil. Elle a néanmoins expliqué que le rapport s’était, de son point de vue, avéré décevant, le sujet n’ayant pas véritablement été abordé sous cet angle.

Le rapport, classé confidentiel défense, est remis à ses commanditaires en 2018. Avant d’obtenir la déclassification de ce rapport, un certain nombre d’éléments ont été apportés à la connaissance de la commission d’enquête sur la base d’informations qui avaient été divulguées dans la presse lors de sa remise.

Ainsi, ce rapport préconisait de procéder à la relance du nucléaire par la construction de nouveaux réacteurs – au moins trois tranches. Au-delà de la question du chiffre proposé, les motivations y ayant conduit apparaissent particulièrement intéressantes. D’après M. Yannick d’Escatha, le lancement de nouveaux projets était indispensable « pour attirer à nouveau les personnes qui se détournaient du nucléaire, notamment les jeunes ». Par ailleurs, l’idée d’annoncer un palier – à savoir le lancement de plusieurs chantiers de construction – était nécessaire pour donner de la visibilité à la filière, mais aussi pour « exprimer le potentiel » de la filière, qui implique de construire en série, comme pour toute activité industrielle. La question des moyens aptes à remédier au déclin des compétences, sujet central pour la filière, semble donc avoir au moins justifié les conclusions du rapport.

D’après M. Benoît Ribadeau-Dumas ([362]), ce rapport abordait également « la question de la soutenabilité de la filière, c’est-à-dire le délai dont nous disposions avant de devoir prendre une décision ». Sans connaître la réponse apportée sur ce point, le délai séparant la remise de ce rapport des annonces du discours de Belfort du 10 février 2022 laisse penser qu’il était possible de prendre le temps de l’instruction précise des dossiers pour décider.

La commission d’enquête a finalement obtenu la déclassification de ce rapport, qui insistait particulièrement sur l’importance d’une relance des projets de construction sur le territoire national dans la perspective du maintien des compétences.

Au début du quinquennat, l’espoir persiste de pouvoir bénéficier du retour d’expérience de la mise en service de l’EPR de Flamanville. Lors du discours prononcé le 27 novembre 2018 ([363]), le Président de la République M. Emmanuel Macron précise cette méthode : « Et si nous ne prenons aujourd’hui aucune décision quant à la construction de nouveaux réacteurs, parce que nous n’avons pas de besoin immédiat et parce que nous n’avons pas le recul nécessaire, en particulier sur la centrale de Flamanville, nous devons tirer profit des quelques années devant nous, pour avancer. Je demande donc à EDF de travailler à l’élaboration d’un programme de nouveau nucléaire, en prenant des engagements fermes sur le prix pour qu’il soit plus compétitif. Tout doit être prêt en 2021, pour que le choix qui sera proposé aux Français puisse être un choix transparent et éclairé ».

Cette phase d’expertise est complétée, en octobre 2019, par la remise du rapport de M. Jean-Martin Folz sur « la construction de l’EPR de Flamanville » ([364]). L’étude est commandée par le PDG d’EDF, qui demande une « analyse des raisons qui avaient conduit au choix de l’EPR, des causes des retards successifs et des écarts entre les prévisions initiales et les coûts à terminaison de la construction de ce réacteur à Flamanville ».

Principales conclusions du rapport de M. Jean-Martin Folz sur la construction de l’EPR de Flamanville

M. Folz a recensé neuf causes principales au retard et difficultés du chantier :

– L’estimation initiale du projet, tant en terme de délais que de budget, était irréaliste ;

– Le projet était exceptionnel par sa taille et sa complexité ;

– La gouvernance du projet était inappropriée : le rapport constate qu’« à la différence des pratiques usuelles dans d’autres secteurs industriels mettant en œuvre des grands projets, on ne trouve pas dans le projet de Flamanville un maître d’ouvrage bien identifié, qui devrait être le futur exploitant, et un maître d’œuvre, responsable de la conduite d’une équipe dédiée puissante ». À Flamanville, les deux fonctions étaient assumées au sein de la direction des études d’EDF. Ce n’est par ailleurs qu’en 2015 qu’est nommé un véritable directeur de projet à temps plein ;

– Les équipes de projet étaient « à la peine », faute d’utilisation, au moment du lancement du projet, des méthodes de management « indispensables au management d’un projet de cette envergure » ;

– L’organisation des ressources d’ingénierie était trop complexe, l’ingénierie des différents éléments (chaudière, îlot conventionnel) étant confiée à différents acteurs (Areva NP, Sofinel), ce qui entraîne « des efforts coûteux de coordination et de surveillance et parfois des incohérences avec leurs conséquences négatives sur le chantier ».

– Les études étaient insuffisamment avancées au lancement puisqu’en dehors du basic design, « les travaux d’ingénierie de détail étaient à peine entamés et les études de sûreté, d’incendie, d’agressions, de qualification des matériels peu engagées » ;

– L’évolution continue du contexte réglementaire a pesé sur les retards : si les évaluations complémentaires de l’ASN menées après la catastrophe de Fukushima n’ont imposé que des modifications mineures, il en est allé différemment de l’évolution de la réglementation des Equipements Sous Pression Nucléaire, réformée en 2005, qui a en outre donné lieu à des difficultés d’interprétation ;

– Les relations avec les entreprises n’étaient pas satisfaisantes, en raison notamment de tensions liées à la sous-estimation des contrats passés au forfait, d’un manque d’engagement de ces entreprises pour tenir les délais, et de la conflictualité des relations entre EDF et Areva lorsqu’EDF en prend le contrôle en 2018.

– La perte de compétences était généralisée tant en ce qui concerne la maîtrise d’œuvre d’un grand projet que les industriels fabricants de composants, qui ont tous souffert de l’absence de projets pendant de nombreuses années, mais aussi pour les entités chargés du contrôle.

À défaut de mise en service de l’EPR dans les délais prévus, ce rapport a permis au Gouvernement de recevoir des éléments d’appréciation sur les causes des dysfonctionnements du chantier, et a également incité les industriels du secteur à réagir urgemment sur la question du déclin des compétences.

Ainsi, alors que le rapport précise dans sa conclusion qu’ « un effort de reconstitution et de maintien des compétences [de la filière] doit être engagé », le PDG d’EDF M. Jean-Bernard Lévy décide dans la foulée de la création d’une nouvelle direction qui a lancé le plan intitulé « Excell », « visant à améliorer le niveau des compétences et la qualité d’exécution des chantiers, principalement des nouveaux chantiers, mais aussi, le cas échéant, des chantiers sur le parc existant ». EDF a transmis au rapporteur les diverses mesures prises pour remédier aux principaux constats effectués par M. Folz.

2. Mais des décisions dommageables continuent d’être prises dans la continuité des quinquennats précédents

C’est, d’abord, à partir de 2017 que les conséquences négatives de l’ARENH, instauré par la loi NOME adoptée en 2010, deviennent particulièrement perceptibles (a). En dépit des travaux d’instruction en cours pour offrir une base solide à la stratégie énergétique, le quinquennat 2017-2022 est aussi celui au cours duquel certaines des décisions négatives inscrites dans la LTECV vont produire leurs effets, à l’instar de la fermeture de la centrale de Fessenheim (b). Ébranlée, la filière est également déstabilisée par la décision prise d’arrêter le programme ASTRID sans outil alternatif conséquent (c).

a. L’aggravation des conséquences négatives de l’ARENH

Comme cela a été décrit précédemment (voir Chapitre II-II-C-1-a-ii), l’abstention des pouvoirs publics à prendre le décret qui aurait permis de faire évoluer tant le dispositif de l’ARENH que son tarif n’a pas immédiatement révélé ses conséquences négatives. Mais elle a plus tard empêché de contrer l’évolution problématique du dispositif, au point que la Présidente de la CRE Mme Emmanuelle Wargon ([365])souligne que d’après-elle, « les difficultés de l’ARENH sont liées, non à son principe général ou à son efficacité d’ensemble, mais à ses modalités et notamment à son incapacité à évoluer au fil du temps ».

En pratique, l’impossibilité de moduler le dispositif s’est révélée très problématique dès la chute des prix du marché de gros.

En effet, compte tenu du caractère optionnel de l’ARENH pour les fournisseurs alternatifs – ces derniers disposant d’une option gratuite pour approvisionner leur clientèle aux conditions du marché de gros lorsque celui-ci s’avère plus intéressant que l’ARENH - la volatilité des marchés de l’électricité a conduit à ce que l’ARENH connaisse une attractivité très variable au cours de la décennie passée.

La fluctuation de l’attractivité de l’ARENH au cours de la décennie

La première phase, qui correspond aux trois premières années de mise en service de l’ARENH, a bien permis le développement de la concurrence sur le marché de détail : entre 2011 et 2014, des fournisseurs alternatifs ont progressivement émis des demandes d’ARENH.

Une seconde phase débute en 2014, suite à la baisse des prix sur le marché de gros suivie d’une chute sérieuse qui aboutit à ce qu’en 2016, la demande d’ARENH soit nulle.

À la fin de l’année 2016, les prix de gros ont de nouveau augmenté, les fournisseurs alternatifs ont à nouveau déposé des demandes d’ARENH.

Le plafond d’ARENH de 100 TWh est atteint une première fois à l’occasion du guichet de novembre 2018, puis à l’occasion des guichets des mois de novembre 2019, 2020, 2021 et 2022.

Dans les éléments transmis au rapporteur, la CRE expose les problématiques révélées à partir de 2017 : « Les demandes d’ARENH ont augmenté de manière continue entre 2017 et 2022 du fait de l’attractivité du dispositif par rapport aux prix de gros et du nombre croissant de fournisseurs alternatifs (en 2010, il existait trois fournisseurs alternatifs) jusqu’à finalement dépasser le plafond de 100 TWh une première fois à l’occasion du guichet de novembre 2018 ». Or, « le dépassement du plafond de l’ARENH entraîne des dysfonctionnements du marché de détail de l’électricité au détriment des consommateurs » : dans la mesure où les fournisseurs s’approvisionnent pour une plus large part sur le marché de gros – le plafond étant atteint – les prix augmentent, et deviennent imprévisibles.

Pour EDF, il en résulte par ailleurs un mécanisme très déséquilibré puisque, comme le souligne la Cour des comptes, « les fournisseurs alternatifs peuvent bénéficier selon leurs anticipations annuelles d’une électricité au prix de l’ARENH, sans supporter les engagements de long terme associés aux moyens de production nucléaire ([366]) ». La Première ministre Mme Elisabeth Borne ([367]) a souligné que lors de l’épidémie de la Covid-19, et alors que les prix du marché étaient passés sous les prix de l’ARENH, les fournisseurs alternatifs avaient « rendu de l’ARENH à EDF, qui n’avait pas anticipé la vente de ces volumes et a été pris de court. Cette situation a certainement été préjudiciable pour EDF ».

Outre ces dysfonctionnements du mécanisme tant pour la formation des prix que pour la couverture par EDF des coûts de production de l’électricité produite, le dispositif s’est révélé, depuis 2017, tout aussi inefficace que lors du quinquennat précédent pour inciter les fournisseurs alternatifs à développer des moyens de production d’électricité.

Le constat de la Cour des comptes ([368]) à cet égard est sans appel : « les investissements des fournisseurs alternatifs dans des moyens de production de base sont inexistants et aucun contrat de long terme n’a permis à ces derniers de préparer la fin de l’ARENH après 2025 ».

L’article 6 de la loi Nome avait pourtant prévu que « chaque fournisseur d’électricité contribue, en fonction des caractéristiques de consommation de ses clients, en puissance et en énergie, sur le territoire métropolitain continental, à la sécurité d’approvisionnement en électricité ». Néanmoins, le législateur n’avait pas défini d’obligation de développement de capacités de production. Aucun dispositif de suivi de ces éventuels investissements n’a donc effectivement été mis en œuvre. Si la CRE indique au rapporteur que les fournisseurs alternatifs s’étaient acquittés de l’obligation prescrite à l’article 6 de la loi NOME en participant au mécanisme de capacité créé en 2016, l’absence d’investissements illustre un nouvel impensé lors de l’élaboration du dispositif en 2010.

Face à un mécanisme défectueux à plusieurs points de vue, le Gouvernement se trouve en 2017 face à un choix cornélien entre :

– le respect d’un mécanisme validé par la Commission européenne, qui présente encore l’avantage de préserver en partie la compétitivité industrielle (du fait de la réduction de prix que l’ARENH offre aux consommateurs finals via les fournisseurs) mais qui affaiblit EDF ;

– la violation du principe de mise en concurrence défini au niveau européen en sortant du mécanisme, qui supposerait par ailleurs de trouver une solution sur les crédits de l’État pour protéger financièrement les entreprises de l’augmentation du prix de l’électricité sans heurter la règlementation européenne sur les aides d’État aux entreprises.

Pour tempérer les critiques émises à l’encontre du maintien de ce dispositif ces dernières années, il est ainsi utile de souligner que la CRE a indiqué au rapporteur que le mécanisme de l’ARENH avait « joué un rôle de protection essentiel avant et pendant la crise énergétique pour l’ensemble des consommateurs français ».

Illustration par la CRE du rôle de protection tenu par l’ARENH du fait de la part qu’il occupe dans les coûts d’approvisionnement

La part de l’ARENH, après écrêtement, dans les coûts d’approvisionnement d’une offre aux tarifs réglementés de vente est de 45 %. Très concrètement, pour une offre aux tarifs réglementés de vente, 45 % de la partie approvisionnement est assurée à 42 €/MWh par l’ARENH. Ce pourcentage peut monter jusqu’à 60 % dans les contrats des entreprises électro-intensives qui ont une consommation plus stable dans l’année et bénéficient dont d’une plus grande part d’ARENH dans leur approvisionnement.

Aujourd’hui, pour les entreprises et les collectivités qui ne sont pas éligibles aux TRVE, 40 à 60 % de la part approvisionnement de leurs factures sont sourcés à 42 €/MWh plutôt qu’au prix de gros qui est de l’ordre de 180 €/MWh ces dernières semaines et qui était entre 400 et 600 €/MWh lors du dernier trimestre 2022.

Une partie importante de la facture des consommateurs français est donc protégée par l’ARENH là où la part approvisionnement des factures des consommateurs européens dépend plus directement des prix du marché de gros de l’électricité.

Source : Réponse de la CRE au questionnaire transmis par le rapporteur.

Tout en soulignant les enjeux de symétrie que pose le dispositif de l’ARENH, la Première ministre Mme Élisabeth Borne a elle-même appelé à ne pas oublier trop vite les avantages du dispositif, qui est « un outil majeur de soutien à la compétitivité de nos industries et pour éviter d’exposer les consommateurs français à des fluctuations du prix de l’électricité ».

b. L’exécution de la fermeture de Fessenheim

C’est durant le premier quinquennat du Président de la République M. Emmanuel Macron que se concrétise la conséquence du plafonnement de la puissance installée à 63,2 GW, inscrite dans la LTECV, avec la fermeture de la centrale de Fessenheim, promise par le Président de la République M. François Hollande.

Les retards n’en finissant pas de s’accumuler sur le chantier de l’EPR, la fermeture de la centrale de Fessenheim va finalement intervenir indépendamment du raccordement au réseau de l’EPR.

Le fait que les deux opérations pourraient ne pas se produire simultanément est annoncé pour la première fois le 4 octobre 2018 par le ministre de la transition écologique et solidaire, M. François de Rugy, lors de la troisième réunion du comité de pilotage de reconversion du territoire de Fessenheim.

Un élément déterminant explique la décision. Depuis l’adoption de la LTECV, EDF a intégré l’objectif de fermeture de la centrale de Fessenheim dans l’élaboration du calendrier des quatrièmes visites décennales destinées à la prolongation du parc nucléaire au-delà de 40 ans. Les études préalables à la quatrième visite décennale, qui devait, pour la centrale de Fessenheim, intervenir avant septembre 2020 pour le réacteur n° 1 et avant juin 2022 pour le réacteur n° 2 ne sont pas menées. M. Jean-Bernard Lévy a souligné que c’est en application de la LTECV qu’est fait le choix par EDF d’exclure les réacteurs de Fessenheim du périmètre tant de la quatrième visite décennale que du grand carénage, autorisé par le conseil d’administration d’EDF en janvier 2015. Ainsi, d’après lui, « au deuxième semestre 2015, la fermeture des deux réacteurs devient inéluctable », mais que la décision résulte de l’application de la loi votée : « Il va de soi que le PDG d’EDF en tant que mandataire social de l’entreprise aurait commis une faute de gestion si EDF avait poursuivi les travaux pour prolonger la durée de vie des réacteurs de Fessenheim en ignorant tant la loi de 2015 que le décret de 2012 ».

L’ASN tire les conséquences de l’abstention d’EDF à avoir intégré la centrale de Fessenheim dans ces différents projets. Par un courrier en date du 22 octobre 2018, le Président de l’ASN répond au PDG d’EDF que « compte tenu de l’absence d’engagement de votre part des études et des travaux permettant la poursuite de fonctionnement de ces deux réacteurs au-delà de leur quatrième réexamen périodique, je partage votre analyse que leur fonctionnement ne pourra pas être poursuivi au-delà de ce réexamen ([369]). »

Il n’était donc pas impossible de lancer les études et travaux préalables à la quatrième visite décennale et au retour d’expérience de Fukushima et donc de renoncer à la fermeture de la centrale, même si cela aurait conduit à une immobilisation du site pour plusieurs années, avec les conséquences sociales et économiques afférentes à cette incertitude.

Mais c’est le choix de la continuité avec le quinquennat précédent qui est retenu et que le rapporteur ne peut que regretter au regard de la production d’électricité décarbonée que les deux réacteurs de la centrale de Fessenheim auraient sans doute été en mesure d’apporter sur plusieurs décennies encore, au vu du niveau de sûreté indiqué et de la prolongation aujourd’hui envisagée du parc actuel.

Un mois plus tard, lors de la présentation des orientations de la PPE, le Président de la République M. Emmanuel Macron annonce que l’arrêt définitif des deux réacteurs de Fessenheim aura lieu à l’été 2020 ([370]). Le décret abrogeant l’autorisation d’exploiter la centrale est publié le 18 février 2020 ([371]).

La question de savoir s’il aurait été possible, notamment lorsque les alertes sur la sécurité d’approvisionnement commençaient à poindre en 2022, de revenir sur la décision de fermeture de Fessenheim a pu être évoquée. Devant la commission d’enquête, Mme Anne Lauvergeon, a par exemple considéré sans présenter aucun élément crédible, et à l’encontre des analyses techniques et industrielles des spécialistes, qu’il ne lui semblait « pas aberrant, dans un contexte de changement climatique et de besoins énergétiques, de redémarrer deux réacteurs nucléaires arrêtés plutôt qu’une centrale à charbon », même si cela supposait de remettre en place les pièces détachées déjà enlevées ou de relancer une enquête publique. Le directeur général de l’énergie et du climat M. Laurent Michel a rétorqué que la perspective de réouverture de la centrale impliquerait des travaux particulièrement complexes et coûteux à mener. Il a ainsi indiqué que les « autorisations, les étapes et les investissements nécessaires au renforcement de la sûreté de la centrale ont conduit le Gouvernement (…) à estimer que sa prolongation ou son redémarrage n’étaient pas souhaitables ». De fait, une fois la phase de démantèlement amorcée, la relance de la centrale aurait nécessité des investissements extrêmement conséquents.

Indépendamment de la justification tenant à la difficulté technique de revenir sur la décision prise, il faut encore souligner que la fermeture de la centrale de Fessenheim s’inscrit dans le contexte global de la décision prise de fermeture de douze autres réacteurs nucléaires de 900 MW d’ici 2035.

Lors de son discours du 27 novembre 2018 précité, le Président de la République M. Emmanuel Macron rappelle qu’il a été décidé de « maintenir ce cap des 50 % mais en repoussant l’échéance à 2035 » et annonce, conformément à son engagement de « faire la transparence sur la trajectoire que nous voulons suivre pour atteindre cet objectif », que « concrètement, 14 réacteurs de 900 mégawatts seront arrêtés d’ici à 2035. Ce mouvement commencera avant l’été 2020, avec l’arrêt définitif des 2 réacteurs de Fessenheim. Restera alors à organiser la fermeture de 12 réacteurs entre 2025 et 2035. 4 à 6 réacteurs d’ici 2030, le reste entre 2030 et 2035. Et le rythme variera en fonction de l’évolution du mix énergétique dans notre propre pays et chez nos voisins européens. »

C’est donc la préparation de la PPE par le Gouvernement qui doit permettre d’élaborer une trajectoire réaliste, le rythme de fermeture des centrales étant dépendant d’autres paramètres tels que le rythme de développement des énergies renouvelables, des innovations sur le stockage de l’énergie et des interconnexions européennes.

Les documents accompagnant la PPE 2019-2028 font état de la volonté de « fermer 14 réacteurs nucléaires, dont à 4 à 6 d’ici 2028 (y compris les deux de Fessenheim en 2020) ».

La décision résulte néanmoins d’une démarche différente de celle ayant conduit, en 2015, à l’affichage d’objectifs ambitieux. Mme Élisabeth Borne, ministre de la Transition écologique et solidaire qui signe le décret de la PPE ([372]), souligne qu’il s’agit, en 2020 « de la première fondée non pas sur un objectif programmatique, notamment celui de la campagne de M. François Hollande, mais sur un objectif documenté et instruit, notamment l’hypothèse que 50 % des réacteurs pouvaient passer la cinquième visite décennale et 50 % la visite suivante ».

Le nombre de réacteurs dont la fermeture apparaît envisageable est donc défini sur la base prudente des hypothèses jugées « statistiquement crédibles quant à la capacité à franchir les différentes visites décennales ». Sur le fondement des études commandées afin de déterminer, parmi les 28 réacteurs qui atteindront quarante années d’ancienneté, le nombre de réacteurs susceptibles de passer la quatrième visite décennale, puis parmi ceux-là, le nombre de réacteurs susceptibles de passer la cinquième visite décennale, il est ressorti que la moitié d’entre eux, soit quatorze, ne pourraient être prolongés au-delà de quarante ans. C’est sur la base de ce chiffre qu’a été établie la trajectoire de fermeture de 14 réacteurs à l’échéance 2035.

Si le changement de méthode est net par rapport à la loi TECV de 2015, le signal adressé à la filière de fermer quatorze réacteurs en une quinzaine d’années demeure le même et l’attrition des compétences et de l’appareil industriel ne peut qu’en être aggravée – alors même qu’en temps masqué, les options de construction de nouvelles paires d’EPR sont examinées.

c. L’arrêt du projet ASTRID

Après la mise à l’arrêt du surgénérateur Superphénix en 1998, le lancement, en 2010, du projet de démonstrateur industriel de réacteur à neutrons rapides (RNR) refroidi au sodium ASTRID (pour « Advanced sodium technological reactor for industrial demonstration ») avait ravivé l’espoir que la France réussisse à mettre au point une technologie permettant de répondre à deux enjeux majeurs de la filière nucléaire : minimiser ses besoins d’importer de l’uranium naturel – gagner ainsi en indépendance – et réduire les volumes des déchets hautement radioactifs, dits de longue durée qui exigent un stockage très sécurisé.

Contrairement à Superphénix, le projet de réacteur ASTRID ne visait pas immédiatement à « régénérer » les combustibles dans un cycle quasiment sans fin de leur utilisation, mais à optimiser l’utilisation de l’uranium naturel en fonctionnant directement avec l’uranium 238, qui le compose à 99,3 %, plutôt que l’uranium 235 qui n’en constitue qu’une infime partie (0,7 %) mais qui est l’élément incontournable de la fission nucléaire des REP. In fine, ce réacteur, dit de 4ème génération, devait aboutir à réduire considérablement les besoins en uranium importé, à éviter l’étape coûteuse de l’enrichissement et à permettre le multirecyclage du plutonium (le recyclage en France étant aujourd’hui limité à un seul cycle sous forme de MOX).

À l’instar de Superphénix, il devait également pouvoir brûler du plutonium et le transformer en déchets nucléaires à vie plus courte, réduisant les volumes soumis aux exigences de stockage les plus lourdes. Il devait enfin permettre le déploiement ultérieur de réacteurs industriels dits « du futur », plus durables, car utilisant des ressources déjà disponibles en France (stocks d’uranium appauvri ou de combustibles usés) tout en offrant un meilleur rendement que le parc existant.

Cet axe de recherche était porté par le CEA depuis les années 1950. Il avait permis à la France d’être la première à disposer d’un prototype industriel de réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium avec Superphénix et de gagner sa place comme acteur majeur de la recherche et développement nucléaire dans le monde.

La fermeture de Superphénix avait sérieusement ébranlé sa position internationale et fortement ralenti ses recherches, puisque le CEA ne disposait plus que d’un réacteur plus ancien et plus petit pour poursuivre ses expérimentations, le réacteur Phénix, qui s’était arrêté définitivement en 2009.

Pour ne pas perdre les acquis de décennies de recherches – que d’autres pays poursuivaient –, les lois du 13 juillet 2005 et du 28 juin 2006 avaient rouvert l’option. Puis la loi de finances rectificative pour 2010 avait engagé 651,60 M€ dans le projet au titre du premier plan d’investissements d’avenir, dans le cadre d’une convention signée le 9 septembre 2010 entre l’État et le CEA. Le projet était censé être réalisé à l’horizon 2020 et devait associer les industriels à sa conception pour garantir la pertinence des choix techniques et économiques. De fait, ASTRID a bien associé EDF, Areva et Alstom mais aussi plusieurs partenaires étrangers, dont des filiales de Mitsubishi.

Les recherches et études préliminaires étaient ainsi menées depuis lors et devaient conduire à la décision de construire ou non un démonstrateur de grande puissance. M. Daniel Verwaerde, ancien administrateur général du CEA, explique avoir plusieurs fois sollicité la Ministre en charge de l’énergie, Mme Royal et ce dès 2016, sur ses intentions de prendre cette décision et déclare n’avoir jamais eu de réponse.

C’est par un article paru le 29 août 2019 que la France apprend finalement la décision de ne pas poursuivre le projet de construire un réacteur prototype. Cette nouvelle est confirmée le lendemain par un communiqué de presse de la direction du CEA, précisant que « la construction du réacteur prototype n’est plus programmé à court ou moyen terme et que le CEA proposera d’ici la fin de l’année au Gouvernement un programme de recherche révisé sur la 4ème génération – pour 2020 et au-delà ».

Cette décision constitue un nouveau coup d’arrêt pour la recherche française. Le groupe Gauche démocratique et républicaine (GDR) a rapidement saisi le Bureau de l’Assemblée nationale d’une demande d’étude de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) pour en clarifier les raisons et le contexte. Celui-ci y a fait droit le 15 janvier 2020 et l’« étude sur l’énergie nucléaire du futur et les conséquences de l’abandon du projet de réacteur nucléaire de 4ème génération ‘ASTRID’ », réalisée par M. Thomas Gassiloud, député, et M. Stéphane Piednoir, sénateur, a été publiée le 8 juillet 2021.

Leur premier constat est que les justifications restent à clarifier. Ils relèvent que, début 2017, le CEA avait déjà décidé, sans explication officielle même si le coût du projet – équivalent à celui d’un EPR, de l’ordre de la dizaine de milliards selon les anciens responsables du CEA – pouvait être un obstacle, de réduire la voilure en ramenant la puissance du réacteur étudié, de 600 MWe à 150 MWe, et de travailler désormais par le biais de simulations numériques, repoussant la construction du prototype à la seconde moitié du siècle.

Quant aux raisons de la décision suivante, de suspendre durablement le projet ASTRID, les rapporteurs se sont contentés de formuler des hypothèses. Sont notamment évoqués le niveau des dépenses déjà engagées, de 1,2 Md€ depuis le début du projet, le faible cours de l’uranium - que le réacteur est censé permettre d’économiser -, le délaissement de la stratégie de fermeture du cycle du combustible au bénéfice d’un renforcement des travaux sur le multirecyclage en REP, etc. Les parlementaires soulignent en revanche les impacts que l’on pouvait craindre, en termes d’image de l’industrie nucléaire française dans le monde, de moindre attractivité pour le monde étudiant, de risque de perte de l’acquis de 70 ans de recherche et d’une possible remise en cause à terme de la stratégie du cycle fermé.

Les rapporteurs concluaient sur le fait que « la question du statut des matières nucléaires ne peut être tranchée sans avoir pris en compte toutes les options possibles et doit être posée dans le cadre d’un débat démocratique plus large sur les options à long terme permettant d’assurer la souveraineté et l’indépendance énergétique de la France ».

La commission d’enquête a interrogé plusieurs acteurs concernés sur cette décision d’arrêter le projet ASTRID. Ces auditions montrent des analyses parfois divergentes, y compris au sein du CEA, qui illustrent toute la complexité de ce type de dossier :

– M. Daniel Verwaerde, Administrateur général du CEA de 2015 à 2018, explique qu’il avait proposé de poursuivre le projet par simulation parce que la construction proprement dite du réacteur posait un important problème financier : les premières estimations du prototype amenaient à la conclusion qu’elle coûterait entre 7 et 10 Md€, sans compter les ajustements du projet encore nécessaires qui pouvaient le faire glisser à un budget de 15 ou 20 Md€. Or cette construction n’était pas budgétée et « les signaux qu’(il) a reçus ou cru recevoir étaient que la France ne serait pas en capacité de [la] financer à partir de 2020 » ou, du moins, qu’« il n’y aurait pas d’urgence à construire ». Il n’y avait en tout état de cause pas d’hostilité sur le fond.

M. Verwaerde rappelle néanmoins que ce projet « se déroulait mieux que le projet Jules Horowitz (RJH) » et que « les jeunes d’ASTRID [avaient] réussi à proposer un cœur d’une très grande stabilité et d’une très grande sûreté ». Il continue à croire en la pertinence de cette filière technologique pour l’optimisation de nos 300 000 tonnes d’uranium appauvri en attente ;

– Mme Catherine Cesarsky observe que les retards importants et coûteux qui s’accumulaient sur le RJH, sur le projet ITER et sur la construction de l’EPR de Flamanville ont dû peser sur la décision.

Ce que confirme l’ancien directeur de cabinet du Premier ministre Édouard Philippe, M. Benoît Ribadeau-Dumas : « 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, 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. (…) Cette décision provient d’une impasse budgétaire. (…) 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. »

M. Thibaud Normand, ancien conseiller technique Énergie, ajoute : « 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. »

À la critique du manque d’explication, M. Normand répond que les orientations principales de la programmation pluriannuelle de l’énergie ont été rendues publiques en novembre 2018 par un discours du Président de la République et une conférence publique donnée par M. François de Rugy, dans lesquels le maintien du cycle fermé du combustible s’appuyant sur le multirecyclage en REP figure explicitement ;

– Pour M. François Jacq ([373]), qui a succédé en 2018 à M. Verwaerde comme administrateur général du CEA, les réacteurs à neutrons rapides et le projet ASTRID répondent davantage aux enjeux de matière – très peu chère à l’époque – que de réduction des déchets nucléaires. Or, « les enjeux de gestion des déchets ne sauraient à eux seuls justifier le déploiement et l’investissement très lourd dans une nouvelle génération de réacteurs et les nouvelles usines du cycle que cela nécessiterait ».

M. Jacq ne croit pas vraiment à l’option de la transmutation, étudiée dans le cadre du projet ASTRID, pour résoudre la question des déchets hautement radioactifs. Des travaux menés en 2005 avaient montré que l’on n’arriverait vraisemblablement pas à se passer d’un stockage en formation géologique profonde, dont l’ANDRA avait démontré la faisabilité. « En revanche, la voie de la séparation-transmutation ne produirait probablement pas les effets attendus, notamment parce qu’on ne saurait pas traiter les produits de fission, qui sont les principaux éléments constitutifs de la dose à l’exutoire d’un stockage, et que le traitement de tous les actinides mineurs aurait posé toute une série de difficultés »

Quant à la construction d’un réacteur, même réduit en puissance, il observe que « si l’on retient l’hypothèse que la filière à grande puissance ne se déploiera pas avant la fin du siècle, il n’est pas nécessaire de commencer dès maintenant à se doter de moyens expérimentaux. Nous disposons d’un peu de temps pour réfléchir au cycle et à l’ensemble de la politique nucléaire. » ;

– Du côté d’EDF enfin, pour M. Jean-Bernard Levy, « les ingénieurs estimaient que le programme ASTRID était justifié dans son volet de recherche de technologies pour gérer les difficultés techniques rencontrées notamment avec le sodium comme caloriporteur mieux que ne l’avait fait Superphénix. Mais ils manifestaient un certain scepticisme quant à la possibilité de passer directement d’une démonstration technologique à la construction immédiate d’un nouveau réacteur ».

Quoi qu’il en soit, aucun des experts scientifiques auditionnés n’a démenti l’intérêt de poursuivre les recherches sur le cycle fermé et le futur passage aux réacteurs à neutrons rapides (RNR) et tous ont souligné l’importance de préserver et faire fructifier les acquis de ces travaux de recherche – qui présentent de bien meilleures caractéristiques que les modèles antérieurs, reconnaissent des experts comme Mme Catherine Cesarsky – et même de les continuer à les développer, éventuellement à un niveau plus modeste.

À ces deux enjeux cruciaux, le CEA répond qu’un important travail de formalisation, de mise en ordre et de capitalisation de la connaissance a été effectué et que la recherche se poursuit à partir de ces travaux. Le CEA compte encore aujourd’hui 135 personnes qui travaillent sur les réacteurs de quatrième génération refroidis au sodium, en liaison avec le multirecyclage, les petits réacteurs, la capitalisation de la connaissance et les programmes internationaux (le Japon se montrant particulièrement intéressé).

Sans prétendre à une compréhension scientifique exhaustive de cette recherche particulièrement complexe et avec la prudence qui s’impose, le rapporteur s’étonne de plusieurs éléments apparemment contradictoires :

– La commission d’enquête n’a pas reçu d’élément précis attestant le contenu et l’ampleur de la recherche qui serait spécifiquement (et non sur le multirecyclage REP) menée en interne sur le cycle du combustible dans l’optique de la fission par neutrons rapides, par exemple en lien avec la fabrication et le retraitement de ce qui serait un nouveau combustible ;

– À plusieurs reprises, il a été affirmé que le lien entre la recherche sur le multirecyclage en réacteur à eau pressurisée et la recherche sur la 4ème génération était logique et évident ; ce point, contesté par d’autres experts, ne paraît toujours ni logique ni évident au rapporteur, étant donné la différence en matière de combustible et plus encore de fission (neutrons lents versus neutrons rapides) ; par ailleurs, au vu des enjeux de retraitement des MOX usés, des déchets (dont la durée de vie pour les plus radiotoxiques est réduite sensiblement dans le cas de la 4ème génération) et de la disponibilité du combustible (le multirecyclage n’entraînant pas de rupture technologique par rapport à la technologie actuelle), il paraît pour le moins étonnant de mettre sur un plan analogue ce multirecyclage REP avec la quatrième génération ;

– La décision de ne construire aucun démonstrateur, même d’une taille très modeste, paraît en légère contradiction à la fois avec l’article 3 de la loi du 28 juin 2006 qui prévoit explicitement la recherche sur la fermeture du cycle et à la fois avec la volonté affichée de longue date de travailler sur des petits réacteurs de 4ème génération.

En résumé, la décision de ne pas construire de démonstrateur de grande puissance (tel qu’ASTRID était pensé ab initio) recèle sans doute une logique économique. Mais la combinaison (i) du choix de ne pas construire de réacteur, même de puissance plus modeste comme proposé par les anciens responsables du CEA, (ii) de l’absence d’éléments étayant la poursuite, au sein du CEA, après cette décision, de recherches variées et conséquentes sur la 4ème génération, ainsi que (iii) la préférence visiblement accordée au multirecyclage en réacteur à eau pressurisée apparaît regrettable et dommageable pour le développement de la filière nucléaire.

B. AppuyÉe sur une nouvelle projection ÉNERGÉtique, une relance inédite du nuclÉaire sans opposition avec les enr

Dans le cadre d’une méthode de conduite plus rigoureuse de la politique énergétique de la France, le Gouvernement et le Parlement peuvent désormais s’appuyer, pour décider, sur des analyses beaucoup plus solides conduites par RTE, à l’image de l’étude « Futurs énergétiques 2050 » (1). Sur le fondement des scénarios ainsi réalisés a pu être dessinée l’évolution de la trajectoire énergétique du pays, qui repose sur une relance du nucléaire sans opposition avec les énergies renouvelables (2).

1. Futurs Énergétiques 2050, un exercice nouveau et indispensable à toute programmation énergétique

La publication, en février 2022, du rapport « Futurs énergétiques 2050 » parachève l’évolution récente des publications de RTE, dans le sens très positif d’une meilleure instruction des déterminants des politiques énergétiques (a). En dépit des progrès ainsi réalisés, les pouvoirs publics doivent néanmoins garder à l’esprit les limites inhérentes à ce type d’exercices prospectifs, afin de ne pas réduire trop dangereusement les marges du système électrique (b).

a. Le renouveau des études prospectives de RTE, un atout majeur pour la définition des politiques énergétiques

Les bilans prévisionnels publiés par RTE ont connu d’importantes évolutions ces dernières années. À l’origine purement prévisionnelles et techniques, les analyses sont progressivement enrichies d’une approche prospective, reposant sur l’analyse de différents scénarios reprenant les différentes trajectoires d’évolution possible du secteur électrique.

Le bilan prévisionnel publié en 2017 marque un véritable changement d’approche dans la démarche. Avant ce bilan, les publications de RTE sont centrées sur le respect du critère de défaillance. Il s’agit d’analyses de court terme, qui évaluent principalement l’impact des fermetures de moyens de production sur le risque de défaillance, et n’envisagent que les politiques publiques en vigueur, sans envisager les évolutions qu’elles pourraient connaître.

En 2017, le bilan prévisionnel marque une première évolution en explorant différentes trajectoires afin d’identifier les conditions de réussite des objectifs posés par la LTECV, à la fois en termes de définition du mix de production électrique et d’atteinte des objectifs climatiques.

M. François Brottes, Président du directoire de RTE de 2015 à 2020, a indiqué avoir souhaité, dès son arrivée chez RTE, que « l’exercice de présentation des bilans prévisionnels soit l’occasion de donner à voir, plutôt qu’une parole unique, plusieurs scénarios prospectifs solides, crédibles et largement discutés. Ils permettent ainsi aux acteurs et aux décideurs politiques de comprendre les incidences de leurs choix, et donnent lieu à un débat aussi rationnel possible sur des hypothèses embrassant de très larges problématiques sur des sujets potentiellement polémiques, tels que l’équilibre du réseau en intégrant l’échelle européenne, les risques liés à la non-exécution des projets industriels de production, l’impact en matière de CO2, l’innovation ou les incidences sur le modèle économique ».

Le bilan prévisionnel 2017 présente donc plusieurs nouveautés. Sur le plan de la méthode d’abord, les hypothèses envisagées ont fait l’objet d’une consultation publique de toutes les parties prenantes intéressées (fournisseurs, producteurs, distributeurs d’électricité et de gaz, organisations professionnelles, ONG, think tanks, universitaires, institutions). Sur le contenu, ensuite, le bilan expose cinq scénarios présentant des trajectoires détaillées permettant d’atteindre les configurations étudiées à horizon 2035. L’évolution du contexte est par ailleurs intégrée à la réflexion pour apprécier ses conséquences sur l’offre et la demande. L’évolution de la consommation électrique, l’évolution de la production, les contraintes posées par les objectifs climatiques fixés et par les effets du dérèglement climatique, les réflexions économiques sur la rentabilité des différents moyens de production, le développement des interconnexions et l’innovation technologique sont autant de données que les scénarios intègrent.

Les trajectoires sont donc évaluées non seulement à l’aune du critère de sécurité d’approvisionnement, mais aussi à celui des coûts des différents moyens de production et de leur impact sur les émissions de gaz à effet de serre. Le bilan permet d’appréhender l’impact des politiques publiques, qui peuvent, inversement, être définies en référence à ces analyses.

Source : Introduction du Bilan prévisionnel 2017 de RTE, pp. 14-15.

Entre 2017 et 2021, RTE commence à prononcer des alertes sur la réduction des marges du système électrique. Comme cela a été évoqué précédemment (voir Chapitre II-III-A-1-a), le bilan prévisionnel établit très clairement que les objectifs de réduction de la part du nucléaire à 50 % et les objectifs de réduction des émissions ne pourront pas être atteints ensemble en 2025, les implications du premier de ces deux objectifs en termes de réouverture de capacités thermiques emportant des conséquences négatives en termes d’émissions de gaz à effet de serre.

En revanche, dans ce bilan, RTE ne se prononce pas sur les besoins à long terme du système électrique.

Cette étape est franchie en 2021, avec la publication « Futurs énergétiques 2050 », qui comporte un volet prospectif à très long terme, afin de répondre à une commande du Gouvernement réalisée en 2019. La Première ministre Mme Élisabeth Borne a justifié cette démarche de la façon suivante : « Dans une approche qu’on peut qualifier de scientifique, nous avons souhaité mener l’instruction la plus précise possible des différents choix de mix énergétique. Il s’agissait de sortir de positions un peu dogmatiques pour entrer dans des choix fondés sur des scénarios instruits. Il a donc été demandé à RTE d’instruire différents scénarios pour examiner quels étaient les choix devant nous, sur le plan technologique, de la souveraineté, des coûts de réalisation, de compétitivité et de prix de l’électricité ».

RTE a donc ouvert, dès 2019, la première phase de réalisation de l’étude, destinée à cadrer ses objectifs, la méthode à suivre et les hypothèses à envisager. Cette phase a fait l’objet d’une large consultation publique, dont le bilan a également été publié. L’étude a ensuite été réalisée dans le cadre d’une concertation avec les parties prenantes intéressées.

S’agissant des scénarios, l’analyse prospective a été fondée sur une grille d’analyse reposant, d’après la présentation méthodologique faite en introduction du rapport ([374]), sur les quatre axes suivants :

– Le volet technique, qui décrit le fonctionnement du système électrique dans les différents scénarios. Il analyse l’équilibre du système et les besoins de flexibilité et de réseau, comprend une analyse de sensibilité à différentes hypothèses de réchauffement climatique.

– Le volet économique, qui consiste à chiffrer le coût des scénarios étudiés.

– Le volet environnemental, qui apporte des éléments quantifiés sur les différents scénarios étudiés pour apporter un éclairage sur les principaux enjeux remontés dans le cadre de la concertation (changement climatique, protection de la biodiversité, épuisement des ressources naturelles, santé humaine…).

– Le volet sociétal, qui apprécie les implications des scénarios sur les modes de vie. La question de l’acceptabilité des infrastructures relève par exemple de ce volet.

Cette étude parachève l’évolution récente des analyses de RTE dans le sens d’une meilleure identification du système électrique nécessaire pour sortir des énergies fossiles et atteindre la neutralité carbone en 2050. Elle s’appuie entre autres sur un rapport publié également en 2021 et cosigné par RTE et l’Agence internationale de l’énergie sur les conditions techniques d’un scénario 100 % renouvelable, implicitement critiqué pour sa grande incertitude et notamment le fait que « les solutions techniques sur lesquelles reposerait cette stabilité pour un système exploité à grande échelle comme la France ne sont pas aujourd’hui disponibles sur le plan commercial » ([375]).

Source : Réponse transmise par RTE au questionnaire adressé par le Rapporteur.

Le rapporteur ne peut que souligner la nécessité de la commande gouvernementale et de l’élaboration d’un tel travail, qui permet, pour la première fois, d’analyser a priori l’impact des choix publics, en vue de la préparation des politiques publiques énergétiques et climatiques. Il alerte néanmoins sur la nécessité, pour les pouvoirs publics, de ne pas oublier les limites inhérentes à la projection. Celles-ci doivent inciter à faire preuve de prudence dans les inflexions données au système énergétique, qui doit conserver certaines marges de manœuvre afin d’assurer la sécurité énergétique.

b. Les limites inhérentes aux exercices de prévision doivent inciter à une certaine prudence dans la réalisation des choix énergétiques

En dépit de l’incontestable progrès que représente cette analyse, le rapporteur souhaite attirer l’attention des parlementaires et du Gouvernement, qui seront amenés demain à dessiner la trajectoire énergétique du pays, sur le fait que ces scénarios demeurent empreints d’une part d’incertitude importante.

En fonction des trajectoires prises par chacune des données analysées, l’écart entre les scénarios et la réalité pourrait en effet être important. Ce serait le cas, par exemple, si la réalité future consistait en une France où les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique ne progresseraient pas suffisamment, et où, à l’inverse, la réindustrialisation du pays s’opérerait et où l’électrification des usages progresserait, avec les conséquences que cela aurait sur la croissance de la demande.

C’est sur le fondement d’une telle analyse qu’en audition, M. Jean-Bernard Lévy a considéré que ces scénarios demeurent « inspirés par une approche un peu ancienne tirant les conséquences de la désindustrialisation de notre pays que nous avons observée depuis vingt ans », alors même que la priorité est aujourd’hui donnée à la lutte contre les émissions de GES - qui fait appel à l’électricité décarbonée en lieu et place de l’énergie fossile - et à la reconquête de notre souveraineté industrielle et énergétique. La croissance en volume de la consommation d’électricité envisagée dans le scénario moyen lui apparaît modeste : il considère que de nombreux facteurs pourraient la porter entre 1,5 % et 2 % par an. « La démographie ; l’accroissement du nombre de logements à population constante ; la réindustrialisation et l’effort de contrôle de notre souveraineté énergétique ; la numérisation de la société ; des mesures sectorielles très fortes telles que l’arrêt de la vente de véhicules thermiques neufs pour les particuliers dès 2035 ; les besoins en hydrogène décarboné, notamment dans l’industrie ; la nouvelle réglementation thermique sur les logements qui, enfin, privilégie l’électricité décarbonée par rapport au gaz, au moins pour les logements neufs ; la substitution de fours électriques à des fours au gaz naturel dans nombre de procédés industriels » sont autant de facteurs de croissance de la demande en électricité qui pourraient déjouer les prévisions tablant sur une croissance modeste de la demande.

L’incertitude prévaut par ailleurs également sur les résultats des efforts de sobriété et d’efficacité énergétique menés. Là encore, d’après M. Jean-Bernard Lévy, les résultats sur lesquels table RTE dans les scénarios s’avèrent « nettement meilleurs que tout ce qui a été observé depuis trente ans en France ou dans des pays comparables ». En conséquence, M. Jean-Bernard Lévy a indiqué qu’il lui apparaîtrait moins risqué de se référer à une fourchette de consommation domestique annuelle d’électricité comprise entre 750 à 645 TWh plutôt que de se référer à un point moyen de 645 TWh.

Sans se prononcer sur la fourchette de consommation qu’il conviendrait de retenir, le rapporteur souhaite attirer l’attention des pouvoirs publics sur l’importance d’introduire dans les scénarios envisagés une marge de sécurité, qui permettrait de réduire l’incertitude liée aux écarts de l’évolution réelle des données par rapport aux prévisions de départ.

Cette réserve étant faite, la qualité des analyses effectuées permet néanmoins d’appréhender aujourd’hui la stratégie énergétique sur une base scientifique et technique plus solide qu’auparavant. C’est sur ce fondement que l’actuel Président de la République et le Gouvernement ont pu définir une nouvelle stratégie reposant sur la relance du nucléaire – toujours marqué par un contexte difficile – et l’accélération des énergies renouvelables.

2. Des éléments d’analyse et de projection qui permettent l’annonce de la relance du nucléaire et le soutien renforcé aux ENR

a. Une stratégie qui réaffirme avec force la priorité donnée à la neutralité carbone depuis 2017, sans oublier la sécurité d’approvisionnement

Dès les premiers mois de la législature, le gouvernement d’Édouard Philippe, par son ministre de la Transition écologique et solidaire, M. Nicolas Hulot, présente et fait adopter la loi 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu’à l’exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement d’ici 2040. Il s’agit de la première loi portée par le gouvernement du nouveau Président de la République et le message est fort.

L’année 2018 voit les premières briques de la stratégie énergétique et climatique de la nouvelle majorité se mettre en place : avec la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d’une société de confiance, qui simplifie notamment les procédures d’implantation des éoliennes en mer, et l’ordonnance du 19 décembre 2018 ([376]), qui, entre autres, renforce les obligations des acteurs de la chaîne gazière en matière de sécurité d’approvisionnement.

La consultation sur le nouveau projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2019-2028 s’organise avant d’être lancée le 25 janvier 2019.

Ultérieurement, en cette année 2019, sont publiées l’ordonnance n° 2019-501 du 22 mai 2019 portant simplification de la procédure d’élaboration et de révision des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables, qui doit faciliter leur déploiement sur l’ensemble du territoire métropolitain, et l’ordonnance n° 2019-1034 du 9 octobre 2019 relative au système d’échange de quotas d’émissions de gaz à effet de serre (2021-2030), qui transpose en droit interne les nouveautés apportées par la directive 2018/410 du 14 mars 2018, améliore le système existant en vue de sa quatrième phase, et, surtout, accélère la décroissance des plafonds d’émissions de GES autorisées.

2019 est aussi l’année de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, qui pose les premières fondations de la politique climato-énergétique des mandats.

Deux de ces dispositifs (les 50 % de part du nucléaire et l’introduction d’un rendez-vous programmatique périodique avec la Représentation nationale sur les choix en matière de politique énergétique) ont été commentés précédemment.

Cependant, avec ses 69 articles, la loi du 8 novembre 2019, dite loi « Énergie climat », porte des ambitions plus larges. Elle fixe, pour la première fois en droit français, un objectif de neutralité carbone en 2050 et renforce l’objectif de baisse de la consommation d’énergies fossiles d’ici à 2030 à 40 %, contre 30 % précédemment.

Pour ce faire, elle décide la fermeture des dernières centrales à charbon en 2022, par l’instauration d’un plafond d’émissions de GES (précisé par un décret du 26 décembre 2019 ([377])), et met en place des dispositifs visant à lutter contre les passoires thermiques (limitation des loyers, audit énergétique, obligation de travaux d’ici 2028...) et à accélérer le développement des énergies renouvelables.

Cette loi met également un fort accent sur les volets de l’efficacité énergétique et du développement diversifié des sources d’énergies décarbonées.

La PPE pour les périodes 2019-2023 et 2024-2028, publiée par le décret n° 2020-456 du 21 avril 2020, décline les orientations de la loi « Énergie-climat ».

Une loi et une série de d’ordonnances viennent compléter ces dispositifs les années suivantes, telle l’ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 relative à l’hydrogène. Elle pose les premières bases du cadre juridique de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone dont le gouvernement veut encourager le développement, convaincu que l’hydrogène durable est une des solutions de demain pour la décarbonation de certains processus industriels grands consommateurs d’énergie voire de certaines formes de mobilité.

La seconde grande étape structurante pour la politique énergétique de la présidence de M. Macron est la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

Répondant aux travaux de la Convention citoyenne pour le climat, elle comporte, sur les questions d’énergie et de neutralité carbone, plusieurs dispositions visant à favoriser les énergies renouvelables, la modernisation du code minier – pour renforcer la prise en compte des intérêts environnementaux à protéger et des avis des populations locales –, de nouvelles mesures sur la rénovation des passoires thermiques, le renforcement des zones à faibles émissions mobilité (ZFE-m) et l’interdiction à la vente des véhicules les plus polluants à partir de 2030 et 2040 pour les plus lourds.

b. La prise de conscience de la vulnérabilité énergétique française

L’année 2022 sera surtout marquée par des textes s’attachant à renforcer les mesures permettant d’assurer la sécurité d’approvisionnement en énergie.

Car, entretemps, sont survenus la guerre en Ukraine, les tensions sur l’approvisionnement en gaz et l’emballement des prix de l’énergie qui en ont découlé, ainsi qu’un cumul de difficultés qui ont lourdement affecté la production électrique nationale à partir de 2021.

La crise de la covid-19 avait commencé par décaler le calendrier de maintenance des centrales nucléaires, réduisant son niveau de disponibilité, quand des problèmes de corrosion sous contrainte ([378]) découverts dans plusieurs réacteurs en fin d’année ont entraîné leur mise à l’arrêt. Ces difficultés se sont poursuivies et même accentuées en 2022. Jusqu’à 32 réacteurs se sont ainsi retrouvés à l’arrêt au mois d’août, sur les 56 en activité que compte le parc français. Alors qu’elle était à 335 TWh en 2020, en pleine crise de la covid-19, la production électrique d’origine nucléaire est alors tombée à 361 TWh en 2021 puis à 279 TWh en 2022.

Parallèlement, la production des centrales hydroélectriques a également diminué en 2021, puis à nouveau en 2022 en raison de faibles précipitations et de stocks hydrauliques assez bas.

La baisse de la production d’électricité française est ainsi due à la conjonction de la baisse de disponibilité du parc nucléaire (visites décennales, corrosion sous contrainte) et de la baisse de production hydroélectrique. Cette baisse a fait passer la France d’une position globalement exportatrice en électricité à une situation d’importatrice nette, et a fait durablement craindre que les besoins du pays puissent ne pas être toujours couverts, malgré le soutien des interconnexions européennes.

Cette situation a conduit le gouvernement à prendre en urgence un décret ([379]) relevant exceptionnellement le plafond des émissions de GES autorisées des deux dernières centrales à charbon françaises afin de relayer son parc nucléaire partiellement à l’arrêt.

Ultérieurement, la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat intégrera des dispositions complétant et renforçant les dispositifs de secours à la disposition du gestionnaire des réseaux publics de transport d’électricité en cas de menace majeure sur la sécurité d’approvisionnement électrique. Certains de ces dispositifs semblent revenir sur les ambitions nationales de réduction des consommations d’énergies fossiles et de décarbonation de la production d’énergie, comme l’autorisation d’un méthanier flottant, l’introduction d’une possibilité de recourir aux centrales à charbon – qui étaient déjà fermées ou allaient l’être – voire à des groupes électrogènes alimentés au fioul.

Telle n’est pas la nature de ces dispositifs, conçus comme des solutions de crise qui n’ont vocation à être utilisées qu’en dernier recours.