II. LA SOUVERAINETÉ PAR L'INDÉPENDANCE DES INFRASTRUCTURES ÉNERGÉTIQUES ET NUMÉRIQUES
A. POUR ATTEINDRE LA NEUTRALITÉ CARBONE D'ICI À 2050, INVERSER LE DÉCLIN DE LA FILIÈRE NUCLÉAIRE, LEVIER DE DÉCARBONATION DE L'ÉCONOMIE
1. La filière française du nucléaire : une industrie en difficulté, malgré une tradition d'excellence et des perspectives de relance
Si la filière française du nucléaire a été historiquement très dynamique , avec la mise en service de 58 réacteurs entre les années 1970 et 1980 , seul 1 réacteur 56 ( * ) a été construit dans les années 2000 . Pire, 2 réacteurs 57 ( * ) ont été arrêtés consécutivement à la loi « Transition énergétique » de 2015 58 ( * ) .
Or, la France recourt encore très largement aux énergies fossiles . En effet, ces dernières ont représenté 62,3 % de notre consommation d'énergie finale en 2020, dont 41,6 % pour le pétrole, 0,7 % pour le charbon et 20 % pour le gaz 59 ( * ) .
Ces énergies fossiles sont massivement importées . En 2020, la France s'est procuré la quasi-totalité de son charbon (59,18 TWh 60 ( * ) ), de son gaz naturel (480,21 TWh) et de son pétrole brut (394,74 TWh) depuis l'étranger 61 ( * ) .
Parmi ces énergies fossiles, la part des importations russes est assez conséquente . Pour preuve, la Russie a fourni 26 % des imports de charbon, 17 % du gaz naturel 62 ( * ) et 8,7 % du pétrole 63 ( * ) en 2020. Cependant, la dépendance de notre pays reste en deçà des moyennes européennes (environ 45 % pour le charbon, 45 % pour le gaz et 25 % pour le pétrole).
La guerre en Ukraine a révélé la dépendance de la France et, plus largement, de nos voisins européens, aux importations russes . D'abord porté par la reprise mondiale, au sortir de la crise liée à la pandémie de Covid-19, le prix du gaz a crû à l'automne - avec la découverte de stockages peu remplis par Gazprom en Allemagne, en Autriche et aux Pays-Bas - puis au printemps - avec l'invasion par la Russie de l'Ukraine, où circulent les gazoducs Soyouz et Brotherhood . Ainsi, le 8 mars dernier, les prix ont atteint 250 €/MWh 64 ( * ) , pour le gaz, 130 € le baril, pour le pétrole et 650 €/MWh, pour l'électricité 65 ( * ) .
L'Union européenne s'est engagée en faveur d'une sortie des hydrocarbures russes . Le 8 mars dernier, la Commission européenne a proposé une action conjointe en faveur d'une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable (Plan RePowerUE ), prévoyant une sortie des hydrocarbures russes bien avant 2030. Cette initiative a été appuyée par le Conseil européen de Versailles, les 10 et 11 mars, et de Bruxelles, les 24 et 25 mars. Rendu public le 18 mai, le plan RePowerUE 66 ( * ) propose une série d'actions pour économiser l'énergie, diversifier les approvisionnements, remplacer les combustibles fossiles et articuler les investissements et les réformes. D'ici 2030, l'objectif est de réaliser des économies sur les importations de gaz (80 Mds €), de pétrole (12 Mds €) et de charbon (1,7 Mds €). Pour y parvenir, des investissements sont nécessaires sur les réseaux électriques (29 Mds €), de gaz (10 Mds €) et de pétrole (entre 1,5 et 2 Mds €). Concrètement, à l'issue du Conseil européen de Bruxelles des 24 et 25 mai, les États membres ont décidé d'une sortie des imports de charbon russes, d'ici le mois d'août. À l'issue de celui du 30 mai, ils ont acté le principe d'une sortie de 90 % des imports de pétrole russes, à l'exception de ceux acheminés par oléoduc, d'ici la fin de l'année. Les négociations sont toujours en cours s'agissant du gaz.
Dans ce contexte, particulièrement grave, la production d'énergie nucléaire est plus que jamais nécessaire .
L'énergie nucléaire est un levier de souveraineté énergétique . Nos 56 réacteurs ont atteint une capacité installée de 61,4 GW 67 ( * ) et une production de 360,7 TWh en 2021. Cela représente 44 % de la capacité et 69 % de la production de notre parc électrique . Si cette capacité est stable, depuis l'arrêt de la centrale de Fessenheim, la production en 2021 a été supérieure à celle de 2020 (+ 8 %) mais inférieure à celle de 2019 (- 5 %). Elle est restée très en deçà des 400 TWh, dépassés sur les périodes 2002-2008 et 2010-2015 68 ( * ) (cf. infra ).
Source : Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021, 2022.
L'énergie nucléaire aussi est un levier de transition énergétique . En France, elle n'émet que 6 grammes de CO 2 /kWh 69 ( * ) en moyenne contre plus de 400 pour une centrale à gaz et plus de 1 000 pour une centrale à charbon. Conjuguée aux énergies renouvelables, l'énergie nucléaire a offert à notre production électrique un niveau de décarbonation de 92,2 % en 2021. Ce niveau est en hausse par rapport à 2020 (+ 0,1 point) et 2019 (+ 0,4 point). Il est d'une rare stabilité, les 90 % ayant été dépassés sur les périodes 1993-1997, 1999-2001, 2012-2016 et 2018-2021 70 ( * ) ( cf. infra) .
Source : Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022.
L'énergie nucléaire est en outre un levier de compétitivité économique . Sa place est centrale pour notre économie, car elle fournit 40 % de notre consommation d'énergie primaire en 2020, loin devant les énergies renouvelables (12,9 %) 71 ( * ) (cf. infra ). De plus, les ménages et les entreprises bénéficient d'un coût de l'électricité inférieur respectivement de 13 et 17 % à celui pratiqué par nos voisins européens en 2020 72 ( * ) .
Source : Ministère de la transition énergétique (MTE), Chiffres clés de l'énergie , édition 2021, 2022.
L'énergie nucléaire est enfin un levier de rayonnement européen . En 2021, la France est demeurée le 1 er exportateur d'électricité européen, avec des exports de 87,1 TWh, des imports de 44,0 TWh et un solde positif de 43,1 TWh 73 ( * ) . Cependant, le solde de 2021 a été inférieur à ceux de 2020 (- 0,2 %) et de 2019 (- 22,6 %) (cf. infra ).
Solde des échanges d'électricité de la France en 2021
Source : Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022.
En dépit de son ancienneté et de sa centralité, la production d'énergie nucléaire en France est actuellement confrontée à des difficultés.
La conjoncture économique est défavorable à l'énergie nucléaire , les indisponibilités 74 ( * ) , les importations et les prix étant très élevés. D'une part, les indisponibilités du parc nucléaire se sont élevées à 18,4 GW en 2021, ce niveau étant inférieur à celui de 2020 (- 14 %) mais supérieur à celui de 2019 (+ 3,4 %) 75 ( * ) . D'autre part, on dénombre 78 journées d'importation d'électricité en 2021, contre 43 en 2020 et 25 en 2019 76 ( * ) . Enfin, les prix de l'électricité ont atteint 190,2 €/MWh en 2021, ce niveau étant supérieur à celui de 2020 (+ 239,1 %) et à celui de 2019 (+ 176,5 %) 77 ( * ) .
Au cours de l'hiver 2021-2022, le système électrique français a atteint un seuil critique : les indisponibilités du parc nucléaire ont été supérieures de 5,5 GW à celles prévues (cf. infra ) ; les importations ont concerné toutes les frontières françaises au coeur de l'hiver (les 21, 22 et 23 décembre) (cf. infra ) et les prix se sont élevés entre 382 € et 453 €/MWh à cette période (cf. infra ). Depuis lors, la situation reste critique, avec des prix ayant atteint 3 000 €/MWh le 4 avril.
Indisponibilités nucléaires de la France en 2021
Source : Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022.
Les difficultés de la production d'énergie nucléaire résultent de l'insuffisance de la politique gouvernementale . Tout d'abord, les deux réacteurs de la centrale de Fessenheim, pourtant fonctionnels sur les plans de la sûreté et de la sécurité nucléaires, ont été arrêtés en février et en juin 2020. De plus, la crise liée à la pandémie de Covid-19 a entraîné une désoptimisation du programme d'« arrêts de tranches », c'est-à-dire un décalage des arrêts pour maintenance ou rechargement des réacteurs. Enfin, un phénomène de « corrosion sous contrainte », c'est-à-dire des fissures sur l'acier de certaines tuyauteries, a été découvert à l'occasion de la visite décennale du réacteur de Civaux 1, puis sur d'autres réacteurs, ainsi que l'a indiqué le groupe EDF les 15 décembre 2021 et 19 mai 2022 ( voir encadré ). Au total, Réseau de transport d'électricité (RTE) a évalué, en février dernier, la perte de capacités installées à 10 GW pour la crise liée à la pandémie de Covid-19, 7 GW pour le phénomène de « corrosion sous contrainte » et 2 GW pour la fermeture de la centrale de Fessenheim, en mars dernier 78 ( * ) .
Ces difficultés interviennent dans un contexte déjà très dégradé . Depuis 10 ans, la production d'énergie nucléaire connaît une « érosion tendancielle », selon l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) 79 ( * ) . En parallèle, les capacités de production d'électricité pilotable ont diminué avec la fermeture des quatre dernières centrales à charbon d'ici 2022 (3 GW 80 ( * ) ) et les retards dans le développement des projets d'électricité renouvelable (24,8 % de la consommation d'électricité en 2020 contre un objectif de 40 % d'ici 2030 81 ( * ) ). Au total, pour l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), le système électrique est désormais « sans marge » 82 ( * ) .
LE PHÉNOMÈNE DE « CORROSION SOUS CONTRAINTE » : QUELLES IMPLICATIONS ?
Le parc nucléaire français est actuellement confronté à une très faible disponibilité . Le 19 mai dernier 83 ( * ) , le groupe EDF a anticipé une production de 280 à 300 TWh pour l'année 2022, et de 300 à 330 TWh pour l'année 2023. Pour cause, 12 réacteurs sur 56 sont à l'arrêt pour réaliser des contrôles du phénomène de « corrosion sous contrainte », c'est-à-dire de défauts détectés à proximité de soudures des tuyauteries des circuits d'injection de sécurité (RIS) ou des circuits de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA). 3 réacteurs 84 ( * ) présentent de tels défauts sur les circuits RIS et RRA, 1 réacteur sur les circuits RRA 85 ( * ) , tandis que 8 autres font l'objet de contrôles 86 ( * ) . À terme, le groupe EDF envisage un « programme de contrôle pour l'ensemble du parc nucléaire ».
Lors de son audition par l'Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (OPECST), le 17 mai dernier, le président de l'ASN a précisé que le phénomène de « corrosion sous contrainte » est « sérieux à deux titres » : d'une part, « il concerne des parties de tuyauteries directement connectées au circuit primaire principal non isolables » ; d'autre part « [il] peut potentiellement concerner l'ensemble du parc nucléaire d'EDF » . Le président a précisé que les réacteurs concernés sont les 4 réacteurs du palier N4, 5 des 20 réacteurs du palier 1300 MW et 3 des 30 réacteurs du palier 900 MW. Il a ajouté qu'à ce stade, « les réacteurs du palier N4 sont plus affectés que ceux du palier 1 300 » et que « les réacteurs de 900 MW [sont] peu voire pas affectés par le phénomène ». Il a indiqué dénombrer 30 arrêts, 12 étant liés au phénomène de « corrosion sous contrainte » , et les autres à diverses raisons (maintenance, rechargement, visite décennale).
Dans le cadre de ses travaux sur l'équilibre offre-demande, RTE a placé la France en situation de « vigilance particulière » pour l'hiver 2021-2022 et au-delà 87 ( * ) , précisant que « la stratégie de contrôle de ce type de défaut sur le reste du parc, qui sera mise en oeuvre par EDF sous le contrôle de l'ASN, aura des conséquences en matière de sécurité d'approvisionnement électrique au-delà de cet hiver » . Preuve des difficultés actuelles, la France a importé de l'électricité de manière « quasi systématique » durant l'hiver 2021-2022 avec « des niveaux très importants d'imports, proches des capacités maximales, les 21, 22 et 23 décembre 2021 » 88 ( * ) . Dans ce contexte, RTE a relevé de très faibles capacités de production : 48 GW fin janvier, 38 à 46 GW fin février, 35 à 43 GW fin mars 2022. Au total, si RTE n'anticipe pas de black-out , c'est-à-dire une « perte généralisée de l'alimentation électrique sur le territoire », il a identifié comme probable à certain « le recours à des moyens post-marché » dont, en dernier ressort, « des coupures ciblées de consommateurs » 89 ( * ) .
Au-delà de ces difficultés de court terme, des interrogations se font aussi jour à plus long terme . Selon RTE 90 ( * ) , notre système électrique est confronté à deux défis d'ici 2050 : le premier est la hausse de la consommation d'électricité, de 400 TWh à 555 TWh dans le scénario de sobriété (+ 40 %), 645 TWh dans celui de référence (+ 60 %) voire 752 TWh dans celui de réindustrialisation (+ 90 %) ; le second est l'arrivée en fin de vie des réacteurs installés dans les années 1970 et 1980, avec un « effet falaise » de 400 TWh, c'est-à-dire une conjonction d'arrêts de réacteurs, dès la décennie 2040.
À long terme, une réflexion sur l'évolution du parc nucléaire s'impose . Dans son étude Futurs énergétiques 91 ( * ) , RTE a proposé 6 scénarios, allant de 100 % d'énergies renouvelables (scénario « M0 » ) à 24 GW de nucléaire existant et 27 GW de nucléaire nouveau (scénario « N03 » ). Pour RTE, les dépenses d'investissement du scénario le plus nucléarisé est de 800 Mds€, ce qui est inférieur de 200 Mds€ à celui le plus renouvelable 92 ( * ) . Comme l'a indiqué RTE aux rapporteurs, « construire de nouveaux réacteurs nucléaires est pertinent du point de vue économique a fortiori quand cela permet de conserver un parc d'une quarantaine de gigawatts en 2050 » . Dans son étude Transition(s) 2050 , l'Ademe a proposé 5 scénarios, allant de 2 GW de nucléaire existant 93 ( * ) (scénario « S1 » ) à 16 GW de nucléaire existant et une même proportion de nouveau nucléaire (scénario « S4 » ) 94 ( * ) . Pour l'Ademe, le coût total du scénario le plus nucléarisé est de 1 518 Mds€, ce qui est supérieur de 473 Mds€ à celui le plus renouvelable. Bien que les proportions et les coûts ne soient pas les mêmes, le besoin de développer l'énergie nucléaire transparaît dans la plupart des scénarios.
Si des choix cruciaux vont devoir être réalisés sur l'avenir de la filière nucléaire, la situation financière du groupe EDF est très dégradée . Mis bout à bout, l'impact financier des récentes évolutions est selon le groupe de 10,4 Mds€ pour le « bouclier tarifaire » , dont le relèvement de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh) et de 18,5 Mds€ pour le phénomène de « corrosion sous contrainte ». À cela s'ajoute le coût du nouveau nucléaire, estimé par le groupe à 12,7 Mds€ pour l'EPR 95 ( * ) de Flamanville, 31,1 Mds€ pour les 2 EPR d'Hinkley Point C et 46 Mds€ pour les 6 nouveaux EPR 96 ( * ) . Le groupe est par ailleurs grevé d'une dette de 43 Mds€ 97 ( * ) . Cette situation financière dégradée érode les capacités d'investissement de la filière.
Malgré ces lourdes difficultés, la filière française du nucléaire bénéficie d'atouts importants à consolider .
Le premier est un tissu étoffé . Il s'agit de la troisième filière industrielle française, derrière l'automobile et l'aéronautique Elle représente 3 200 entreprises, 220 000 emplois directs et 47,5 Mds€ de chiffre d'affaires. Parmi ces entreprises, on dénombre 5 exploitants 98 ( * ) et 85 % de PME et de TPE 99 ( * ) . Au total, la France compte des entreprises agissant sur l'ensemble du cycle du combustible (de l'extraction de l'uranium au recyclage des déchets). Leur savoir-faire couvre toutes les activités nécessaires (R&D, ingénierie, construction, exploitation, démantèlement, gestion et stockage). Ainsi, les composants des réacteurs et turbo-alternateurs sont fabriqués en France, tandis que les matériels mécaniques et électriques le sont en Europe.
Le deuxième est une tradition reconnue . Pour renouer avec cette tradition, un important effort en faveur des métiers et des compétences a été engagé. À titre d'illustration, le groupe EDF a mis en place le Plan Excell , pour tenir compte du retour d'expérience de la construction de l'EPR de Flamanville notamment, et le Groupement des industriels français de l'énergie nucléaire (Gifen) le Projet Match , pour évaluer la capacité de la filière à assumer le plan de charge des exploitants.
Le dernier atout est un approvisionnement maîtrisé .
S'agissant de l'approvisionnement en uranium , l'industrie nucléaire enregistre une consommation d'uranium de 5 kt/an, pour des réserves mondiales de 6 800 kt 100 ( * ) . La France dispose de stocks stratégiques d'uranium sur son sol : 2 ans pour l'uranium naturel et 8 ans pour l'uranium appauvri 101 ( * ) . Elle recourt en outre à une diversité de pays importateurs (Niger, Canada, Kazakhstan, Australie...) 102 ( * ) . Enfin, le coût de l'uranium ne représente que 5 % du coût final de l'électricité 103 ( * ) . Au total, selon l'Ademe, à long terme, « les consommations d'uranium diminuent significativement par rapport aux consommations actuelles et ne devraient pas poser de problèmes d'approvisionnement, en fonction de l'évolution du contexte international » 104 ( * ) .
Concernant l'approvisionnement en autres matières critiques , l'industrie nucléaire recourt également à l'hafnium et à l'indium (pour les barres) au zirconium et au niobium (pour les superalliages). Or, la France produit pour l'Europe 84 % de l'hafnium et 28 % de l'indium consommés en Europe, qui sont des sous-produits du zirconium (dont 40 % provient d'Australie en 2016) et du zinc (dont 40 % provient de Chine en 2016). Par ailleurs c'est au Brésil qu'est extrait 85 % du niobium utilisé en l'Europe 105 ( * ) .
2. Pour une relance de la filière française du nucléaire : orienter les acteurs, garantir les financements et renforcer les compétences
Pour relancer la filière française du nucléaire , et concrétiser ainsi les annonces faites en ce sens, une politique nucléaire assumée doit être assurément mise en oeuvre .
En premier lieu, il est fondamental de garantir la sécurité d'approvisionnement l'hiver prochain et les suivants , en soutenant le parc nucléaire et, plus largement, le système énergétique.
Pour ce faire, il est nécessaire que les pouvoirs publics appuient le groupe EDF, l'ASN, la CRE et RTE pour tirer toutes les conséquences des difficultés actuelles, dont le phénomène de « corrosion sous contrainte » .
Il convient aussi de soutenir le système électrique dans son ensemble, en favorisant les économies d'énergie (appel aux « éco-gestes » citoyens, consolidation des compteurs communicants, promotion des rénovations thermiques et optimisation des procédés industriels) ainsi que les flexibilités (accélération des projets renouvelables, promotion des effacements, consolidation de l'interruptibilité et diffusion des batteries électriques).
Au-delà de la production d'électricité, il faut également répondre à la crise gazière.
Une révision du principe du coût marginal, qui lie dans les faits les prix de l'électricité à ceux de la dernière centrale appelée, fonctionnant bien souvenant au gaz, est posée. La France l'a soutenue, tandis que le Portugal et l'Espagne l'ont obtenue. Le 8 juin 2022, la Présidente de la commission européenne ne l'a pas exclue, dans le cadre d'une réforme à venir du marché européen de l'électricité. Pour autant, la CRE estime qu'une telle révision doit être envisagée avec prudence en l'absence de système alternatif. À défaut, des améliorations concrètes sont nécessaires (contrats de long terme, capacités d'interconnexion, rôle d'autorisation et de sanction du régulateur).
Plusieurs mécanismes, en cours de négociations européennes à la date de publication du présent rapport, sont attendus sur le marché du gaz : un plafonnement du prix, une obligation de stockage, des mécanismes d'urgence ou de solidarité, un groupement d'achat pour le GNL ou des facilités pour la production de biométhane. La CRE estime qu'une intervention des pouvoirs publics est nécessaire à l'échelle européenne, dans la mesure où la Russie détient un fort pouvoir de marché concernant gaz. La France a un rôle essentiel à jouer, car elle dispose d'une obligation de stockage de 80 %, de 4 terminaux méthaniers et de 1 298 projets d'injection en attente 106 ( * ) .
À terme, le potentiel du biogaz pourrait s'élever à 90 TWh/an, pour l'Association française du gaz (AFG) 107 ( * ) . Dans le même esprit, l'Ademe a évalué le potentiel du biométhane à 56 TWh en 2030 et 131 TWh en 2050 108 ( * ) . Ces proportions vont jusqu'à 130 TWh dans le scénario 2022 de Négawatt 109 ( * ) et 125 TWh dans le scénario Afterres2050 de Solagro 110 ( * ) . De toute évidence, l'objectif d'injection de biogaz fixé par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), de 14 à 22 TWh à l'horizon 2028, peut être dépassé.
Enfin, des économies de gaz et de pétrole doivent être réalisées. À titre d'illustration, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) 111 ( * ) a ainsi estimé qu'une diminution de 1 degré du chauffage permettait d'économiser 10 Mds de m 3 de gaz naturel par an et qu'une diminution de 10 km/h de la vitesse de circulation épargne 300 000 barils par jour. En préparation des prochains hivers, un appel au civisme énergétique doit être envisagé.
Recommandation n° 18 :
Garantir la sécurité d'approvisionnement en électricité l'hiver prochain et les suivants, en :
- appuyant l'effort des professionnels pour répondre aux difficultés du parc nucléaire, en particulier le phénomène de « corrosion sous contrainte » ;
- soutenant le système électrique dans son ensemble (économies d'énergie et mécanismes de flexibilité) ;
- répondant à la crise gazière (régulation des prix, obligation de stockage, groupements d'achat, production de biométhane).
En deuxième lieu, il est crucial de donner un cap clair en direction de l'énergie nucléaire . Dans son discours de Belfort, du 10 février dernier, le Président de la République a annoncé une relance de la filière nucléaire. Les acteurs de cette filière ont besoin d'une vision claire, précise et pérenne. Des actes concrets doivent être engagés, avec l'actualisation des stratégies, la désignation des acteurs et l'organisation des débats.
L'article L. 100-4 du code de l'énergie prévoit en l'état de réduire la proportion d'énergie nucléaire à 50 % d'ici 2035 , cet objectif étant décliné dans la PPE mais aussi dans la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) : la fermeture de 14 réacteurs nucléaires 112 ( * ) d'ici 2035, soit une baisse de 13 GW 113 ( * ) , est toujours prévue. Il faut corriger le tir, dès aujourd'hui , pour les dispositions règlementaires et, d'ici la loi quinquennale sur l'énergie de 2023, pour celles législatives.
Plus grave, les annonces de Belfort ne correspondent pas aux besoins identifiés dans certains scenarios de l'étude précitée de RTE . En effet, le Président de la République y a annoncé 25 GW de nouveau nucléaire (6 EPR à construire et 8 à étudier), 500 M € pour un projet de Small Modular Reactor (SMR, ou Petit réacteur modulaire) et la prolongation des réacteurs existants au-delà de 50 ans, alors que le scénario le plus nucléarisé de RTE (scenario « N03 » ) envisage 27 GW de nouveau nucléaire (14 EPR et 4 GW de SMR) et la prolongation des réacteurs au-delà de 60 ans. En cas de réindustrialisation, 9 autres EPR sont requis, selon RTE.
De plus, il faut tenir compte du contexte, profondément changé depuis les annonces de Belfort, en particulier l'impact du phénomène de « corrosion sous contrainte » sur la disponibilité du parc nucléaire ainsi que celui de la guerre en Ukraine sur la filière nucléaire française et européenne (fonctionnement des marchés à l'export, approvisionnement en matières premières, conduite des projets nucléaires). Dans ce contexte troublé, l'ASN estime nécessaire de prévoir une « marge de sécurité » 114 ( * ) .
Recommandation n° 19 :
Afin de donner un cap clair à la filière nucléaire et de répondre aux besoins croissants d'électricité, sans remettre en cause l'essor des énergies renouvelables, s'affranchir de la limitation a priori de la production d'énergie nucléaire à 50 % d'ici à 2035 dans la planification énergétique (Loi quinquennale sur l'énergie de 2023, Programmation pluriannuelle de l'énergie, Stratégie nationale bas-carbone).
En troisième lieu, le financement et la réalisation des projets nucléaires doivent être garantis . Selon la Société française de l'énergie nucléaire (SFEN) 115 ( * ) , les projets nucléaires impliquent au moins 4 ans de procédure préalable et n'offrent un retour d'investissement qu'à compter de 10 à 15 ans. Ce sont des projets capitalistiques, dont les coûts fixes (construction et fonctionnement) sont élevés, mais les coûts variables (production et entretien) faibles.
Historiquement, le parc nucléaire français a été financé selon plusieurs modes par le groupe EDF : la fixation des tarifs (dans les années 1970), l'autorisation d'emprunt (dans les années 1980) et le recours aux fonds propres (pour l'EPR de Flamanville).
Plusieurs autres modèles de financement existent à l'échelle européenne :
- en Finlande , un consortium d'industriels électro-intensifs finance la construction d'un réacteur en contrepartie de l'alimentation directe en électricité (Olkiluoto 3) ;
- en Hongrie , l'État a contracté un prêt interétatique pour la construction d'un réacteur. La revente de l'électricité et l'utilisation des bénéfices de ce réacteur sont encadrés (Paks II) ;
- en République Tchèque , l'opérateur a contracté un prêt auprès de l'État pour la construction d'un réacteur et bénéficie d'un prix garanti à long terme (Dukovany 5) ;
- au Royaume-Uni , l'opérateur a recours à ses fonds propres pour la construction de réacteurs et dispose d'un prix garanti à long terme (Hinkley Point C) ou révisé périodiquement par un régulateur indépendant (Sizewell C).
Quelle que soit l'option retenue, il est indispensable que le financement pérenne de la relance du nucléaire fasse l'objet d'un débat parlementaire , à l'occasion de l'examen de la loi quinquennale sur l'énergie de 2023. L'enjeu est d'abaisser le coût du capital, de réduire le prix de l'électricité et d'allouer efficacement les risques, sans mettre en danger l'opérateur et en respectant le cadre européen.
La mise en oeuvre concrète de cette relance du nucléaire nécessite également d'être intégrée au débat parlementaire : toutes les étapes pouvant être anticipées et toutes les procédures pouvant être simplifiées doivent l'être. Naturellement, aucune évolution législative ne saurait mettre en péril le droit de l'environnement ou la participation du public, composants essentiels de l'acceptabilité sociale des projets nucléaires.
De plus, l e soutien public aux projets nucléaires doit être consolidé . Or, le Plan de relance ne prévoit que 470 M€ pour l'énergie nucléaire, soit 0,4 % des crédits totaux, pour soutenir les compétences et la R&D, en particulier concernant les combustibles et les déchets. Le Plan d'investissement ne prévoit par ailleurs que 1 Md€ pour l'énergie nucléaire, soit 3,3 % des crédits totaux, pour développer les réacteurs innovants - dont le projet de SMR du groupe EDF - et réduire les déchets. Ces montants ne sont pas à la hauteur de la relance annoncée de l'énergie nucléaire . Ils doivent être rehaussés dès la prochaine loi de finances.
Face à la hausse des prix de l'électricité et, au-delà, de l'énergie, le coût doit demeurer supportable pour les consommateurs . Les particuliers, collectivités et entreprises, dont celles électro-intensives, doivent bénéficier d'un soutien idoine. Or, les tarifs réglementés de vente d'électricité (TRVE), sur lesquels se fonde la baisse de taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité (TICFE), ne concernent que 28 % des consommateurs 116 ( * ) . De surcroît, cette baisse arrive à expiration dès le début de l'année 2023. S'agissant du relèvement de l'Arenh, l'impact est direct pour les consommateurs électro-intensifs 117 ( * ) mais indirect pour les autres 118 ( * ) . Son coût est de 10,4 Mds€ pour le groupe EDF. Au total, les consommateurs doivent être mieux protégés, tout en évaluant et limitant l'impact pour les fournisseurs, à commencer par le groupe EDF. Ce groupe étant confronté à un « mur d'investissements » , c'est-à-dire à des projets élevés en regard d'une dette importante, il faut garantir sa durabilité, dans son financement comme dans son organisation, afin qu'il demeure l'un des acteurs majeurs de la filière nucléaire.
Autre point d'attention, l'énergie nucléaire doit être pleinement intégrée à la taxonomie verte . Le projet d'acte délégué présenté par la Commission européenne, dont l'examen au Parlement européen s'achève à la date de publication du présent rapport 119 ( * ) , n'intègre cette source d'énergie que sous certaines conditions : si les émissions sont inférieures à 100 g de CO 2 /kWh ; si l'extension des installations est accordée jusqu'en 2040 ; si la construction de nouvelles installations est accordée jusqu'en 2045 ; si un recours aux « accident tolerant fuels » , c'est-à-dire à un ensemble de technologies devant renforcer la performance des réacteurs, est prévu à compter de 2025 ; si un dispositif de stockage des déchets nucléaires est institué d'ici 2050 120 ( * ) . Au total, l'intégration proposée est donc incomplète, car elle est restrictive dans ses délais (pour l'extension, la construction ou le stockage), son champ (omettant les activités du cycle du combustible ou les opérations de maintenance) et ses conditions (prévoyant le recours aux ATF). Ces conditions restrictives doivent être assouplies .
Recommandation n° 20 :
Garantir un mode de financement robuste à la filière nucléaire, en :
- intégrant le financement et la réalisation des projets de nouveaux réacteurs nucléaires à la loi quinquennale sur l'énergie de 2023 ;
- consolidant le soutien public aux projets de recherche et de développement nucléaires, dans le cadre du Plan de relance et du Plan d'investissement ;
- limitant le coût de l'électricité pour les consommateurs, en les protégeant de la hausse des prix, tout en évaluant et prévenant l'impact sur les fournisseurs, à commencer par le groupe EDF, dont il faut garantir la durabilité, dans son financement comme dans son organisation, afin qu'il demeure l'un des acteurs majeurs de la filière nucléaire ;
- intégrant pleinement l'énergie nucléaire à la taxonomie verte européenne, en levant les verrous posés (champ, délais, conditions).
Au-delà du financement, l'enseignement initial et la formation continue doivent être revalorisés . Dans son rapport sur le chantier de l'EPR de Flamanville 121 ( * ) , Jean-Martin Folz a imputé les difficultés rencontrées à une « perte de compétence généralisée » . Cela s'explique par le fait que le début de la construction des derniers réacteurs remonte en France à 1984 (pour Chooz B1) et 1991 (pour Civaux 2). Avec les départs en retraite non compensés, il en a résulté une rupture dans la transmission du savoir et du savoir-faire (maîtrise d'oeuvre, bureau d'études, fabrication de composants, réalisation de soudures). Pour sortir de cette situation, il est crucial de développer aujourd'hui un plan ambitieux d'attractivité sur les métiers et les compétences de la filière nucléaire, en veillant à la qualité, à la sûreté, à l'innovation et à la digitalisation. C'est la responsabilité de l'État , dont les politiques d'éducation nationale et d'enseignement supérieur doivent s'articuler sur ce point avec les politiques d'économie et d'énergie. C'est aussi la responsabilité de la filière , le Plan Excell du groupe EDF et le Projet Match du Gifen devant être dimensionnés en fonction de la relance.
En outre, le cycle du combustible associé à l'énergie nucléaire doit être pris en compte . Dans son scénario le plus nucléarisé (scénario « N03 » ), RTE a appelé à accorder une attention particulière à l'effort de R&D en direction de la « fermeture du cycle du combustible » 122 ( * ) . Or, les annonces de Belfort sont insuffisantes sur ce point. Pire, le Gouvernement a stoppé le projet de réacteur à neutrons rapides (RNR) Astrid en 2019. Aussi faut-il favoriser l'effort de R&D sur le multi-recyclage des déchets nucléaires (MOX), les petits réacteurs modulaires (SMR), les réacteurs de 4 e génération et la fusion nucléaire. Les financements publics et privés idoines doivent être mobilisés. Il s'agit d'une exigence scientifique, économique mais aussi environnementale : le MOX, qui procure déjà 10 % de notre électricité 123 ( * ) , permet en effet de remployer les combustibles et de limiter les déchets.
Recommandation n° 21 :
Accorder une attention spécifique à la fermeture du cycle du combustible, en mobilisant les financements publics et privés en direction du MOX, des SMR, des réacteurs de 4ème génération et du projet ITER.
Enfin, l'approvisionnement en métaux critiques doit être garanti . D'une part, la sécurisation de l'approvisionnement en uranium, par sa diversification ou son stockage, doit répondre aux besoins induits par la relance du nucléaire. D'autre part, l'extraction ou la transformation des autres métaux critiques (indium, hafnium, niobium) doivent intervenir sur le territoire national ou européen : la réforme du code minier peut y contribuer (voir B du I du présent rapport) .
* 56 L'EPR de la centrale de Flamanville.
* 57 Les réacteurs de la centrale de Fessenheim.
* 58 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 1 er ).
* 59 Ministère de la transition écologique (MTE), Chiffres clés de l'énergie . Édition 2021, p. 29.
* 60 Térawattheures.
* 61 Idem , p. 76.
* 62 Idem , pp. 48 et 57.
* 63 Institut national de la statistique et des études économiques (Insee), Provenance du pétrole brut importé en France, Données annuelles de 2011 à 2021 , 10 mai 2022 :
https://www.insee.fr/fr/statistiques/2119 697 .
* 64 Mégawattheures.
* 65 Indices Spot européen pour le gaz, Brent international pour le pétrole et Spot français pour l'électricité.
* 66 Commission européenne, Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au Conseil, au Conseil économique et social européen et au Comité des régions, COM(2022) 230 final, 18 mai 2022 : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/HTML/ ?uri=CELEX :52022DC0230&from=EN .
* 67 Gigawatts.
* 68 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022 : https://bilan-electrique-2021.rte-france.com/production_nucleaire/# .
* 69 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Base carbone, 2015 : https://bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm ?conventionnel.htm .
* 70 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022 : https://bilan-electrique-2021.rte-france.com/co2-electrification-des-usages-emissions-de-co2/# .
* 71 Ministère de la transition énergétique (MTE), Chiffres clés de l'énergie . Édition 2021 , 2022, p. 26.
* 72 Idem , pp. 10 et 13.
* 73 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022 : https://bilan-electrique-2021.rte-france.com/prix-echanges-solde-france-echanges/# .
* 74 C'est-à-dire les diminutions de puissance voire les arrêts de réacteurs, qu'ils soient programmés ou fortuits.
* 75 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022 :
https://bilan-electrique-2021.rte-france.com/production_nucleaire/#
* 76 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022 :
https://bilan-electrique-2021.rte-france.com/prix-echanges-solde-france-echanges/#
* 77 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021, 2022 :
https://bilan-electrique-2021.rte-france.com/prix-echanges-evolution-des-prix-de-marche/#
* 78 Rapport d'information n° 551 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques du Sénat sur l'impact de la transition énergétique sur la sécurité d'approvisionnement : la France est-elle en risque de « black-out » ?, par MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, 25 février 2022, p. 44.
* 79 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Transition(s) 2050 : Feuilleton Mix électrique, Quelles alternatives et quels points communs ? , 2022.
* 80 France Stratégie, Quelle sécurité d'approvisionnement électrique en Europe à l'horizon 2030 ?, janvier 2021, p. 4.
* 81 Rapport d'information n° 551 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques du Sénat sur l'impact de la transition énergétique sur la sécurité d'approvisionnement : la France est-elle en risque de « black-out » ?, par MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, 25 février 2022, p. 46.
* 82 Ibidem , p. 36.
* 83 Groupe EDF, Point d'actualité sur le phénomène de corrosion sous contrainte et ajustement de l'estimation de production nucléaire en France pour 2022 , 19 mai 2022.
* 84 Civaux 1, Chooz 1 et Penly 1.
* 85 Chinon B3.
* 86 Bugey 3, Bugey 4, Cattenom 3, Civaux 2, Chooz 2, Flamanville 1, Flamanville 2, Golfech 1.
* 87 Réseau de transport d'électricité (RTE), L'équilibre offre-demande d'électricité pour l'hiver 2021-2022 , publié en novembre 2021 et actualisé en février 2022.
* 88 Rapport d'information n° 551 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques du Sénat sur l'impact de la transition énergétique sur la sécurité d'approvisionnement : la France est-elle en risque de « black-out » ?, par MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, 25 février 2022, p. 21.
* 89 Réseau de transport d'électricité (RTE), L'équilibre offre-demande d'électricité pour l'hiver 2021-2022 , publié en novembre 2021 et actualisé en février 2022.
* 90 Réseau de transport d'électricité (RTE), Futurs énergétiques à l'horizon 2050. Les scénarios de mix de production , 2022.
* 91 Réseau de transport d'électricité (RTE), Futurs énergétiques à l'horizon 2050. Résumé exécutif , 2022.
* 92 Réseau de transport d'électricité (RTE ), Futurs énergétiques à l'horizon 2050. L'analyse économique , 2022.
* 93 En l'espèce, issus de l'EPR de Flamanville.
* 94 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Transition(s) 2050. Feuilleton Mix électrique : quelles alternatives et quels points communs ? , 2022.
* 95 European Pressurized Reactor (EPR) ou Réacteur pressurisé européen.
* 96 Cour des comptes, La filière EPR, 2020, p. 98.
* 97 Groupe EDF, Point d'actualité sur l'EPR de Flamanville, 12 janvier 2022 ; Mesures exceptionnelles annoncées par le Gouvernement français, 13 janvier 2022 ; Présentation des résultats annuels, 18 février 2022 ; Publication du décret et des arrêtés relatifs à l'attribution de 20 TWh de volumes d'ARENH supplémentaires pour 2022 : mise à jour de l'impact sur les perspectives d'EBITDA 2022, 14 mars 2022 ; Point d'actualité sur le phénomène de corrosion sous contrainte et ajustement de l'estimation de production nucléaire en France pour 2022, 18 mai 2022 ; Point d'actualité sur Hinkley Point C, 19 mai 2022 .
* 98 Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra), Commissariat général à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), EDF, Framatome, Orano.
* 99 Groupement des industriels français de l'énergie nucléaire (Gifen).
* 100 Réseau de transport d'électricité (RTE), Futurs énergétiques 2050. L'analyse environnementale , 2022.
* 101 Société française de l'énergie nucléaire (SFEN).
* 102 Idem.
* 103 Idem.
* 104 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Transition(s) 2050. Feuilleton Les matériaux pour la transition énergétique, un sujet critique , février 2022, p. 32.
* 105 Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM).
* 106 Commission de régulation de l'énergie (CRE).
* 107 Rapport d'information de M. Daniel Salmon, fait au nom de la mission d'information La méthanisation dans le mix énergétique : enjeux et impacts , Méthanisation : au-delà des controverses, quelles perspectives ? , n° 872 (2020-2021), 29 septembre 2021, p. 55.
* 108 Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), Estimation des gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisatio n, avril 2013, p. 6.
* 109 Négawatt, Scénario négaWatt 2022 , Le scenario en détail , octobre 2021, p. 75.
* 110 Solagro, Afterres2050. Le scénario version 2016 , décembre 2016, p. 56.
* 111 Agence internationale de l'énergie (AIE), Plan en 10 points pour réduire la dépendance de l'Union européenne à l'égard du gaz russe , mars 2022 et Plan en 10 points pour réduire la consommation de pétrole , mars 2022.
* 112 France Stratégie, Quelle sécurité d'approvisionnement électrique en Europe à l'horizon 2030 ? , janvier 2021, p. 4.
* 113 Dont les 2 réacteurs de la centrale de Fessenheim.
* 114 Rapport d'information n° 551 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques du Sénat sur l'impact de la transition énergétique sur la sécurité d'approvisionnement : la France est-elle en risque de « black-out » ?, par MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, 25 février 2022, p. 10.
* 115 Société française de l'énergie nucléaire (SFEN), Comment financer le renouvellement du parc nucléaire ? , 11 février 2022.
* 116 Rapport d'information n° 551 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques du Sénat sur l'impact de la transition énergétique sur la sécurité d'approvisionnement : la France est-elle en risque de « black-out » ?, par MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, 25 février 2022, p. 38.
* 117 Puisque ces consommateurs sont réunis au sein d'un consortium dont les acquisitions d'électricité sont décomptées du droit à l'Arenh.
* 118 Puisque les fournisseurs alternatifs doivent répercuter ce relèvement dans leurs offres de fourniture pour en faire bénéficier les consommateurs.
* 119 Les commissions des affaires économiques et du développement durable du Parlement européen ayant voté contre ce projet, le mardi 14 juin 2022, mais le Parlement européen l'ayant adopté en séance plénière, le 6 juillet 2022.
* 120 Rapport d'information n° 245 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques par M. Daniel Gremillet sur l'inclusion du nucléaire au volet climat de la taxonomie européenne sur les investissements durables, 1 er décembre 2021, p. 24.
* 121 Jean-Martin Folz, La construction de l'EPR de Flamanville , octobre 2019.
* 122 C'est-à-dire in fine le retraitement et le recyclage des combustibles usés.
* 123 Société française de l'énergie nucléaire (SFEN).