CONSULTATION SUR SUR LE LE DECRET FIXANT LA LA METHODOLOGIE D IDENTIFICATION DES L ARENH - REPONSE DE L UNIDEN REPONSE DE - L UNIDEN

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1 Paris, le 14 mars 2014 CONSULTATION SUR SUR LE LE DECRET FIXANT LA LA METHODOLOGIE D IDENTIFICATION DES COUTS DES COUTS DU NUCLEAIRE DU NUCLEAIRE HISTORIQUE HISTORIQUE ET DE DETERMINATION DETERMINATION DU PRIX DU DE PRIX L ARENH DE L ARENH - REPONSE DE - L UNIDEN REPONSE DE L UNIDEN Résumé Tout d abord sur la méthode, l UNIDEN déplore que, sur un sujet aussi majeur et stratégique, portant jusqu en 2025, une consultation soit menée au pas de charge, en trois semaines seulement, alors même que la date prévue par la loi est déjà passée et qu il n existe pas de calendrier légal imposant une telle précipitation. Par ailleurs, depuis la date à laquelle le prix de l ARENH a été fixé à 42 /MWh, soit il y a un peu moins de trois ans, la compétitivité des industriels électro-intensifs s est dégradée de façon extrêmement inquiétante : o Vis à vis de leurs concurrents européens, avec par exemple un prix tout compris de l électricité inférieur de 35% en 2015 pour les industriels électro-intensifs allemands, l écart se creusant pour des horizons de temps plus lointains. o Et de façon encore plus préoccupante par rapport à la concurrence hors Union Européenne (Amérique du Nord notamment). Par conséquent, dès lors que l un des objectifs de l ARENH est de faire bénéficier les consommateurs français, électro-intensifs en particulier, de la compétitivité de la production nucléaire historique française, les points principaux suivants doivent être pris en compte dans le décret : o La période de régulation ne correspondant pas à la période d amortissement des investissements, les consommateurs industriels français ne peuvent admettre de payer des coûts sans en obtenir le bénéfice associé : Soit seule la quote-part des coûts (Valeur Nette comptable et investissements) bénéficiant à la période se terminant en 2025 est prise en compte dans le prix de l ARENH. Soit une garantie est donnée aux consommateurs industriels qu ils bénéficieront de la rente ainsi créée après o La rémunération au coût moyen pondéré du capital des coûts de démantèlement faisant l objet d une couverture par des actifs dédiés n est en aucun cas justifiée. o L opérateur historique doit être fortement incité, par des mécanismes concrets, à maîtriser et optimiser ses investissements et ses coûts de production sur toute la période de régulation. En outre, les industriels ont un grand besoin de visibilité sur leurs coûts. Ainsi, comme demandé à de nombreuses reprises par l UNIDEN, une projection pluriannuelle du prix sur 5 ans est absolument nécessaire. En combinant ces différents éléments, il semblerait que 42 /MWh soit bien un plafond sur la période de régulation. UNIDEN - Siège social : 17 rue de l Amiral Hamelin, Paris - Adresse postale : 17 rue de l Amiral Hamelin, Paris Cedex 16 T : + 33 (0) F : + 33 (0) Association Loi 1901 fondée en SIRET N Code APE 9499Z - RCS de Paris

2 La forte dégradation de la compétitivité des industriels électro-intensifs français Depuis la date à laquelle le prix de l ARENH a été fixé à 42 /MWh, soit il y a un peu moins de trois ans, la compétitivité des industriels électro-intensifs s est dégradée de façon extrêmement inquiétante : Par rapport à l Allemagne : o En effet, en mai 2011, le prix de marché de gros allemand year-ahead, se situait à environ 60 /MWh, niveau qui était déjà partiellement compensé par des mesures spécifiques en faveur des consommateurs électro-intensifs. Or, aujourd hui, ce prix de marché n est plus que de 36 /MWh, avant déduction de la compensation du CO 2 indirect auquel les industriels allemands exposés aux fuites de carbone ont droit. En tenant compte de cette compensation, le prix de l électron compensé du CO 2 en Allemagne en 2015 est de l ordre de 32 /MWh. o En ajoutant à cet écart l ensemble des dispositifs mis en œuvre outre-rhin en faveur de l industrie, et avec un ARENH à 42 /MWh, l avantage compétitif de l Allemagne sur le prix tout compris de l électricité pour 2015 est aujourd hui de 35%. o Cette situation est d autant plus préoccupante qu à des horizons plus lointains les prix de marché allemands sont encore plus bas (calendar allemand 2017 compensé du CO 2 de l ordre de 30 /MWh), creusant cet écart, alors même que le prix de l ARENH constitue un plancher pour les prix de marché calendaire français. Par rapport au reste de l Europe : o Dans le même temps d autres pays européens ont pris des mesures fortes en faveur des consommateurs industriels électro-intensifs, comme les Pays- Bas, rendant maintenant le consommateur industriel électro-intensif français alimenté à l ARENH moins compétitif que son concurrent néerlandais! o De façon plus générale, les prix de gros ont fortement chuté sur l ensemble des marchés européens et devraient rester durablement bas, du fait de la transition énergétique allemande et de la situation américaine. Par rapport au reste du monde : Pour nombre de consommateurs industriels électro-intensifs français qui sont soumis à une compétition mondiale, la situation est encore plus critique, par exemple par rapport à l Amérique du Nord : o Gaz de schiste à l origine de prix de l électricité très bas aux Etats-Unis. o Accès privilégié à de l hydraulique au Canada (prix tout compris de l ordre de 30 $ CAN/MWh). Dans le même temps, les excellents résultats financiers d EDF sur le périmètre français, alors même que l ensemble des autres opérateurs européens est dans une situation difficile, et bien que les tarifs réglementés de vente jaune et bleu ne couvrent pas le prix actuel de l ARENH, sont là pour témoigner que les 42 /MWh ne sont pas sous-estimés, bien au contraire. Des points énoncés ci-avant il ressort que, dès lors que l un des objectifs de l ARENH est de faire bénéficier les consommateurs français, électro-intensifs en particulier, de la compétitivité de la production nucléaire historique française, les points suivants doivent être concrètement traités dans le décret. 2

3 Les coûts à prendre en compte avant 2025 & la question de la rente post-2025 Les 15/40ème des coûts de démantèlement faisant l objet d une couverture par des actifs dédiés sont intégrés dans la base d actifs, et entièrement remboursés et rémunérés en L UNIDEN considère qu ils ne devraient pas être vus comme du capital immobilisé et qu ainsi leur rémunération au coût moyen pondéré du capital n est en aucun cas justifiée. Parce que le barycentre des 40 ans de durée de vie du parc nucléaire existant se situe bien au-delà de 2025 et que les investissements qui seraient réalisés avant 2025 pour le prolongement de la durée de vie auront une valeur résiduelle après cette date, il est inconcevable d intégrer l intégralité de ces investissements et de la valeur nette comptable dans le prix de l ARENH. Seule la quote-part bénéficiant à la période se terminant en 2025 peut être considérée. Si cela n était pas le cas, se poserait alors la question de la rente après 2025 : Les consommateurs industriels français ne peuvent admettre de supporter tous les coûts avant 2025 sans en avoir aucun bénéfice garanti en retour après 2025 : il est donc primordial de se positionner dès à présent pour une date au-delà de 2025 ; Le décret en consultation serait fortement fragilisé au regard des règles de la concurrence européenne. La nécessité d une régulation robuste Une partie importante de la composante relative aux investissements est sur une base déclarative d EDF : le décret en consultation ne peut en aucun cas être un chèque en blanc fait à l opérateur historique. Une régulation particulièrement robuste, portant sur la vérification des montants, doit ainsi être mise en place. Elle pourrait être confiée à une «mission permanente de contrôle des coûts de l électricité nucléaire» instaurée au sein d une structure existante, telle que la CRE, assistée de l ASN, cette dernière devant aussi se constituer une compétence en termes de coûts. L exemple de ce qui est mis en œuvre en Belgique, avec la CREG et l agence fédérale de contrôle nucléaire, est très intéressant de ce point de vue. La maîtrise des coûts et les obligations de performance du parc nucléaire historique Le monopole exclusif d EDF sur la production nucléaire française lui confère une obligation de performance, en matière notamment de taux d utilisation du parc et de coût de production. Si ces deux obligations ne sont pas remplies, le monopole n est pas justifiable. De ce fait il est primordial qu EDF soit incité à maitriser et réduire ses coûts, avec des objectifs de rentabilité et des engagements à respecter comme tous les autres opérateurs électriques ou tout industriel en situation de concurrence, au bénéfice de la communauté, en premier lieu du consommateur final. Une régulation incitative portant sur l ensemble des coûts pris en compte dans le calcul du prix de l ARENH * devrait être mise en place. Une approche du type de celle retenue pour le compte de régulation des charges et produits (CRCP) du TURPE devrait être retenue à minima, avec par exemple un incitation du type bonus/malus, complétée par l introduction dans la formule de calcul de «Key Performance Indicators» (KPI) découlant de benchmarks et faisant référence aux meilleures pratiques mondiales dans le domaine. La définition des objectifs et le pilotage de cette régulation pourrait être confiée à la mission permanente précitée. * Coût du combustible, coûts de personnel, autres coûts d exploitation et de maintenance, affectation des coûts des fonctions centrales, investissements de quelque nature que ce soit, niveau de production, avec par exemple un niveau de production cible. 3

4 Concernant le niveau de production d électricité nucléaire, les récents résultats financiers d EDF montrent, par exemple, qu un arbitrage important entre cette production et celle d origine hydraulique est effectué par l opérateur historique, ce que l UNIDEN ne conteste en aucun cas. Cependant, si le niveau de la production réelle était pris en compte dans le calcul du prix de l ARENH, cet arbitrage aurait un impact majeur sur le calcul du prix de l ARENH au détriment du consommateur final. Un niveau de production-cible, correspondant aux meilleures pratiques mondiales dans ce domaine doit par conséquent être retenu. Ainsi, augmenter le taux d utilisation du parc nucléaire de 78% à 90% représente une hausse de production de 60 TWh/an, soit de l ordre de 2 milliards de valeur créée, équivalents à une baisse de plus de 4 /MWh du coût de la production nucléaire. Les enjeux sont donc considérables. Le coût moyen pondéré du capital (CMPC) Sur la question de la rémunération des capitaux et coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme, l UNIDEN considère que c est à l Etat plutôt qu à la CRE de décider de la rémunération qu il attend du parc nucléaire historique et que c est donc à lui de fixer le niveau du coût moyen pondéré du capital : Ce taux de rémunération doit être certes représentatif de la nature de l'activité mais il doit également intégrer le fait que de tels montants d investissement devraient se financer avec une dette significative et conduire donc à un CMPC résultant bien inférieur à celui envisagé. C'est un paramètre crucial de la formule de prix et il devrait donc faire l'objet d une décision de l Etat, sur avis - public - d une autorité comptable internationale indépendante de premier rang. A titre d exemple, travailler dans une vision de long terme sur une base du type OAT + x% serait cohérent avec les deux données ci-dessous provenant d EDF : La récente émission d EDF à cent ans à un taux de 6% (sur des courbes de benchmarks Grande-Bretagne et Etats-Unis plus élevées que la courbe de taux européenne), La récente publication de résultats d EDF pour arrêter le taux d actualisation des engagements de long terme (à 4,5%). La rétroactivité Le prix de l ARENH doit réellement rendre compte de la compétitivité du parc nucléaire historique. Par conséquent, sa surévaluation depuis juillet 2011 doit être corrigée. En effet, une partie des coûts pris en compte dans la proposition de méthodologie de calcul du prix de l ARENH a déjà été provisionnée depuis le 1er juillet 2011, notamment si l on compare le prix de 42 /MWh aux calculs de la commission Champsaur en 2011 ( /MWh en moyenne sur ) et à la délibération de la CRE du 11 mai 2011 (fourchette de 36 à 39 /MWh), ce qui doit être pris en compte dans le calcul du prix futur : la provision doit être intégralement déduite du prix à venir. Des conditions spécifiques pour les industriels électro-intensifs Le prix de l ARENH, défini comme une fourniture nucléaire historique et dédiée à des consommations de base, devrait plus particulièrement refléter cette utilisation des centrales nucléaires en base, en particulier pour les consommateurs industriels électro-intensifs qui ont un profil de consommation de base et ne sont pas à l origine des surcoûts de modulation du parc nucléaire (taux d utilisation dégradé, suivi de charge, hausse des coûts de maintenance...). Les industriels électro-intensifs ne devraient donc pas avoir à supporter ces coûts et devraient pouvoir bénéficier d un ARENH spécifique dans lequel les coûts liés à la modulation des centrales nucléaires ne seraient pas pris en compte. 4

5 Le besoin de visibilité sur le prix En outre, les industriels ont un grand besoin de visibilité sur leurs coûts. Ainsi, tel que demandé inlassablement par l UNIDEN (depuis 2003, lors de la commission Champsaur, lors de la consultation sur la loi NOME et lors des premiers décrets d application) une projection pluriannuelle du prix sur une durée de 5 ans est absolument nécessaire. Autres points majeurs à traiter dans la future loi de transition énergétique La question du plafonnement des volumes d ARENH n est pas dans le champ du décret mais il est important que les industriels ne soient pas plafonnés : le plafonnement en volume devrait être supprimé pour les électro-intensifs. Le code de l énergie ouvre la possibilité de faire participer des industriels au financement des investissements de prorogation de la durée de vie des centrales nucléaires, permettant d une part d avoir accès à des droits de tirage de long terme et, d autre part, de réduire le coût du financement et donc du prix de l énergie électrique. L UNIDEN demande que ces deux dispositifs soient mis en œuvre dans la future loi de transition énergétique. L UNIDEN représente les industries consommatrices d énergie présentes en France, pour lesquelles la maîtrise des coûts énergétiques, en particulier l électricité, constitue un facteur essentiel de compétitivité. Les 41 membres de l UNIDEN représentent environ 70% de la consommation énergétique industrielle en France et sont présents dans l agro-alimentaire, l automobile, la chimie, les ciments et chaux, l électronique, les métaux, le papier, le verre 5

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