Intervention de Luc Rémont

Je ne connais pas le coût total de l'ARENH pour EDF. Cependant, un recours indemnitaire de 8,6 milliards d'euros a été déposé par EDF en 2022, suite à la décision de l'État d'augmenter le seuil de l'ARENH de 20 térawattheures supplémentaires.

Les 135 euros correspondent aux tarifs régulés de vente fondés sur un mix annuel qui est calculé par la CRE sur la base des 42 euros du mégawattheure pour la quote-part qui est fournie à l'ARENH aux bénéficiaires du tarif réglementé de vente et, pour le reste, sur la base de l'estimation des prix de marché.

Je souhaite saluer la disponibilité exceptionnelle du parc hydroélectrique et du parc thermique durant toute l'année, à hauteur de 97 %. Nous avons utilisé cette disponibilité en turbinage et en pompage ; ainsi, toutes les nuits de cet hiver, nous avons remonté de l'eau à un très haut rendement afin de disposer de la capacité hydraulique. Il s'agit d'un des éléments qui nous ont permis de passer l'hiver.

À date, nous devons encore travailler à la pérennisation du modèle juridique et j'ignore la solution à laquelle nous allons parvenir. Notre pays possède un potentiel hydraulique et nous devons le réexaminer avec une optique multi-usages. Je discute avec les présidents et présidentes des régions, dont celles du Sud, qui expriment une sensibilité accrue à la disponibilité de la ressource en eau. Nous possédons un potentiel non saturé de gestion durable de l'eau fondée sur des retenues qui permettent le multi-usage, y compris l'hydroélectricité. Par ailleurs, nous pouvons exploiter plus avant les STEP. EDF estime la puissance disponible à 2 gigawatts. Les projets ne nécessitent pas forcément de grands ouvrages, puisqu'une mise en place sur des ouvrages en place avec des travaux complémentaires est envisageable.

Nous devons activer ce potentiel dans un contexte dans lequel la ressource en eau se fait plus rare. L'hydraulicité était faible en 2022 et n'est pas très bonne début 2023. Elle n'affecte pas encore la quantité d'électricité hydroélectrique produite, mais elle aura un impact si la sécheresse d'hiver dure.

Concernant le nouveau parc, vous avez raison, monsieur le député, de souligner l'importance du coût du capital dans la constitution des projets nucléaires, notamment dans la mesure où leur construction est plus longue que celle d'autres technologies. Pour autant, le coût du capital peut faire l'objet d'un travail dans le cadre de la structuration financière de ces projets. Nous pouvons faire en sorte que ces projets ne soient pas renchéris par la structure du capital. C'est l'un des sujets sur lesquels nous travaillons pour le financement de la série d'EPR2.

Poursuivons avec le potentiel d'amélioration de PowerUp. Dans l'état actuel du parc et du niveau de production d'EDF, la manière la plus rapide d'améliorer la disponibilité et la quantité de production est la réduction des heures non productives.

Il est inutile de se lancer dans un grand programme d'amélioration de la quantité de puissance disponible par réacteur sans avoir en amont amélioré significativement la disponibilité temporelle de chacun des réacteurs. Pour autant, nous étudions la capacité d'améliorer la puissance disponible par réacteur.

Ensuite, vous m'avez interrogé sur la hausse du rendement avec les cogénérations. J'ai entendu parler d'études en ce sens. Il est vrai que certains réacteurs possèdent des aéro-réfrigérants, mais ils rejettent une énergie résiduelle qu'il serait logique de recueillir. Ainsi, des études sont en cours pour déterminer une éventuelle utilisation, sans phase de déploiement.

Les contrats de long terme ne constituent pas la seule façon de garantir l'accès à l'uranium ; la diversification des sources est la meilleure protection. Cependant, nous avons aussi une politique de stock rigoureuse pour anticiper et éventuellement changer de posture si une région ou une activité sont confrontées à des problèmes d'approvisionnement.

À ce stade, l'impact financier de la modulation est négligeable. La modulation est nécessaire à certaines périodes de l'année, lors de séquences particulièrement venteuses ou ensoleillées, alors qu'il s'agit de phases durant lesquelles tous les réacteurs nucléaires seraient appelés. Cependant, ces phases ne me paraissent pas significatives à l'échelle du parc. J'ignore si cette modulation peut évoluer dans le temps et cette question fait partie des sujets sur lesquels nous travaillons, dans l'hypothèse d'un mix contenant davantage de renouvelable intermittent.

C'est également pour cette raison que nous étudions avec grand intérêt les stations de pompage, qui constituent les outils les plus adaptés pour faire face à un surcroît de génération de diverses sources. A priori, les centrales sont faites pour être modulées et nous pensons que, compte tenu de leur pilotage actuel, l'impact sera inexistant. Cependant, nous étudions la question afin de nous projeter vers l'avenir.