B. UNE CONJONCTURE TRÈS DÉFAVORABLE À L'ÉNERGIE NUCLÉAIRE
La conjoncture est très défavorable à l'énergie nucléaire, compte tenu de difficultés internes - la faible disponibilité du parc nucléaire due au phénomène de « corrosion sous contrainte » - et externes - la flambée des prix des énergies sous l'effet de la guerre russe en Ukraine. Malgré les plans de résilience institués aux échelons national 34 ( * ) comme européen 35 ( * ) , cette conjoncture met à l'épreuve notre système électrique , avec de fortes tensions sur le prix des énergies et la sécurité d'approvisionnement.
Les rapporteurs rappellent que la commission des affaires économiques a alerté sur cette situation , dès son rapport d'information sur l'impact de la transition énergétique sur la sécurité d'approvisionnement, publié en février dernier : « Alors que la Russie vient d'engager une guerre contre l'Ukraine, le 24 février dernier, il conviendra de mesurer les répercussions de ce conflit potentiellement durable sur le prix des énergies. » 36 ( * )
En premier lieu, la disponibilité du parc nucléaire est historiquement basse . Selon l'ASN, 30 réacteurs étaient à l'arrêt mi-mai, dont 12 à raison du problème de « corrosion sous contrainte ». Cette indisponibilité résulte de la conjonction de plusieurs facteurs.
Le premier est la densité du programme du Grand Carénage , qui consiste en un programme de rénovation et de modernisation des réacteurs existants. La première phase représente 50,2 Mds€ sur la période 2014-2025. Elle vise à rénover de gros composants 37 ( * ) , procéder aux révisions périodiques ou décennales 38 ( * ),39 ( * ) ou intégrer le retour d'expérience de l'accident de Fukushima 40 ( * ) . La seconde phase représente 33 Mds€ sur la période 2022-2028. Elle a pour objet de rénover de gros composants, procéder aux révisions périodiques ou décennales 41 ( * ) ou étudier la prolongation de réacteurs 42 ( * ) au-delà de 50 ans. Les rapporteurs retiennent de leurs auditions que ce programme, qui a permis de réaliser une trentaine de révisions décennales, mobilise le groupe EDF mais aussi ses sous-traitants. L'ASN a indiqué que « rien que pour les travaux dits de Grand Carénage [....] EDF estime que la charge de travail du secteur mécanique sera multipliée par au moins 6 entre 2020 et 2026 et se maintiendra à ce niveau d'activité jusqu'en 2030 ». Le groupe EDF a précisé que « les activités du Grand Carénage mobilisent plus de 1 000 fournisseurs opérant dans les domaines de la maintenance, de la logistique ou encore de l'ingénierie ».
Le deuxième facteur est l'incidence de la crise de la Covid-19 sur le programme d'« arrêts de tranches » , c'est-à-dire les arrêts pour maintenance ou rechargement. Cette crise a plusieurs impacts majeurs : tout d'abord, le premier confinement a ralenti les opérations de maintenance des réacteurs existants ; ensuite, ces opérations ont été décalées sur plusieurs années pour garantir une plus grande disponibilité l'hiver 2020-2021. Dès son plan de relance « Énergie » 43 ( * ) , publié en juin 2020, la commission des affaires économiques s'est inquiétée de cette désorganisation, relevant que « des reports de grands investissements sont attendus, EDF ayant annoncé la remise à plat de son programme d'"arrêt de tranches". » Au total, le groupe EDF a indiqué que « la crise Covid a provoqué une désoptimisation [du] programme d'arrêt de réacteurs pour maintenance et rechargement du combustible », précisant que l' « impact majeur sur l'année 2020 » continue de « se faire ressentir sur les hivers suivants » (voir graphique ci-après 44 ( * ) ) .
Le troisième facteur est la découverte d'un phénomène de « corrosion sous contrainte » , c'est-à-dire de fissures sur l'acier de certaines soudures des tuyauteries des circuits d'injection de sécurité (RIS) ou des circuits de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA). Ce phénomène a été relevé fortuitement, à l'occasion de la visite décennale du réacteur de Civaux 1, le 15 décembre 2021. Depuis lors, 12 réacteurs ont été mis à l'arrêt 45 ( * ) : 3 présentent de tels défauts sur les circuits RIS et RRA 46 ( * ) , 1 sur les circuits RRA 47 ( * ) et 8 autres sont l'objet de contrôle 48 ( * ) . À terme, EDF envisage un programme de contrôle pour l'ensemble du parc nucléaire. Sollicitée par les rapporteurs, l'ASN a indiqué que ce problème est « sérieux », car « il concerne des circuits directement reliés au circuit primaire principal dont la rupture n'est pas isolable » et « est potentiellement générique à l'ensemble du parc de réacteurs d'EDF ». Elle a précisé que les réacteurs du palier N4 présentent des fissures de 5,6 mm et ceux du palier 1 300 MW de 2,3 mm, tandis que ceux du palier 900 MW semblent être « peu affectés » . Pour l'ASN, le fait que les réacteurs les plus anciens, de 900 MW, soient peu affectés « confirmerait a priori qu'il ne s'agit pas d'un phénomène lié au vieillissement des installations ». À l'inverse, une « cause prépondérante » pourrait être la « géométrie des lignes des tuyauteries », car les réacteurs du palier N4 et de 1 300 MW suivent un « design francisé » alors que ceux de 900 MW suivent le « design Westinghouse ». Pour l'heure, le groupe EDF réalise des « contrôles après découpe », avec des temps importants de contrôle et de réparation, mais développe « une technique de contrôle par ultrasons » , plus rapide. Il a déjà expertisé 35 soudures et a prévu d'en expertiser 105 d'ici juin 2022. À ce stade, le groupe EDF a apporté à l'ASN des justifications indiquant que la fissure se limite à « la hauteur de la passe racine de soudage » et qu'elle peut gérer « les conséquences d'une rupture de 2 lignes RIS ». En outre, il a mis en place « sur l'ensemble des réacteurs, des dispositions spécifiques de conduite et de détection de fuite avant rupture ». Si ces éléments sont positifs, l'ASN a demandé au groupe « un ensemble de justifications complémentaires et une proposition de stratégie de contrôle priorisée ». Dans ce contexte, elle estime possible « la mise à l'arrêt de précaution de nouveaux réacteurs en cas de découverte de fissuration d'une ampleur qui le justifierait » . Plus récemment, l'ASN a considéré que la stratégie de contrôle du groupe EDF vis-à-vis du phénomène de « corrosion sous contrainte » comme « appropriée », dans un courrier du 26 juillet 2022 49 ( * ) .
Le dernier facteur est le décalage de la mise en service de l'EPR de Flamanville . Lancé en 2007, ce réacteur doit être mis en service d'ici mi-2023, Premier EPR lancé en France, alors que les précédents chantiers de REP remontaient à 23 ans (Chooz B1) et 16 ans (Civaux 2), sa construction a connu des difficultés, imputables notamment à une « perte de savoir-faire généralisée » , selon le rapport remis au président-directeur général (P - DG) d'EDF par Jean-Martin Folz 50 ( * ) . Plus récemment, des écarts ont été détectés sur une centaine de soudures du circuit secondaire principal (CSP), dont 8 au niveau des traversées de l'enceinte de confinement, de même que 3 piquages du circuit primaire principal (CPP). À ce stade, le groupe EDF a indiqué que les 8 soudures précitées ont été reprises, et que les autres du CSP ont été autorisées. L'ASN a ajouté que les soudures du CSP devraient être reprises d'ici août 2022 et les piquages du CPP avant la mise en service. Au total, le groupe EDF a affirmé aux rapporteurs que « le projet prépare le démarrage du réacteur ; ce n'est plus un chantier », ajoutant que « le calendrier est maintenu [avec] un chargement du combustible au second semestre 2023 ». De son côté, l'ASN a précisé que « le calendrier de mise en service tel qu'envisagé par EDF reste ambitieux et ne comporte que peu de marge » (voir encadré ci-après).
|
L'EPR de Flamanville : une mise en service encore attendue La présidente de la commission et les rapporteurs ont souhaité réaliser un déplacement sur le site de l'EPR de Flamanville, le 11 juillet 2022. Lancé en 2007, avec une durée prévisionnelle de construction entre 57 et 67 mois, ce réacteur ne sera pas mis en service avant mi-2023. En comparaison, les deux EPR de Taishan ont été lancés en 2009 et 2010 et mis en service en 2018 et 2019, ce qui est plus rapide. Cependant, l'EPR d'Olkiluoto a été engagé en 2005 et mis en service en 2022, ce qui est comparable. Par ailleurs, il ne faut pas oublier que l'EPR de Flamanville était le premier construit en France, où les derniers chantiers de construction de réacteurs dataient par ailleurs de 1984 (Chooz B1) et de 1991 (Civaux 1). De plus, ce chantier est intervenu dans le contexte de l'accident de Fukushima, qui a nécessité un réexamen de tous les réacteurs du point de vue de la sûreté nucléaire, et notamment des risques de séisme et d'inondation. Dans son rapport au P-DG d'EDF 51 ( * ) , Jean-Martin Folz a imputé les difficultés rencontrées sur le chantier de l'EPR de Flamanville à plusieurs facteurs, dont une gouvernance et une organisation complexes, des études et des estimations inadaptées, une évolution règlementaire continue - notamment pour intégrer le retour d'expérience de l'accident de Fukushima - des relations insatisfaisantes avec les entreprises - en particulier avec les sous-traitants - et une perte de compétence généralisée - s'agissant surtout des soudeurs. À ces difficultés, propres à la conduite du chantier, se sont ajoutées celles liées à la détection d'écarts sur certaines soudures. En 2018, le groupe EDF a détecté des écarts sur une centaine de soudures situées sur les tuyauteries du circuit secondaire principal (CSP), qui achemine la vapeur vers la turbine. Parmi ces soudures, 8 sont situées au niveau des traversées de l'enceinte de confinement du réacteur. En 2021, le groupe EDF a également identifié des écarts sur 3 piquages set-in du circuit primaire principal (CPP), qui contient l'eau devant refroidir le coeur du réacteur. Le groupe EDF a indiqué que le calendrier « est maintenu » , avec un chargement du combustible au second semestre 2023. Les 8 soudures situées au niveau des traversées sont réalisées et conformes et les autorisations pour les autres soudures du CSP sont obtenues. L'ASN a précisé que le calendrier « reste ambitieux ». Les soudures du CSP doivent être réparées d'ici août 2022 et les 3 piquages set-in du CPP d'ici la mise en service. Une stratégie est attendue pour tirer le retour d'expérience des autres EPR, dont les anomalies de combustibles identifiées à Taishan. Des analyses et des essais le sont également pour stabiliser le référentiel d'exploitation. |
En second lieu, les prix des énergies sont historiquement élevés . Selon RTE, entre le printemps 2020 et fin juin 2022, le prix sur le marché de gros de l'électricité (SPOT) est passé de moins de 20 à plus de 400 €/MWh, soit une multiplication par 20. Cette augmentation est due à plusieurs causes.
La première cause résulte de la relance de l'économie mondiale, au sortir de la crise de la Covid-19, au premier semestre 2021 . Dès son plan de relance « Énergie » 52 ( * ) , publié en juin 2020, la commission des affaires économiques s'est inquiétée de ses répercussions, anticipant « un effet inflationniste en sortie de crise, les prix étant susceptibles de " flamber " si l'offre d'énergie déstabilisée ne parvenait pas à accompagner la demande ». Partageant cette analyse, la CRE a indiqué que « les prix ont commencé à monter en 2021 du fait de la hausse de la demande liée à la forte reprise économique mondiale » .
La deuxième cause réside dans les difficultés du marché gazier, qui se sont répercutées sur celui de l'électricité, au second semestre 2021 . Le prix du gaz a fortement augmenté, sous l'effet : d'une plus faible production, due à la maintenance d'installations en Norvège ; de stocks peu remplis, dont ceux opérés par Gazprom, en Allemagne, en Autriche, aux Pays-Bas ; d'une très forte demande de gaz naturel liquéfié (GNL) en Chine. Cette augmentation sur le marché gazier s'est répercutée sur celui de l'électricité : en effet, le principe du coût marginal, qui régit le marché de gros de l'électricité, fait reposer le prix de l'électricité sur le coût de la dernière centrale appelée, fonctionnant bien souvent au gaz. À cela s'est ajoutée la hausse de la tarification du carbone, qui a dépassé les 90 €/tonne à fin 2021, soit une multiplication par 3 en 6 mois. Au total, la CRE a indiqué qu' « à l'origine, la crise des prix de l'énergie est une crise gazière européenne due à un déséquilibre entre l'offre et la demande de gaz naturel. [...] La crise s'est déclarée à partir de septembre 2021, quand il est apparu que les stockages européens ne seraient pas remplis au début de l'hiver 2021-2022, et que Gazprom ne se comportait plus en acteur commercial normal ».
La troisième cause provient des répercussions de la guerre russe contre l'Ukraine . Cette guerre a mis à jour la dépendance de la France et ses voisins aux importations russes d'énergies fossiles. Ainsi, la Russie a fourni à notre pays 26 % du charbon, 17 % du gaz naturel 53 ( * ) et 8,7 % du pétrole 54 ( * ) en 2020. Cependant, cette dépendance reste en-deçà des moyennes européennes (45 % pour le charbon et le gaz et 25 % pour le pétrole). Cette guerre a également mis à jour la dépendance de la France et de ses voisins aux importations russes de métaux critiques. En effet, la Russie a procuré à l'Europe 30 % des importations d'aluminium, de nickel et de cuivre et 40 % de celles de palladium et de ferrotitane en 2021, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). Dans le domaine du nucléaire, la Russie a fourni à l'Europe 20 % de l'uranium et 28 % de l'uranium enrichi en 2021, pour l'AEN. Par ailleurs, si ITER a indiqué ne pas percevoir « de signe politique [...] au-delà des effets directs et indirects des sanctions », le CEA a estimé qu' « à plus long terme, le gel des échanges avec la Russie pourrait avoir un impact sur certains programmes de recherche ». Interrogé sur ces répercussions sur le secteur du nucléaire, le Gouvernement a précisé que « la guerre en Ukraine est susceptible d'affecter tant les projets en cours que les perspectives à venir », ajoutant « qu'en tout état de cause, la France n'est pas exposée à un risque de rupture d'approvisionnement à court terme ».
Dans ce contexte, la guerre russe contre l'Ukraine a renchéri le prix des énergies fossiles et des métaux critiques . Le prix du gaz a ainsi fortement cru : d'une part, sous l'effet de l'attaque du 24 février 2022, dans la mesure où l'Ukraine est traversée par les gazoducs Soyouz et Brotherhood ; d'autre part, compte tenu de l'arrêt unilatéral de livraisons annoncé par la Russie (en Bulgarie et en Pologne, le 27 avril 2022 ; en Finlande, le 20 mai ; en France, le 17 juin ; en Allemagne, le 19 juin ; aux Pays-Bas, le 20 juin) 55 ( * ) ; enfin, compte tenu des décisions, urgentes, légitimes et nécessaires, prises par l'Union européenne en faveur d'une sortie des hydrocarbures russes, le 8 mars 2022. Ainsi, à cette dernière date, les prix ont atteint 250 €/MWh, pour le gaz, 130 € le baril, pour le pétrole et 650 €/MWh, pour l'électricité. Au total, la CRE a indiqué aux rapporteurs que « l'attaque de la Russie en Ukraine le 24 février 2022 a tendu les marchés européens du gaz et de l'électricité. Une importante partie des importations de gaz russe est acheminée par les gazoducs Brotherhood et Soyouz qui traversent l'Ukraine. La perspective d'un ralentissement des importations de gaz russe, voire de leur arrêt, soit par décision des pays européens, soit en représailles des sanctions prises par l'Union européenne envers le régime russe, inquiète fortement les acteurs de marché ».
En troisième lieu, les mesures européennes et nationales proposées , en cours d'application ou de négociation, n'ont pas encore permis de répondre à la crise du marché de l'électricité , dont l'efficience et l'équilibre sont durement éprouvés, en France comme en Europe .
Pour accélérer la sortie des hydrocarbures russes, l'Union européenne a engagé plusieurs actions . Tout d'abord, le 8 mars 2022, la Commission européenne a proposé une action conjointe en faveur d'une énergie plus abordable, plus sûre et plus durable (Plan RePowerEU ), dont l'objectif est une sortie des hydrocarbures russes bien avant 2030 56 ( * ) . Présenté le 18 mai 2022, ce plan 57 ( * ) prévoit une série d'actions pour économiser l'énergie, diversifier les approvisionnements, remplacer les combustibles fossiles et articuler les investissements et les réformes : 80 Mds€ d'économies doivent être réalisés sur le gaz, 12 Mds sur le pétrole et 1,7 Md sur le charbon, d'ici 2030. Plus encore, les États membres ont convenu d'une sortie des importations russes de charbon d'ici août 2022 58 ( * ) , et d'une sortie à 90 % des importations russes de pétrole d'ici décembre 2022 59 ( * ),60 ( * ) . Les négociations sont toujours en cours s'agissant du gaz 61 ( * ) . La Commission européenne a proposé une obligation de stockage de 90 %, le 23 mars 2022 62 ( * ) ; dans le cadre du Paquet Ajustement à l'objectif 55, en cours de révision, elle a suggéré un relèvement à 45 % de l'objectif d'énergie renouvelable et à 13 % de celui d'efficacité énergétique, d'ici 2030, le 18 mai 2022 63 ( * ) . De plus, un groupe de travail chargé « de répondre aux besoins matériels immédiats de l'Union européenne en matière de sécurité énergétique et d'accélérer la transition vers une énergétique propre » a été institué le 25 mars 2022. La commission des affaires économiques a joué tout son rôle dans ce contexte : lors de la conférence interparlementaire, tenue au Sénat, le 14 mars 2022, dans le cadre de la présidence française de l'Union européenne (PFUE). Elle a ainsi fait adopter des conclusions proposant « d'accélérer la mise en oeuvre de la sortie des économies européennes des énergies fossiles, prévue par le paquet “Ajustement à l'objectif 55” », « d'adopter une stratégie européenne en faveur de la sécurisation de l'approvisionnement en métaux stratégiques pour la transition énergétique » et « de limiter d'urgence la dépendance des économies européennes aux importations d'hydrocarbures [...] et de métaux stratégiques [...] provenant de Russie » .
À l'échelle nationale, le Gouvernement a aussi pris plusieurs mesures . D'une part, il a institué un « bouclier tarifaire » prévoyant notamment : un blocage des tarifs réglementés de vente sur le gaz (TRVG), avec un abaissement à 1,08 €/MWh de la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) applicable aux particuliers, du 1 er novembre 2021 au 31 décembre 2022 ; une compensation de la hausse de 4 % des tarifs réglementés de vente sur l'électricité (TRVE), avec un abaissement à 0,5 ou 1 €/MWh de la taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité (TICFE) applicable aux particuliers et aux entreprises, du 1 er février 2022 au 31 janvier 2023 ; une modification du plafond du mécanisme de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique (Arenh), dispositif de régulation contraignant EDF à vendre jusqu'à 150 TWh de sa production d'électricité produite par les centrales nucléaires historiques, dont le plafond de l'Arenh a été relevé de 100 à 120 TWh et le prix de 42 à 46,2 € par MWh 64 ( * ) , du 1 er janvier au 31 décembre 2022 65 ( * ) . D'autre part, le Gouvernement a présenté, le 21 mars 2022, un Plan de résilience économique et sociale, comprenant des mesures de court-terme, pour limiter l'inflation énergétique (remise carburants de 15 centimes pendant 4 mois, acompte de 25 % du remboursement de la taxe intérieure sur la consommation de produits énergétiques - TICPE - et du gazole non routier - GNR) ainsi que de long-terme, pour renforcer la sécurité énergétique (sécurisation des approvisionnements en gaz, augmentation des capacités d'importation de GNL, accélération du développement des projets d'énergies notamment renouvelables, aide aux réseaux de chaleur et aux chaudières, décarbonation des transports et de l'industrie et sécurisation des intrants critiques) 66 ( * ),67 ( * ) .
Le « bouclier tarifaire » institué par le Gouvernement appelle plusieurs observations . Tout d'abord, son champ est limité, car les TRV, sur lesquels se focalisent les blocage ou compensation, ne bénéficient pas à tous les consommateurs. En effet, selon la CRE, les TRVG concernent 3 M de sites résidentiels, soit 7,5 % de la consommation de gaz, et les TRVE, 22,2 M de sites résidentiels et 1,5 M de sites professionnels, soit 28 % de celle d'électricité. Ensuite, son coût est élevé, les baisses de fiscalité pesant sur l'État, les blocages de TRV sur les fournisseurs, et le relèvement de l'Arenh sur le groupe EDF. Ainsi, pour le Gouvernement, le coût de l'abaissement de la TICFE pour l'État, tout comme du relèvement de l'Arenh pour EDF, sont de l'ordre de 8 Mds€ chacun. Ces estimations sont cohérentes avec celles indiquées par le groupe EDF (entre 7,7 et 8,4 Mds€ 68 ( * ) puis 10,2 Mds 69 ( * ) ) et la CRE (entre 8 et 9 Mds€). De plus, les effets du « bouclier tarifaire » sont ambivalents pour les consommateurs pour deux raisons. D'une part, si les blocage ou compensation de TRV pèsent sur les fournisseurs, ils seront répercutés in fine sur les consommateurs. Le Gouvernement a ainsi rappelé que « ce blocage est compensé par un rattrapage tarifaire sur 2023 ». D'autre part, l'impact de l'Arenh sur les consommateurs est direct pour ceux électro-intensifs - car ils sont réunis au sein d'un consortium dont les acquisitions d'électricité sont décomptées du droit à l'Arenh -, mais indirect pour les autres - car les fournisseurs alternatifs doivent le rétrocéder aux consommateurs, dans le cadre de leur offre de fourniture. Sollicité par les rapporteurs, le Gouvernement a indiqué que « les fournisseurs se sont en particulier engagés à répercuter l'avantage tiré du volume d'électricité supplémentaire au titre de l'Arenh à leurs clients ». De son côté, la CRE a précisé, en ces termes, s'être penchée sur ces modalités de répercussions : « sur ces 20 TWh supplémentaires accordés, la CRE a notifié un total de 19,5 TWh d'Arenh additionnels à 72 fournisseurs. La CRE a publié le 31 mars dernier les dernières modalités de répercussions de ces volumes vers les consommateurs. Les fournisseurs avaient jusqu'au 1 er mai pour adresser à la CRE leur méthodologie de répercussion et jusqu'au 1 er juin pour en informer leurs clients. Un suivi rigoureux de la CRE est effectué pour s'assurer que les consommateurs touchés par la hausse des prix de l'électricité bénéficient intégralement de cette mesure. ». En dernier lieu, le « bouclier tarifaire » est temporaire, puisqu'il arrivera à échéance en décembre 2022, pour le gaz, et en janvier 2023, pour l'électricité. Dans ce contexte, la CRE a indiqué « qu'il faut également réfléchir dès à présent au futur du bouclier tarifaire en électricité l'an prochain ». S'agissant du « bouclier tarifaire » en gaz, elle est plus critique, car le gaz est une « énergie fossile [...] importée à 99 % » et « un effet indésirable du gel pourrait être de ne pas encourager les économies d'énergies qui sont nécessaires dès à présent pour avoir le maximum de réserves de gaz l'hiver prochain ».
Cette situation critique met à l'épreuve l'efficacité du marché de l'électricité . Tout d'abord, elle pose la question de l'évolution du dispositif de l'Arenh. Lorsque les prix de marché sont supérieurs au montant de l'Arenh, les fournisseurs alternatifs réalisent des gains et le groupe EDF des pertes, et inversement. Dans la mesure où les prix de marché sont supérieurs à 400 €/MWh fin juin 2022, contre 46,2 €/MWh pour l'Arenh, la situation est défavorable au groupe EDF 70 ( * ) . Au-delà de la conjoncture, dans un récent rapport public, la Cour des comptes a évalué les pertes pour le groupe EDF à 7 Mds€ de 2011 à 2021 71 ( * ) . Pour répondre à la flambée des prix, la CRE plaide pour un relèvement du plafond et du montant de l'Arenh les prochaines années : « la CRE recommande au Gouvernement de fixer le plafond de l'Arenh à 130 TWh pour les années 2023, 2024 et 2025, avec un prix révisé d'au minimum 49 euros » 72 ( * ) . Pour ce qui le concerne, le Gouvernement a indiqué réfléchir à un nouveau mécanisme, puisque l'Arenh arrive à échéance d'ici fin 2025 : « il est à présent nécessaire d'envisager la mise en oeuvre, au plus tard le 31 décembre 2025, d'une nouvelle organisation du marché », précisant que « fin 2021, il a chargé un groupe de travail interministériel de proposer un schéma cohérent de mécanismes régulatoires ». Plus encore, cette situation critique pose la question du devenir du groupe EDF. Certes, le groupe a réalisé un chiffre d'affaires, de 85 Mds€ en 2021 73 ( * ) . Pour autant, il est grevé d'une dette, de 43 Mds€ en 2021 74 ( * ) . De plus, le phénomène de « corrosion sous contrainte » représente un manque à gagner de 18,5 Mds€ 75 ( * ) et le « bouclier tarifaire » de 10,2 Mds€ 76 ( * ) . Or, le groupe EDF doit financer des investissements importants : le Grand Carénage, de 50,2 Mds€ sur la période 2014-2025 et de 33 Mds€ sur la période 2022-2028, la construction des EPR, de 12,7 Mds€ à Flamanville 77 ( * ) , 30 Mds€ à Hinkley Point C 78 ( * ) et 46 Mds€ pour les 3 nouvelles paires 79 ( * ) , ou encore la transition énergétique, de 10 Mds€ par an 80 ( * ) . Selon le Gouvernement, le coût des 3 nouvelles paires d'EPR serait d'ailleurs plus élevé, de l'ordre de 52 Mds€. Les notations du groupe EDF sont désormais de « Baa1 avec perspective négative » pour Moody's, « BBB sous surveillance négative » pour Standard & Poor's et « BBB + avec perspective négative » pour Fitch Ratings 81 ( * ) . Dans ce contexte, une recapitalisation du groupe, pour 3,1 Mds€ a été engagée, l'État y ayant contribué à hauteur de 2,7 Mds€ 82 ( * ) . La situation reste toutefois très critique, la Première ministre ayant annoncé une « renationalisation d'EDF », à l'occasion de son discours de politique générale, du 6 juillet 2022 83 ( * ) . Enfin, cette situation critique pose la question de la réforme du marché européen de l'électricité. Sur ce sujet, le 13 octobre 2021, la Commission européenne 84 ( * ) a confié à l'Autorité pour la coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) les avantages et les inconvénients du marché actuel de l'électricité en Europe. Remis le 29 avril 2022, ce rapport 85 ( * ) estime que la configuration actuelle du marché de l'électricité garantit un approvisionnement en électricité efficace et sûr dans des conditions de fonctionnement normales. Ces bénéfices pour les États membres atteignent même 34 Mds€ par an ces dernières années. En revanche, il plaide pour améliorer ce fonctionnement sur plusieurs points (contrats de long terme, mesures ciblées, interconnexions, flexibilités). Interrogée par les rapporteurs, la CRE leur a précisé qu'elle « partage les principales conclusions du rapport de l'ACER » : elle estime nécessaire de « préserver le cadre du marché européen de l'électricité » tout en étant « favorable à ces réformes pour améliorer ce marché européen », précisant que « le merit order permet l'efficacité économique en appelant à chaque instant la centrale la moins chère pour répondre aux besoins de consommation » 86 ( * ),87 ( * ) . Sollicité par les rapporteurs, le Gouvernement a précisé que « l'objectif de la France n'est pas de remettre en cause le fonctionnement du marché de gros et la formation des prix au coût marginal sur ces marchés [...] mais d'améliorer le fonctionnement du marché de détail et son articulation avec le marché de gros ». Depuis lors, les rapporteurs constatent une nette évolution des autorités nationale comme européenne sur ce sujet. La présidente de la Commission européenne a estimé que : « ce modèle de marché ne fonctionne plus. Nous devons le réformer » 88 ( * ) . De son côté, le Président de la République a qualifié la situation d' « absurde », regrettant « des prix d'électricité qui s'envolent et qui n'ont plus rien à voir avec les coûts de production d'électricité » 89 ( * ) .
Cette situation critique met à l'épreuve l'équilibre du système électrique . Tout d'abord, la situation est tendue sur le plan de production d'électricité. En 2021, la production s'est établie à 360,7 TWh, ce qui représente un niveau supérieur à 2020 (335,4 TWh), mais inférieur à 2019 (379,5 TWh). De plus, les indisponibilités, les importations et les prix ont été élevés : on a ainsi dénombré 18,4 GW d'indisponibilités (contre 22,3 en 2020 et 17,8 en 2019), 78 journées d'importation (contre 43 en 2020 et 25 en 2019) et un prix moyen de 190,2 €/MWh (contre 32,2 en 2020 et 39,5 en 2019). Preuve de ces difficultés, les 21, 22 et 23 décembre, la France a importé de l'électricité à toutes ses frontières, avec des prix atteignant 382, 443 et 453 €/MWh ces jours-là 90 ( * ) . Depuis lors, la capacité du parc nucléaire est demeurée faible : elle n'a pas dépassé 50 GW en janvier et 45 GW en février, selon le groupe EDF, et 30 GW en mai, pour le Gouvernement. À l'inverse, les prix de l'électricité sont demeurés élevés : après avoir atteint un pic de 3 000 €/MWh, le 4 avril, ils ont été supérieurs à 400 €/MWh, fin juin. Cette situation, très tendue, pourrait bien durer. En effet, les 11 et 17 février puis le 18 mai 2022, le groupe EDF a revu sa prévision de production pour la fixer à 280-300 TWh en 2022 (contre 300 à 330 TWh initialement) et 300-330 TWh en 2023 (contre 340 à 370 TWh initialement) 91 ( * ) . Plus encore, la situation est tendue sur le plan de la sécurité d'approvisionnement. En effet, RTE a placé la France en situation de « vigilance particulière », pour l'hiver 2021-2022 92 ( * ) et les hivers 2021-2024 93 ( * ) . En effet, la France est confrontée à une réduction de ses capacités de production pilotables, compte tenu notamment de la fermeture des centrales à charbon, de la rénovation du parc nucléaire existant et du retard dans le chantier de l'EPR de Flamanville et les projets éoliens et solaires. À cela s'est d'abord ajoutée la « désoptimisation des programmes d'arrêts pour maintenance des réacteurs nucléaires, entraînant des conséquences durables dans leur programmation au cours des prochains hivers » 94 ( * ) . Depuis lors, le phénomène de « corrosion sous contrainte » est apparu, RTE relevant 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 » 95 ( * ) . S'il n'a pas anticipé de risque de « black-out » , entendu comme « une perte généralisée de l'alimentation en électricité sur le territoire », RTE a estimé l'hiver dernier « le recours à des mécanismes post-marché probable » à « quasi -certain » 96 ( * ) . Or, ces mécanismes recouvrent des « coupures ciblées, locales, temporaires et maîtrisées de consommateurs non sensibles » 97 ( * ),98 ( * ) . Sollicité par les rapporteurs, RTE a réitéré ce constat. Certes, « la France n'est pas en risque de “ black-out ” généralisé ou récurrent ». Pour autant, « les situations de tension sur l'équilibre offre/demande sont à attendre en cas de vague de froid (de l'ordre de 4 °C en dessous des normales), de situation de très faible production éolienne sur la plaque européenne, ou de forte dégradation supplémentaire de la disponibilité du parc de production », d'autant que « la guerre en Ukraine est venue exacerber les tensions sur les prix de l'énergie et l'approvisionnement en gaz de l'Europe ». Au total, le système électrique est désormais sans marge. Cette absence de marge est palpable sur le plan de la sécurité d'approvisionnement, selon le Gouvernement : « le système électrique ne dispose plus de marges par rapport au critère public de sécurité d'approvisionnement depuis plusieurs années. [...] Cette disponibilité dégradée s'inscrit par ailleurs dans le contexte de tension diplomatique avec la guerre en Ukraine menée par la Russie ». L'ASN a indiqué qu'elle est aussi perceptible sur le plan de la sûreté nucléaire : « Ces tensions sont en réalité les conséquences d'un système de production sans marges. L'ASN avait depuis de nombreuses années alerté sur la nécessité de disposer de marges pour pouvoir faire face à l'arrêt concomitant de plusieurs réacteurs pour des motifs de sûreté ».
* 34 Le Plan de résilience économique et sociale, présenté par le Gouvernement, le 16 mars 2022.
* 35 Le Plan RePowerEU , présenté par la Commission européenne, le 18 mai 2022.
* 36 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. 40.
* 37 Générateurs de vapeur, condenseurs, alternateurs notamment.
* 38 C'est-à-dire au réexamen, tous les dix ans, des conditions de poursuite du fonctionnement des réacteurs, avec un contrôle approfondi des cuves, du circuit primaire et de l'enceinte en béton.
* 39 Réalisation de la 2 ème visite décennale pour les 4 réacteurs du palier 1 450 MW, réalisation de la 3 ème visite décennale pour les 20 réacteurs du palier 1 300 MW, lancement de la 4 ème visite décennale pour les 32 réacteurs du palier 900 MW.
* 40 Avec l'application d'un « noyau dur » de mesures, dont l'installation d'un diesel d'ultime secours ou d'un centre local de crise sur chaque site.
* 41 Réalisation de la 4 ème visite décennale pour les 32 réacteurs du palier 900 MW et réalisation de la 4 ème visite décennale pour les 20 réacteurs du palier 1 300 MW.
* 42 En l'espèce pour les 32 réacteurs du palier 900 MW.
* 43 Rapport d'information n°535 (2019-2020), fait au nom de la commission des affaires économiques sur le plan de relance de la commission des affaires économiques, Tome IV : Énergie, Pour une relance bas-carbone : résilience, compétitivité, solidarité, par MM. Daniel Gremillet, Daniel Dubois et Roland Courteau, 17 juin 2020, p. 52.
* 44 Source : Groupe EDF.
* 45 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.
* 46 Civaux 1, Chooz 1 et Penly 1.
* 47 Chinon B3.
* 48 Bugey 3, Bugey 4, Cattenom 3, Civaux 2, Chooz 2, Flamanville 1, Flamanville 2, Golfech 1.
* 49 Autorité de sûreté nucléaire (ASN), Courrier CODEP-DEP-2022-037594 du 26 juillet 2022.
* 50 Jean-Martin Folz, Rapport au président-directeur général (P-DG) d'EDF. La construction de l'EPR de Flamanville , octobre 2019, p. 27.
* 51 Jean-Martin Folz, Rapport au président-directeur général (P-DG) d'EDF. La construction de l'EPR de Flamanville , octobre 2019.
* 52 Rapport d'information n°535 (2019-2020), fait au nom de la commission des affaires économiques sur le plan de relance de la commission des affaires économiques, Tome IV : Énergie, Pour une relance bas-carbone : résilience, compétitivité, solidarité , par MM. Daniel Gremillet, Daniel Dubois et Roland Courteau, 17 juin 2020, p. 5.
* 53 Ministère de la transition écologique (MTE), Chiffres clés de l'énergie. Édition 2021 , 2022, pp. 48 et 57.
* 54 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 .
* 55 De plus, le gazoduc Nordstream 1 a été arrêté par la Russie pour maintenance, du 11 au 22 juillet 2022.
* 56 Cette initiative a été soutenue par le Conseil européen de Versailles, les 10 et 11 mars, et de Bruxelles, les 24 et 25 mars 2022.
* 57 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, Plan RePowerEU, COM(2022) 230 final, 18 mai 2022 : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/HTML/ ?uri=CELEX :52022DC0230&from=EN .
* 58 Conseil européen de Bruxelles, des 24 et 25 mars 2022.
* 59 Conseil européen de Bruxelles, des 30 et 31 mai 2022.
* 60 À l'exception de ceux acheminés par oléoduc.
* 61 La Commission européenne ayant proposé un objectif de réduction de 15 % de la consommation européenne de gaz naturel, le 20 juillet 2022.
* 62 Conseil européen de Bruxelles, des 24 et 25 mars 2022.
* 63 Conseil européen de Bruxelles, des 30 et 31 mai 2022.
* 64 Pour les volumes d'Arenh additionnels.
* 65 Le « bouclier tarifaire » adopté à l'automne 2022 comporte aussi une hausse de 100 € du chèque énergie, pour 5,8 M de ménages, une indemnité inflation de 100 €, pour 38 M de ménages gagnant moins de 2 000 euros nets et un versement anticipé de la compensation carbone aux entreprises énergo-intensives.
* 66 Déclaration de M. Jean Castex, Premier ministre, sur la mise en place d'un bouclier tarifaire sur l'énergie et le renforcement des aides pour les entreprises, le prêt garanti par l'État, les reports de charges sociales et le recours à l'activité partielle, Paris, 16 mars 2022 :
* 67 Le projet de loi de finances rectificative pour 2022 prévoit la prolongation du blocage des TRVG (jusqu'au 31 décembre 2022) et le report de la suppression du tarif réduit de l'accise sur le GNR (jusqu'au 1 er janvier 2024) tandis que le projet de loi portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat des ménages prévoit des mesures sur la souveraineté énergétique (facilitation du recours aux terminaux méthaniers flottants pour le GNL, introduction de pouvoirs de crise en gaz et en électricité, renforcement de l'information des consommateurs de gaz et d'électricité, évaluation du « bouclier tarifaire » pour les collectivités territoriales). Leur examen s'achève au Parlement à la date de publication du présent rapport d'information.
* 68 Groupe EDF, Mesures exceptionnelles annoncées par le Gouvernement français , 13 janvier 2022.
* 69 Groupe EDF, Groupe EDF, 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.
* 70 Dans ce contexte, le projet de loi portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat prévoit le gel du plafond de l'Arenh à 120 TWh jusqu'en 2023 et le relèvement de son prix à 49,5 € par MWh. Son examen s'achève au Parlement à la date de publication du présent rapport d'information.
* 71 Cour des comptes, L'organisation des marchés de l'électricité , 2022, p.16.
* 72 À l'occasion de son audition par la commission des affaires économiques, le 3 août 2022, la candidate aux fonctions de présidente de la CRE, Emmanuelle Wargon, s'est déclarée favorable pour l'Arenh à un plafond de 120 TWh et un prix de 49,5 € par MWh :
http://www.senat.fr/compte-rendu-commissions/20220801/4177.html#toc3 .
* 73 Groupe EDF, Résultats annuels 2021 , 18 février 2022.
* 74 Idem.
* 75 Groupe EDF, Point d'actualité sur le phénomène de corrosion sous contrainte et ajustement de l'estimation de production en France pour 2022 , 18 mai 2022.
* 76 Groupe EDF, 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.
* 77 Groupe EDF, Point d'actualité sur l'EPR de Flamanville , 12 janvier 2022.
* 78 Groupe EDF, Point d'actualité sur Hinkley Point C , 19 mai 2022.
* 79 Le Monde, « Nucléaire : comment le Gouvernement travaille en catimini à la construction de six nouveaux EPR », 14 octobre 2019 .
* 80 Commission des affaires économiques, audition de Jean-Bernard Lévy, président-directeur général (P-DG) du groupe EDF, 10 novembre 2021 :
http://www.senat.fr/compte-rendu-commissions/20211108/ecos.html .
* 81 Groupe EDF, Notations :
https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/investisseurs-actionnaires/espace-obligataire/notations
* 82 Groupe EDF, EDF annonce le lancement et les modalités d'une augmentation de capital d'un montant de plus de 3,1 milliards d'euros avec maintien du droit préférentiel de souscription , 18 mars 2022.
* 83 Dans ce contexte, le projet de loi de finances rectificative prévoit 9,7 Mds d'euros pour y procéder. Son examen s'achève au Parlement à la date de publication du présent rapport d'information.
* 84 Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil européen, au conseil, au comité économique et social européen et au Comité des régions, Lutte contre la hausse des prix de l'énergie : une panoplie d'instruments d'action et de soutien , COM(2021) 660 final, 13 octobre 2021.
* 85 Autorité pour la coopération des régulateurs de l'énergie (ACER), Évaluation finale par l'ACER du market design du marché de gros de l'électricité européen , 29 avril 2022.
* 86 Depuis lors, dans son rapport Analyses et enseignements sur le pic de prix de l'enchère journalière pour le 4 avril 2022 , publié le 8 juillet 2022, la CRE a proposé de « réviser l'automaticité du relèvement du plafond de prix du marché de gros de l'électricité » .
* 87 À l'occasion de son audition par la commission des affaires économiques, le 3 août 2022, la candidate proposée aux fonctions de présidente du collègue de la CRE, Emmanuelle Wargon, s'est déclarée favorable à une révision du principe du coût marginal.
* 88 Euractiv, « La présidente de la Commission européenne annonce une refonte du marché de l'électricité face à la flambée des prix » , 28 juin 2022.
* 89 La Tribune, « Macron tire à boulets rouges sur le marché européen de l'électricité et le calcul « absurde » des prix » , 28 juin 2022.
* 90 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan électrique 2021 , 2022.
* 91 Groupe EDF, EDF ajuste son estimation de production nucléaire en France pour 2022 , 7 février 2022, EDF ajuste son estimation de production nucléaire en France pour 2023, 11 février 2022 et Point d'actualité sur le phénomène de corrosion sous contrainte et ajustement de l'estimation de production nucléaire en France en 2022 , 18 mai 2022.
* 92 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.
* 93 Réseau de transport d'électricité (RTE), Bilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France , Édition 2021 , 2021.
* 94 Ibidem .
* 95 Idem .
* 96 Idem .
* 97 Idem .
* 98 Aux côtés des gestes éco-citoyens, des services contractualisés d'interruptibilité ou de la baisse de tension des réseaux de distribution.