Intervention de Jean-Philippe Tanguy

Je souhaite revenir sur l'ARENH. Puisque ce dispositif arrive à extinction, EDF a-t-elle aggloméré le coût pour l'entreprise depuis sa mise en application ? Vos prédécesseurs n'ont pas été en mesure de fournir une estimation du coût total de l'ARENH pour le résultat d'EDF, mais aussi pour le contribuable à travers les éventuels dividendes qui auraient pu être versés à l'État si le résultat d'EDF avait été meilleur.

Les 135 euros mégawattheure dans le tarif régulé que vous avez évoqué correspondent-ils au coût de production moyen d'EDF ? Nous avons beaucoup parlé de l'état du parc nucléaire, mais dans quel état estimez-vous être le parc hydroélectrique ? Nous avons évoqué la question juridique des concessions qui n'a pas été suffisamment clarifiée pour permettre à EDF d'investir. Considérez-vous également que c'est un problème ? La situation juridique de ces concessions constitue-t-elle une difficulté sur votre capacité d'investissement ? Quelles sont les capacités d'amélioration de la production hydroélectrique, nonobstant les difficultés climatiques ? Quel est vraiment le potentiel hydroélectrique des stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) en France ? Les estimations sont très différentes et vont du quasi-néant à des perspectives beaucoup plus intéressantes.

Concernant la construction du nouveau parc nucléaire, aujourd'hui, nous disposons seulement d'une étude britannique pour Hinkley Point sur l'impact du coût d'actualisation du capital sur le prix final de l'électricité. Les conclusions de l'étude de la cour des comptes britannique varient, puisqu'avec un coût d'actualisation du capital, le prix final est négatif, tandis qu'on dépasse les 100 euros avec un coût d'actualisation important.

Cette estimation existe-t-elle pour EDF ? Nous aurons des arbitrages à réaliser sur le financement du nouveau parc et le coût d'actualisation du capital. Le taux d'intérêt versé semble jouer un rôle extrêmement important compte tenu de la densité capitalistique de ces constructions.

Le président vous a parlé des potentialités d'amélioration de la production nucléaire du parc actuel avec du « power up » et je n'ai pas compris votre réponse.

Aux États-Unis, des études en 2010 et 2014 montrent que, sur un quart du parc américain, ces opérations auraient permis l'équivalent d'une amélioration de sept tranches nucléaires à 1 000 mégawatts. Il existe des différences juridiques et de disponibilité entre les parcs américain et français, mais une étude sur l'amélioration du patrimoine a -t-elle été réalisée ? Il semble que l'amélioration du rendement de la productivité n'a pas été prise en compte avec l'aspect sécurité du grand carénage.

De la même manière, l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) a réalisé des estimations très intéressantes de la hausse de rendement avec la cogénération en 2018. La synthèse des travaux mentionne une hausse de rendement de 30 % de la production nucléaire et une diminution de 35 % des émissions de chaleur. Des études ont-elles été menées pour EDF ?

Votre réponse sur les contrats de long terme d'uranium ne m'a pas rassuré. En effet, on entre dans une période d'incertitude juridique et commerciale et le respect des contrats n'est pas garanti. Cette option a-t-elle été envisagée ? Existe-t-il une solution à l'ensauvagement des marchés des matières premières ?

Enfin, EDF a-t-elle effectué une estimation de l'impact de l'accès prioritaire des énergies renouvelables intermittentes au réseau, qui conduit à moduler la production nucléaire ? Cette démarche a-t-elle un impact financier négatif ? La modulation des réacteurs par rapport à leurs frères américains, a-t-elle un impact sur leur durabilité ?