INTERVENTION DE JACQUES PERCEBOIS
Professeur d’économie, Directeur du CREDEN, Université Montpellier I

Le sujet a été très largement abordé ce matin et la plupart des grandes questions ont été examinées ; je risque donc de faire des répétitions, mais, dans la forme, j‘espère être assez différent des autres intervenants. Je développerai quatre idées :

  • Le nucléaire à l’échelle mondiale constitue aujourd’hui pour la France un enjeu énergétique, industriel et stratégique.
  • Malheureusement, les pouvoirs publics n’ont pas toujours pris, au cours des dernières années, des mesures cohérentes dans le domaine de l’énergie, ce qui explique certains dysfonctionnements dans le contexte de la libéralisation.
  • Il ne faut pas sous-estimer les contraintes financières actuelles.
  • L’Etat a été parfois un actionnaire défaillant

Un enjeu majeur pour la France

La relance du nucléaire à l’échelle mondiale est aujourd’hui une réalité et s’inscrit dans la lutte contre le réchauffement climatique. 68 réacteurs (ou 70 ou 72, suivant la manière dont on les compte) sont en cours de construction. Il y a des perspectives importantes liées à des nouveaux programmes et au remplacement des réacteurs existants. Il y a plus de 200 projets qui sont dans les cartons. Même si tous ne se réalisent pas, il s’agit d’un marché porteur et il est donc important pour la France et pour ses opérateurs, essentiellement EDF, d’y être présent.

Récemment un journaliste expliquait que le nucléaire n’est pas comme le vélo ; ce n’est pas parce qu’on a su en faire qu’on saura toujours en faire. L’effet d’apprentissage est très important, mais le fait qu’on interrompe durablement l’activité conduit à une perte des compétences. Les problèmes qu’on rencontre aujourd’hui sur l’allongement de la durée de mise en chantier de certains réacteurs peuvent s’expliquer par cette perte de compétences techniques. Nos amis chinois qui n’ont pas connu une telle rupture ont peut-être pris une longueur d’avance. Il faut en avoir conscience. De même, l’effet de série est important : la technologie que l’on choisit doit pouvoir être mise en œuvre dans un nombre suffisant de programmes.

Je soulignerai évidemment la rentabilité et la compétitivité du nucléaire, sans rouvrir le débat sur les chiffres à retenir. J‘ai notamment participé à la commission Energies 2050 et à la rédaction de son rapport préconisant l’allongement de la durée de vie des réacteurs actuels. A l’époque, la Cour des comptes estimait à 50 €/MWh le prix de revient du nucléaire actuel, donc amorti. Compte tenu de réactualisations, le rapport suivant donnait une valeur légèrement supérieure. Pour l’EPR, c’est plus, mais il s’agit évidemment d’une tête de série. Les coûts concernant les renouvelables, extraits de documents officiels, sont beaucoup plus élevés Le nucléaire actuel est incontestablement une énergie compétitive, même par rapport au thermique. Bien sûr, les énergies renouvelables améliorent leur compétitivité, notamment l’éolien ; mais elles sont largement subventionnées et elles sont pénalisées par leur caractère intermittent, dont les conséquences (nécessité de back-up) ne sont pas intégrées dans les prix de revient dont il est fait état. Il est très favorable, au plan économique, que le nucléaire constitue le socle de notre mix électrique.

Un manque de cohérence dans l’action publique

Le second point que je voudrais développer, c’est que les décisions prises par les pouvoirs publics ont abouti à un certain nombre de dysfonctionnements (qu’on ne peut pas exclusivement leur reprocher). Il faut dire que le contexte a changé. Je rappelle qu’en 1974, au moment du premier choc pétrolier et du plan Messmer, le nucléaire représentait 8% de la production française d’électricité. L’objectif explicitement écrit, c’était de passer à 75% ; nous étions à 76% en 2015. Cela permet à la France de bénéficier, à un prix raisonnable, d’une électricité très largement décarbonée. Il s’agit d’un remarquable succès résultant de la constance des gouvernements qui se sont succédé et qui ont maintenu la même ligne de conduite. Les choses ont commencé à se gâter quand la règle du jeu a changé, avec la directive 96 et l’ouverture des marchés à la concurrence en 2000. Là où l’Etat était excellent en décidant et en agissant sur le long terme, il lui a fallu se soumettre à la loi du marché, d’où un mélange de règles du jeu extrêmement complexe. On fait confiance au marché de gros pour le prix de l’électricité à la sortie des centrales mais on fait des interventions au niveau des réseaux pour réguler les prix –c’est un monopole normal de l’Etat– et  on modifie le tout avec des très nombreuses taxes et des prix garantis pour les renouvelables. Le résultat, c’est une incohérence globale.

Il ne faut pas sous-estimer le fait que l’Etat a été trop généreux pour favoriser le développement des énergies renouvelables intermittentes (solaire et éolien) en fixant des prix d’achat (par EDF) parfois exorbitants et garantis sur des longues périodes (15 à 20 ans). On dit souvent que les prix du marché sont bas. Cela se voit effectivement sur les prix de gros, surtout en Allemagne où il y a le plus de renouvelables. Aujourd’hui on est même tombé entre 25 et 26 €/MWh, alors qu’il était entre 60 et 70 €/MWh en 2013 et que le gouvernement avait retenu 42 €/MWh dans le cadre de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique). Plus personne ne demande de l’ARENH. Nul n’avait anticipé que le prix du marché pourrait chuter autant. Quelles sont les causes de cette chute ?

L’électricité thermique exerce une forte concurrence ; son prix, largement lié à celui du gaz, a lourdement chuté du fait de ce qui s’est passé aux Etats-Unis, des conséquences sur les autres places de marché et de l’indexation du prix d’une partie du gaz sur celui du pétrole. La demande d’électricité n’est pas au rendez-vous. On dit il y a trop d’électricité. Non, il n’y a pas trop d’électricité car on est parfois limite aux heures de pointe. En fait, on n’a pas trop de puissance et il n’est même pas certain qu’on en aura assez après 2017. La mise en place en 2017 d’un marché de capacité permettra de mieux rémunérer la puissance mais cela ne suffira pas : il faut revoir le mécanisme de soutien aux renouvelables et réfléchir à de nouvelles règles de fonctionnement sur le marché de gros.

Il y a trop d’électricité gratuite sur le marché, ce qui est différent. Pourquoi les renouvelables font-ils baisser le prix sur le marché de gros de l’électricité ? Les études économétriques montrent une excellente corrélation, entre les injections de renouvelables, heure par heure, et la baisse des prix. Evidemment, c’est surtout vrai en Allemagne, car c’est là qu’il y en a le plus. On a même eu des prix négatifs ! Le fait d’injecter de l’électricité payée hors marché, donc gratuite, conduit à une surproduction et fait baisser le prix sur le marché de gros ; le phénomène est d’autant plus sensible que la demande d’électricité a plutôt tendance à stagner. On a une sorte d’incohérence autour des feed-in tariffs, qui à l’origine constituaient une bonne idée pour aider, par des prix garantis, le développement des renouvelables dont les coûts fixes sont importants. Pourquoi n’appliquerait-on pas la même logique au nucléaire ? C’est, d’une certaine façon, ce que font les Anglais, qui ont une politique cohérente consistant, sur le long terme, à aider à la fois le nucléaire et les renouvelables. On ne peut pas aider l’un sans aider l’autre. Si on n’aidait pas les renouvelables, ils ne pourraient pas récupérer leurs coûts fixes et leur développement serait compromis.

Mais si le prix du marché de gros chute ce n’est pas pour autant que le prix TTC payé par le consommateur final diminue, parce que c’est lui qui paie le surcoût des renouvelables. Il paie aussi les réseaux, ce qui représente environ le tiers de la facture pour le consommateur domestique. C’est normal car il faut les entretenir. Il y a une sorte d’incohérence à avoir trop subventionné les renouvelables. On pourrait dire que l’Etat pourrait profiter de l’opportunité des bas prix du pétrole et du gaz pour introduire un véritable prix du carbone parce que c’est peut-être cela qui manque. Le marché du CO2 pour les électriciens était fait pour cela, mais ça n’a pas bien fonctionné. Le prix est d’environ 5 à 7 € la tonne ; ce qui n’est pas suffisant. Il faut peut-être faire comme les Anglais qui ont introduit un prix plancher du CO2. Les Anglais, là encore, sont cohérents car ils participent au prix européen mais ils ont un prix plancher pour les électriciens. Ils pénalisent d’une certaine façon le thermique. C’est beaucoup plus facile de mettre une taxe carbone ou un prix plancher du carbone quand les prix du pétrole, du gaz et du charbon sont bas. Il faudrait peut-être le faire maintenant sans attendre trop longtemps.

L’autre incohérence qu’on pourrait reprocher à l’Etat remonte à la création d’Areva, en 2001, par fusion entre Framatome, le constructeur des réacteurs nucléaires, Cogema, le gestionnaire du cycle du combustible nucléaire, et une partie du CEA. C’est de n’avoir pas pris la précaution de mettre en place, entre les opérateurs, un pacte de partenariat visant à établir une certaine cohérence dans l’équipe de France nucléaire et à éviter toute concurrence fratricide, telle que celles qui ont opposé EDF et Areva dans un passé récent. La restructuration en cours permettra peut-être de retrouver une certaine cohérence à l’ancienne.

Il faut reconnaître aussi que l’Etat n’est pas toujours cohérent dans la réglementation des tarifs applicables aux utilisateurs domestiques et à certains clients professionnels (les clients industriels ayant maintenant l’obligation de passer en offre de marché). Les producteurs ne peuvent récupérer leurs coûts ni au niveau des prix du marché de gros qui ont chuté ni en aval compte tenu des tarifs réglementés de vente (TRV). Ce  n’est pas un bon signal pour les consommateurs et la situation financière des producteurs est rendue très difficile.

Une autre incohérence risque d’avoir des conséquences néfastes : c’est l’objectif stipulé dans la loi de réduire à 50% la part du nucléaire à un horizon aussi court que 2025. Peut-on dans ces conditions maintenir 63,2 GW de nucléaire ? En 2025, les nouveaux usages ne seront pas suffisamment développés pour permettre à la demande d’électricité de concilier le ratio objectif de 50% et la production actuelle du nucléaire (417 TWh). Il faudrait donc faire fonctionner les réacteurs à puissance réduite. Ce n’est pas impossible car on sait faire du 20% ; aujourd’hui déjà, on peut constater, à partir des données de RTE, que le nucléaire sert quotidiennement de coussin : 10 GW sont ainsi utilisés en back-up. Ce n’est pas un rôle très satisfaisant pour le nucléaire car, en faisant fonctionner les centrales à puissance réduite, on augmente notablement le prix de revient du kWh et le risque d’aller au-devant de problèmes techniques n’est pas négligeable. On peut aussi fermer des réacteurs (17 à 20, selon la Cour des comptes) ; les centrales MOXées seront fermées en priorité, ce qui risque de mettre en péril le cycle du combustible. Il faudrait alors fermer La Hague, revenir totalement sur la logique du retraitement en France, ce qui aurait des conséquences industrielles considérables. Il faut aussi remarquer qu’en affichant une réduction de la part du nucléaire, notre pays enverrait un signal fortement négatif aux acheteurs étrangers potentiels.

L’Etat a été défaillant au niveau de la régulation. Mais on ne peut pas le lui reprocher complètement car il est prisonnier de la logique la libéralisation. C’est peut-être l’occasion de s’interroger sur vingt ans de libéralisation (puisqu’on fête cette année le vingtième anniversaire de la première directive). Nous sommes sans doute allés trop loin pour permettre de faire fonctionner certaines formes d’énergie dans des conditions optimales.

EDF face à un mur d’investissements

J’en viens au troisième point : les contraintes financières. C’est un grand sujet aujourd’hui. Additionnons quelques chiffres qui sont publics :

  • Le coût du grand carénage : 51 G€. On était à 55 G€ dans le rapport Energies 2050, valeur alors retenue par la Cour des comptes. Le montant de 51 G€ n’est pas incohérent avec l’estimation actuelle de la Cour si on prend en considèration la distinction entre les OPEX (operative expenditures) et les CAPEX (capital expenditures), ainsi que la nouvelle estimation de durée de l’opération.
  • Le coût de Cigéo (Centre industriel de stockage géologique) : 25 G€. C’est conforme aux annonces de la ministre concernée, alors qu’antérieurement on parlait plutôt de 16 G€. AREVA et le CEA paieront une petite partie, mais l’essentiel sera à la charge d’EDF.
  • Le rachat d’Areva NP (ex-Framatome) : 2,7 G€.
  • Le financement des deux réacteurs britanniques d’Hinkley Point : 18 G£, soit 23 G€.

Le total paraît énorme (101,7 G€), à un moment où l’endettement d’EDF est déjà de 37,4 GF, où le prix spot du kWh s’effondre et où EDF a perdu 30% de ses clients industriels. Mais ce n’est que 33% de plus que la CSPE cumulée entre 2014 et 2025, qui représente un surcoût de 73 G€, essentiellement destiné aux renouvelables, selon les estimations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Jean-Pierre Hauet a cité le montant de 92 G€ pour la période 2002-2025. Arrêtons-nous sur quelques ordres de grandeur. Notre CSPE représente 4 à 5 G€ et va augmenter chaque année. L’équivalent en Allemagne, c’est 23 à 25 G€ par an ; ce montant permettrait de payer chaque année un Cigéo (investissement et fonctionnement). Il faut aussi souligner que les investissements que nous venons de citer seront étalés dans le temps : 15 à 20 ans pour le grand carénage, un siècle pour Cigéo…

L’Etat, actionnaire défaillant

Le dernier point que je voulais évoquer, c’est le rôle de l’Etat actionnaire. Certes, il engrange les dividendes. Mais il n’a pas apporté pas de dotation en capital depuis 1981. Il va sans doute accepter cette année de percevoir ses dividendes sous forme d’actions et non de cash et il procédera peut-être à une dotation en capital dans les prochains mois. Il était temps.

L’opérateur doit donc se financer soit avec les tarifs, soit par l’endettement. L’Etat ne joue pas son rôle d’actionnaire. Mais aujourd’hui tous les opérateurs d’électricité européens (EDF, E.ON, RWE, Enel…) sont lourdement pénalisés par les dysfonctionnements sur le marché de gros et se trouvent dans une situation très difficile. Il suffit de considérer l’évolution de leurs capitalisations boursières. Ainsi, le cours de l’action EDF a chuté de 69% entre 2005 et 2016. Heureusement, il n’y a pas d’opération inamicale possible contre EDF puisque l’Etat détient 84,5% du capital. Peut-on envisager de vendre des actifs ? Soyons prudents ; aujourd’hui, ce sont les réseaux qui rapportent ; ils constituent une valeur sûre (ou plus exactement pérenne parce qu’ils doivent être entretenus). Mais on ne peut qu’hésiter à les vendre, dans la mesure où ils rapportent du cash. On voit bien que, comme régulateur et comme actionnaire, l’Etat a un rôle très important, mais qu’il ne l’a pas toujours bien tenu.

Aujourd’hui, le nucléaire français fait face à une situation financière très difficile. Mais il ne faut pas sacrifier pour autant les enjeux industriels à long terme. Le choix effectué à l’heure actuelle par la France consiste notamment à maintenir sa présence sur les marchés internationaux, en particulier au Royaume-Uni ; ce choix est tout-à-fait cohérent. Mais cela requiert que l’État joue son rôle d’actionnaire et adopte une position claire sur les enjeux à privilégier. De nouvelles régulations sont nécessaires pour favoriser les sources d’énergie bas carbone et pénaliser les sources carbonées (via une taxe carbone élevée par exemple).

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