Souveraineté énergétique et contraintes européennes

La souveraineté d’un État dépend intimement de son accès à l’énergie. À ce titre, les traités de fonctionnement de l’Union européenne garantissent « le droit d’un État membre de déterminer les conditions d’exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique », ainsi que le rappelle l’article 194 du traité de Lisbonne .

Pour autant, le Parlement européen et le Conseil ont introduit dans son article 192 des « mesures affectant sensiblement le choix d’un État membre entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique », en vue de réaliser les objectifs environnementaux énoncés dans l’article 191, qui visent à protéger la santé des personnes et améliorer la qualité de l’environnement.

C’est dans ce cadre que la politique de l’Union dans le domaine de l’énergie vise, dans ce même article 194, « à promouvoir l’efficacité énergétique et les économies d’énergie ainsi que le développement des énergies nouvelles et renouvelables »

Le principe de subsidiarité

Le principe de subsidiarité consiste à réserver à l’échelon supérieur – en l’occurrence, l’Union européenne – ce que l’échelon inférieur – les États membres de l’Union – ne pourrait effectuer que de manière moins efficace. C’est au nom de ce principe que l’Union européenne a fixé aux États membres des objectifs contraignants de parts d’énergies renouvelables dans leur consommation, c’est-à-dire des objectifs en termes de moyens, supposés permettre collectivement aux États membres une plus grande efficacité dans la décarbonation de l’économie européenne et la réduction de ses émissions de polluants.

L’exemple allemand montre les difficultés et les limites de ce principe, appliqué aux émissions de CO2, surtout lorsqu’il concerne la France dont l’électricité est déjà largement décarbonée depuis un quart de siècle.

2012-2022 : autopsie d’un suicide

La France est historiquement le plus gros exportateur d’électricité. Depuis 1990 elle a été numéro 1 MONDIAL chaque année jusqu’en 2008 , et reste parmi les trois premiers depuis. Le confort de cette situation, renforcé par des aspirations d’économie d’énergie et d’efficacité énergétique, a nourri des velléités visant à remplacer des moyens pilotables par les énergies intermittentes que sont l’éolien et le solaire, contrairement à la prudence élémentaire de notre voisin allemand.

Les chiffres de puissance installée diffèrent, selon les sources, en fonction des critères retenus. Parfois même selon la même source en fonction des années, notamment RTE qui agrège différemment les unités de production supérieures à 1MW avant et après 2018 sur son site .

C’est pourquoi la rigueur exige de retenir la même source pour comparer l’évolution des capacités installées en France et en Allemagne selon les mêmes critères, en l’occurrence ceux de l’Entsoe, chargé de gérer le réseau européen. Ces chiffres Entsoe 2012 font état de 128680 MW installés en France (Net generating capacity as of 31 december 2012) dont 7449 MW éoliens et 3515 MW solaires et 145 019 MW installés en Allemagne, dont 28 254 MW éoliens et 22 306 MW solaires. Les chiffres du même Entsoe pour 2022 mentionnent 141 029 MW installés en France, dont 19 535 MW éoliens et 13 153 MW solaires, ainsi que 223 118 MW installés en Allemagne dont 63 076 MW éoliens et 57 744 MW solaires.

C’est ainsi qu’entre 2012 et 2022, l’Allemagne augmentait de 7839 MW son parc pilotable, parallèlement à une augmentation de 70 260MW d’énergies intermittentes, quand la France se permettait de supprimer 9376 MW pilotables parallèlement à une augmentation de 21 725 MW d’intermittence, tout en échafaudant officiellement des scénarios « 100 % renouvelables » qui réclamaient une accélération de l’éolien et du photovoltaïque pour faire miroiter une sortie du nucléaire.

La prudence allemande

Dans leur rapport de 2020 sur la période 2018-2022 , les quatre gestionnaires de réseaux allemands constatent en effet que 1 % du temps, l’éolien ne produit que 1 % de sa puissance installée et constatent l’éventualité d’« une indisponibilité de 99 % pour la réinjection de l’éolien », en considérant diverses études qui montrent que l’apparition d’une période froide et sans vent (Dunkelflaute) n’est pas improbable et doit être prise en compte.

C’est notamment la raison pour laquelle l’agence des réseaux allemands (Bundesnetzagentur) vient d’interdire en décembre dernier toute fermeture de centrale à charbon jusqu’à avril 2031.

Il serait trompeur d’occulter la présence de ces centrales, comme le font certains bilans, au prétexte qu’elles ne vendraient pas sur le marché alors qu’elles sont rémunérées pour rester en réserve du réseau, prêtes à produire à la moindre sollicitation.

L’optimisme français

Malgré ce contexte, la loi du 17 aout 2015 avait prévu « De réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025 », et interdisait, par l’article L315-5-5 du Code de l’énergie , « toute autorisation ayant pour effet de porter la capacité totale autorisée de production d’électricité d’origine nucléaire au-delà de 63,2 gigawatts », soit sa puissance de l’époque.

La date ubuesque de 2025 avait été repoussée à 2035 dans la PPE de 2018 , qui actait néanmoins la fermeture de six réacteurs, dont ceux de Fessenheim, d’ici 2028, et 14 réacteurs d’ici 2035.

Les illusions perdues

L’année 2022 a précipité la crise, inéluctablement en germe dans ces lois, en raison du phénomène de « corrosion sous contrainte », découvert en août 2021 , qui a affecté le parc nucléaire. Ce phénomène est rare dans le circuit primaire, et ne peut se détecter qu’une fois les fissures apparues . Ce qui a demandé de nombreuses découpes de tronçons de tuyauteries pour réaliser des examens destructifs, entraînant l’indisponibilité d’un grand nombre de réacteurs, tandis que d’autres étaient déjà arrêtés pour une longue période de « grand carénage » destinée à en prolonger l’exploitation au delà de 40 ans.

On ne peut mieux illustrer l’avertissement de l’ASN qui écrivait en 2007 :

« Il importe donc que le renouvellement des moyens de production électrique, quel que soit le mode de production, soit convenablement préparé afin d’éviter l’apparition d’une situation où les impératifs de sûreté nucléaire et d’approvisionnement énergétique seraient en concurrence. »

En effet, TOUS les moyens de production font l’objet de maintenances programmées, même en plein hiver ainsi que d’incidents fortuits.

RTE en tient la comptabilité et mentionne notamment 58 indisponibilités planifiées dans la seule production hydraulique au fil de l’eau et éclusée affectant le mois de janvier 2024. L’éolien en mer n’est pas épargné, avec une indisponibilité planifiée de 228 MW du parc de Guérande entre le 21 décembre 2023 et le 13 janvier 2024.

Mais la France aura préféré réduire la puissance de son parc pilotable sans qu’aucun nouveau réacteur n’ait été mis en service depuis l’avertissement de 2007. Ceux de Fessenheim ayant même été fermés alors que leurs performances en matière de sûreté nucléaire « se distinguaient de manière favorable par rapport à la moyenne du parc » selon les termes de l’ASN.

2022 : l’électrochoc

Pour la première fois, en 2022, la France aura dépendu de ses voisins pour se fournir en électricité, comptabilisant son premier solde importateur net sur l’année et entraînant de fait la défiance des marchés européens sur ses capacités de production, exposant particulièrement le pays à la flambée des cours.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) en confirme les termes :

« Bien que les incertitudes aient été généralisées en Europe, le prix français a réagi plus fortement que ses voisins européens, du fait des indisponibilités affectant le parc nucléaire. […] Le marché pourrait ainsi avoir anticipé des prix extrêmement élevés sur certaines heures, supérieurs au coût marginal de la dernière unité appelée (fixation du prix par les effacements explicites ou l’élasticité de la demande, voire atteinte du plafond à 3000 euros/MWh sur l’enchère journalière). Ce record de 3000 euros/MWh aura effectivement été atteint en France le 4 avril 2022, relevant automatiquement le plafond à 4000 euros/MWh pour l’ensemble des pays européens. »

Quand la pénurie d’électricité se répercute sur l’activité économique

La puissance historique du parc électrique français, sa structure nucléaire et hydraulique et le recours à la possible flexibilité de nombreux usages, tels que le chauffage des logements et de l’eau sanitaire, prédisposaient le pays à surmonter, mieux que tout autre, la crise du gaz liée à l’invasion de l’Ukraine. Au lieu de quoi, la pénurie d’électricité et l’envolée de son cours ont frappé de plein fouet les ménages et, plus encore, l’activité économique, ainsi que l’expose RTE dans le bilan 2022 .

« La baisse de consommation a d’abord été observée dans l’industrie, plus exposée aux variations des prix en l’absence de protection tarifaire. Les secteurs industriels les plus intensifs en énergie, tels que la chimie, la métallurgie et la sidérurgie, ont été les plus touchés (respectivement -12 %, -10 % et -8 % sur l’année et -19 %, -20 % et -20 % entre septembre et décembre ».

Le discours de Belfort : une prise de conscience ?

Le discours de Belfort du 10 février 2022 a marqué la prise de conscience de la nécessité de pouvoir piloter la production d’électricité sans dépendre des caprices de la météo et du bon vouloir des pays voisins.

Ce revirement officiel s’est rapidement traduit par loi LOI n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires.

Celle-ci abroge l’article L. 311-5-5 du Code de l’énergie qui interdisait le dépassement du plafond de 63,2 GW, et impose, dans son article 1er, une révision, dans un délai d’un an, de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) adoptée par le décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 , afin de prendre en compte la réorientation de la politique énergétique de la présente loi. Notamment pour y retirer la trajectoire de fermeture des 14 réacteurs existants.

Vers un retour de la souveraineté énergétique ?

Ce n’est que dans ce contexte qu’on peut appréhender la logique du projet de loi relatif à la souveraineté énergétique dévoilé ce 8 janvier.

Concernant les émissions de CO2, son article 1 remplace prudemment trois occurrences du mot réduire dans les objectifs de l’article 100-4 du Code de l’énergie par « tendre vers une réduction de ». Si l’ambition des objectifs à atteindre est renforcée, pour respecter les nouveaux textes européens, et notamment le « paquet législatif fit for 55 », cette précaution sémantique tend à protéger l’exécutif de la jurisprudence climatique ouverte en 2012 par la fondation Urgenda. En effet, selon un rapport de l’ONU de janvier 2021, pas moins de 1550 recours de ce type ont été déposés dans le monde en 2020. Et l’État français avait lui-même été condamné à compenser les 62 millions de tonnes « d’équivalent dioxyde de carbone » (Mt CO2eq) excédant le plafond d’émissions de gaz à effet de serre fixé par son premier budget carbone pour la période 2015-2018.

Notons que le 30 novembre 2023, l’Allemagne a été condamnée par la Cour administrative de Berlin-Brandebourg pour n’avoir pas respecté ses propres objectifs climatiques… après que, le 29 avril 2021, la Cour constitutionnelle fédérale a retoqué ses précédents objectifs en raison de leurs exigences insuffisantes.

Sans mettre l’État français à l’abri du juge administratif, les précautions du projet de loi semblent tenir compte de ces dux expériences.

Ce même article 1 stipule :

Les 4e à 11e du I et le I bis (de l’article 100-4 du Code de l’énergie) sont supprimés. C’est-à-dire les objectifs chiffrés de part d’énergies renouvelables, notamment 33 % de la consommation à horizon 2030, dont 40 % de celle d’électricité (4e) l’encouragement de l’éolien en mer (4e ter) de la production d’électricité issue d’installations agrivoltaïques (4e quater) et l’objectif de parvenir à 100 % d’énergies renouvelables dans les collectivités régies par l’article 73 de la Constitution.

Ces suppressions ne sont remplacées par aucun objectif chiffré en termes d’énergies renouvelables pour la production d’électricité.

La France et les directives de l’UE

Les États membres sont tenus de transcrire en droit national les Directives européennes.

Pour autant, le plan d’accélération des énergies renouvelables , voté par le Parlement européen, en septembre 2023, portant à 42,5 % l’objectif européen en 2030, tout comme le précédent cadre d’action en matière de climat et d’énergie à horizon 2030 , qui se contentait de 27 % ne présentaient de caractère contraignant qu’au niveau européen et non pour chaque État, contrairement aux objectifs pour 2020 pour lesquels un contentieux subsiste, pour n’avoir atteint que 19,1 % de part renouvelable de la consommation au lieu des 23 % prévus dans la DIRECTIVE 2009/28/CE . C’est-à-dire globalement la même part que l’Allemagne (19,3 %), qui, elle, ne s’était engagée qu’à une part de 18 %.

En 2021, la part française était d’ailleurs plus importante en France (19,3 %) qu’en Allemagne (19,2%) .

Mais, selon Le Monde, la France refuserait d’acheter les garanties d’origine (ou MWh statistiques) permettant d’atteindre les 23 % qui étaient fixés pour 2020.

Tous les électrons étant mélangés sur le réseau, ces garanties d’origine (GO), gérées par EEX peuvent être délivrées pour chaque MWh renouvelable produit, et sont valables une année. Elles se négocient indépendamment des MWh qu’elles représentent, y compris à l’international, et attestent de la quantité d’EnR consommée.

En 2e, le projet de loi fixe clairement le cap :

« En matière d’électricité, la programmation énergétique conforte le choix durable du recours à l’énergie nucléaire en tant que scénario d’approvisionnement compétitif et décarboné. »

Le fonctionnement du parc nucléaire historique

Les revenus du parc nucléaire historique sont régulés dans le chapitre VI « Contribution des exploitants nucléaires à la stabilité des prix » qui comprend la production du futur EPR de Flamanville, en tant qu’installation dont l’autorisation initiale a « été délivrée au plus tard le 31 décembre 2025 ». L’exploitant se voyant confier la mission de réduction et stabilisation des prix de l’électricité par le reversement d’une quote-part de ses revenus annuels calculée sur deux taux lorsque leur revente dépasse deux seuils : Un seuil S0, qui correspond à l’addition du coût comptable et des coûts encourus pour la réalisation des installations. Un seuil S1 qui ne peut être inférieur à 110 euros/MWh.

Le taux appliqué au delà du premier est de 50 %, et le taux additionnel au-delà du second est de 40 %.

Un dispositif de « minoration universelle », limité dans le temps d’au plus une année, est prévu dans la sous-section 1 pour toute fourniture d’électricité, afin de préserver la compétitivité du parc français.

Une volonté de surveillance des marchés se traduit notamment dans l’article 7 qui prévoit « Pour l’exercice de ses missions, le ministre chargé de l’énergie ou son représentant a accès aux informations couvertes par le secret professionnel détenues par la Commission de régulation de l’énergie sur les personnes soumises à son contrôle ».

Épilogue

À peine mis en consultation, cet avant projet viendrait, selon différentes sources , d’être vidé de tout objectif chiffré, tant en termes climatiques que de choix des énergies par une « saisine rectificative au projet de loi », provenant du ministère de l’Économie, désormais chargé de l’énergie depuis le remaniement ministériel du 11 janvier. Répondant au tollé provoqué au sein des associations environnementales par ce retrait, Bruno Le Maire aurait déclaré qu’il en assumait la décision-] , au nom du temps nécessaire à l’élaboration d’une loi de cette importance.

Selon le ministère de la Transition écologique, la loi de 2019 avait créé l’obligation de publier, avant le 1 er juillet 2023, une mise à jour des objectifs en matière d’énergie, par une loi de programmation sur l’énergie et le climat (LPEC) . Il apparaissait déjà que ce délai ne serait pas tenu .