rapport d'enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique — Tome II

1. 1. Audition, ouverte à la presse, de M. Francis Duseux, président de l’Union française des industries pétrolières (UFIP) (12 mars 2019)
2. 2. Audition, ouverte à la presse, de M. Frédéric Plan, délégué général, et de M. Éric Layly, président fédéral de la Fédération française des combustibles, carburants et chauffage (FF3C) (12 mars 2019)
3. 3. Audition, ouverte à la presse, de Mme Magali Viandier, directrice sourcing, économie des offres d’EDF, et de M. Patrice Bruel, directeur régulation, accompagnés de Mme Véronique Loy, directrice adjointe des affaires publiques (19 mars 2019)
4. 4. Audition, ouverte à la presse, de M. Antoine Jourdain, directeur technique d’Enedis, de M. Éric Peltier, membre de la direction financière, et de M. Pierre Guelman, directeur des affaires publiques (19 mars 2019)
5. 5. Audition, ouverte à la presse, de MM. Matthieu Deconinck, chef du bureau D2 à la direction de la législation fiscale (DLF), et Michel Giraudet, adjoint au chef du bureau D2 ; et de MM. Sylvain Durand, chef de bureau, et Olivier Dufreix, adjoint au chef du bureau du développement durable à la direction du budget, au ministère de l’action et des comptes publics (26 mars 2019)
6. 6. Audition, ouverte à la presse, de M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat (DGEC) au ministère de la transition écologique et solidaire (26 mars 2019)
7. 7. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), accompagné de M. Dominique Jamme, directeur général adjoint, M. Julien Janes, directeur adjoint à la direction du développement des marchés et de la transition énergétique et de Mme Olivia Fritzinger, chargée des relations institutionnelles (4 avril 2019)
8. 8. Audition, ouverte à la presse, de M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence (4 avril 2019)
9. 9. Audition, ouverte à la presse, de Mme Naima Idir, présidente de l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) et directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ENI Gas and Power France, de M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop, de M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie, et de M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie (4 avril 2019)
10. 10. Table ronde, ouverte à la presse, réunissant des économistes de l’énergie, avec la participation de Mme la Professeure Anna Creti (Université Paris-Dauphine), de M. Cédric Philibert, analyste expert des énergies renouvelables à l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et de M. Nicolas Berghmans, chercheur à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI) (4 avril 2019)
11. 11. Audition, ouverte à la presse, de M. François Brottes, Président du directoire de Réseau transport électricité (RTE), accompagné de M. Philippe Pillevesse, directeur des relations institutionnelles, de M. Arthur Henriot, chargé de mission au cabinet du Président, et de Mme Lola Beauvillain-de-Montreuil, attachée de presse (9 avril 2019)
12. 12. Audition, ouverte à la presse, de M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, accompagné de M. Bertrand de Singly, délégué à la stratégie, et de Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles, et de M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz, accompagné de M. Philippe Madiec, directeur stratégie et régulation, de M. Anthony Mazzenga, directeur gaz renouvelables, et de Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles (9 avril 2019)
13. 13. Audition, ouverte à la presse, de Mme Catherine de Kersauson, présidente de la deuxième chambre de la Cour des comptes, accompagnée de M. Éric Allain, président de section, et de Mme Isabelle Vincent, rapporteure (9 avril 2019)
14. 14. Audition, ouverte à la presse, de M. Pierre Mongin, directeur général adjoint et secrétaire général du groupe Engie, accompagné de Mme Valérie Alain, directeur institutions France et territoires auprès du directeur général, de M. Jean-Baptiste Séjourné, directeur régulation, de Mme Gwenaelle Huet, directeur général de la Business unit France renouvelables et de M. Damien de Gaulejac, attaché de presse (9 avril 2019)
15. 15. Audition, ouverte à la presse, de M. Jonathan Lumbroso, directeur de la société LSF Énergie, accompagné de Mme Salomé Chelli, consultante (18 avril 2019)
16. 16. Audition, ouverte à la presse, de M. Gaëtan Thoraval, directeur général d’ENR’CERT, accompagné de M. Bastien Resse, responsable des affaires publiques (18 avril 2019)
17. 17. Audition, ouverte à la presse, de M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE) (18 avril 2019)
18. 18. Audition, ouverte à la presse, de M. Hugues Sartre, porte-parole de la société GEO PLC, accompagné de Mme Marina Offel de Villaucourt, responsable affaires publiques (18 avril 2019)
19. 19. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Luc Wiedemann, Président de l’Union des métiers du génie climatique, de la couverture et de la plomberie (UMGCCP) (18 avril 2019)
20. 20. Audition, ouverte à la presse, de M. le Professeur Jacques Percebois, économiste (18 avril 2019)
21. 21. Audition, ouverte à la presse, de M. Philippe Sauquet, directeur général Strategy-innovation, directeur général de la branche Gas, renewables and power (GRP) et membre du Comité exécutif de la société Total, accompagné de M. Damien Steffan, directeur délégué relations institutionnelles France, et de Mme Evgeniya Mazalova, attachée de presse (7 mai 2019)
22. 22. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Yves Grandidier, fondateur et président du Groupe Valorem et de Mme Marie Bové, responsable des relations publiques (7 mai 2019)
23. 23. Audition, ouverte à la presse, de M. Daniel Bour, président d’Enerplan, accompagné de M. Richard Loyen, délégué général, de M. David Gréau, responsable des relations institutionnelles et de M. Antoine Huard, président du think tank France Territoire Solaire (14 mai 2019)
24. 24. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), accompagné de M. Alexandre Roesch, délégué général, de Mme Marion Lettry, déléguée générale adjointe, de Mme Delphine Lequatre, responsable du service juridique, et de M. Alexandre de Montesquiou, consultant (14 mai 2019)
25. 25. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrice Cahart, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, de M. Arnaud Casalis, membre du collectif d’experts « Énergie et vérité » et de M. Jean-Louis Butré, membres du collectif d’experts « Energie et vérité » (16 mai 2019)
26. 26. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Pérot, président, de France énergie éolienne (FEE), et de M. Charles Lhermitte, vice-président, accompagnés de M. Laurent Cayrel, directeur des relations institutionnelles, et de Mme Pauline Le Bertre, déléguée générale (16 mai 2019)
27. 27. Audition commune, ouverte à la presse, de M. Patrice Cahart, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, de MM. Arnaud Casalis et Jean-Louis Butré, membres du collectif d’experts « Energie et vérité », de M. Olivier Pérot, président de France énergie éolienne (FEE), et de M. Charles Lhermitte, vice-président de FEE (16 mai 2019)
28. 28. Audition, ouverte à la presse, de Maître Anne Lapierre, avocate associée au bureau de Paris du cabinet Norton Rose Fulbright, expert du marché de l’énergie (16 mai 2019)
29. 29. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Marc Jancovici, ingénieur, consultant en énergie (16 mai 2019)
30. 30. Audition, ouverte à la presse, de M. Bruno Bensasson, président-directeur général d’EDF Renouvelables, accompagné de M. Bertrand Le Thiec, directeur des affaires publiques, et de Mme Élodie Perret, chargée des relations institutionnelles (16 mai 2019)

1. Audition, ouverte à la presse, de M. Francis Duseux, président de l’Union française des industries pétrolières (UFIP) (12 mars 2019)

L’audition débute à dix-sept heures cinq.

Monsieur Julien Aubert, président. Notre commission d’enquête engage ce soir le cycle de ses auditions. La politique de transition énergétique vise à réduire les rejets de gaz carbonique de la France de 340 millions de tonnes actuellement à 170 millions de tonnes en 2050. Notre commission a pour projet d’apprécier dans quelle mesure les énergies renouvelables pourraient contribuer à la réalisation de cet objectif, avec quels impacts économiques, industriels et environnementaux et avec quelles conséquences sur l’acceptabilité sociale de cette politique. L’analyse par secteur montre qu’une grande partie des rejets de CO2 – quelque 39 % – concerne les transports. Ensuite viennent le secteur résidentiel, pour 24 %, les industries manufacturières avec 21 %, puis l’énergie, l’électricité principalement, avec 14 %. Il est donc pertinent que nous commencions nos auditions en entendant l’Union française des industries pétrolières (UFIP), une organisation qui représente les entreprises pétrolières sur le territoire français, regroupées en quatre chambres syndicales : la distribution, le transport pétrolier, le raffinage et l’exploration-production. Les activités pétrolières représentent 95 % de l’énergie du transport, essentiellement automobile. La question est donc de savoir comment diminuer les rejets de CO2 par kilomètre parcouru sans pénaliser la mobilité, et sans oublier que le prix des carburants a été un facteur déterminant du déclenchement de la grogne dans le pays. D’autre part, l’UFIP a appelé l’attention du Gouvernement, d’abord en juin 2018, puis en février 2019, sur l’impact du dispositif des certificats d’économie d’énergie (CEE), dont le coût est intégré au prix du carburant et de ce fait dans les coûts supportés par les consommateurs.

Nous avons trois interlocuteurs. M. Francis Duseux, qui préside l’UFIP depuis 2015 après en avoir été le délégué général entre 2001 et 2008, est ingénieur de l’École nationale supérieure de chimie de Paris et de l’École nationale supérieure du pétrole et des moteurs. Sa carrière s’est déroulée au sein du groupe ExxonMobil, en France et à l’étranger. Mme Isabelle Muller est déléguée générale de l’UFIP depuis 2012. Ingénieur de l’École centrale de Paris, sa carrière l’a conduite chez Elf puis Total avant qu’elle ne devienne secrétaire générale adjointe puis secrétaire générale de l’Association européenne de l’industrie pétrolière. M. Duseux et Mme Muller sont accompagnés par M. Bruno Ageorges, directeur des relations institutionnelles et des affaires juridiques de l’UFIP.

Je vais vous donner la parole pour un exposé liminaire d’un quart d’heure tout au plus, puis notre rapporteure vous posera une première série de questions, auxquelles succéderont celles des autres commissaires. Auparavant, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment.

(M. Francis Duseux, Mme Isabelle Muller et M. Bruno Ageorges prêtent successivement serment.)

Monsieur Francis Duseux, président de l’Union française des industries pétrolières (UFIP). C’est toujours une chance pour nous de pouvoir exposer les problématiques de notre industrie, singulièrement devant des commissions d’enquête parlementaires, qui s’attachent à déterminer la vérité des faits. Nous sommes, bien sûr, extrêmement concernés par la transition énergétique, puisque l’on prévoit une réduction d’au moins 40 % de la consommation des produits pétroliers à l’horizon 2040 ; c’est considérable. Nous avons souvent l’occasion de rencontrer des députés, des sénateurs et des membres du Gouvernement et de l’administration. À tous, nous tenons le même langage : au lieu de parler en pourcentages, dites-nous combien cela va coûter, comment vous allez financer la transition énergétique et, peut-être plus important encore, quel sera l’impact social de cette politique pour nos usines et nos dépôts ? Une réduction de 40 % de la consommation de produits pétroliers signifie a priori la baisse de 40 % du raffinage français, de l’activité des dépôts et des stations-service, et donc un problème d’approvisionnement général, surtout dans les zones rurales lointaines.

D’autre part, les carburants ont toujours été extrêmement taxés, mais le dernier plan a conduit à une augmentation considérable de la taxation ; elle touche énormément de gens puisque, tous les matins, 22 millions de Français ont absolument besoin de leur voiture, soit pour aller travailler et emmener leurs enfants à l’école, soit pour aller faire les courses, sans parler du week-end. C’est pourquoi une augmentation très violente des taxes sur les carburants entraîne immédiatement un problème de pouvoir d’achat – et il n’y a pas si longtemps, l’indicateur le plus observé en France était le prix du gazole à la pompe.

Le document qui vous a été distribué regroupe des graphiques éclairants. Le premier retrace l’évolution de la consommation de produits pétroliers énergétiques en France depuis 1972. Il est intéressant d’observer les tendances récentes. Une courbe montre le formidable accroissement de la consommation de gazole en France, mais l’on voit qu’après une augmentation continue de 2 % ou 3 % par an – les ventes de véhicules diesel ont représenté 70 % des ventes annuelles –, une inflexion se dessine. On prévoit que la tendance à la baisse de la consommation de diesel dure ; cela pose-t-il un problème ?

Le gazole consommé représente quelque 40 millions de tonnes par an, et les raffineries françaises ne sont pas capables de fabriquer ce volume considérable. Nous investissons tous pour maximiser cette production mais nous nous heurtons à une limite physique que nous ne pouvons dépasser, si bien que le gazole consommé dans notre pays est pour moitié importé. Aussi, si la consommation de gazole baisse beaucoup au cours des deux prochaines décennies, cela aura pour conséquence, dans un premier temps, la réduction des importations, qui proviennent essentiellement de Russie mais aussi, de plus en plus, des États-Unis. En effet, grâce au gaz de schiste, combustible très peu cher, les États-Unis ont relancé leur pétrochimie et, ayant modifié leur législation, ils deviennent exportateurs de produits pétroliers. L’Europe commence à recevoir de gros navires chargés de gaz américain.

Un autre fait marquant est l’effondrement de la consommation du fioul lourd. La consommation était très élevée à l’époque où l’on brûlait du fioul pour fabriquer l’électricité ; en matière de réduction des émissions, l’évolution est spectaculaire puisqu’il n’y a pratiquement plus de fioul lourd vendu en France. Seul continue de l’être le fioul « soute » qui sert aux bateaux, et dont les spécifications changeront en 2020 ; il devra être beaucoup moins soufré.

L’évolution de la consommation des carburants aéronautiques, en hausse, est également assez frappante. L’activité du secteur de l’aviation augmente de 4 % à 5 % par an, et cela devrait durer car, étant donné la concurrence, les prix des billets d’avion baissent. On s’attend donc que le nombre de voyages aériens augmente.

La baisse de la consommation d’essence a été considérable, en raison de l’avantage fiscal qui a été donné au diesel : la différence de prix qui en résultait – 12, voire 15 centimes par litre – était suffisante pour inciter les gens à consommer du diesel et de moins en moins d’essence. Cela a posé un problème dans nos raffineries, où nous fabriquions beaucoup plus d’essence que ce que nous ne pouvions en vendre sur le marché français. Nous étions donc obligés d’exporter, et cela remettait en cause l’avenir de nos raffineries. Aussi avons-nous toujours été favorables à un équilibre de taxation entre gazole et essence ; on n’en est pas loin. Le Gouvernement précédent avait engagé ce rééquilibrage. Le mouvement s’est poursuivi ces deux dernières années. Le graphique reflète la tendance nouvelle : la courbe de la consommation d’essence se redresse, augmentant de 4 % à 5 % par an. Cela devrait continuer.

Si la consommation de fioul domestique a beaucoup baissé ces dernières années, il faut garder à l’esprit que 10 millions de Français se chauffent encore avec ce carburant, souvent dans des zones rurales éloignées sans accès au gaz, qui n’est donc pas une alternative plausible. Quelque 4 millions de chaudières sont encore équipées au fioul domestique et 1,5 million des 10 millions de consommateurs concernés sont dans une situation précaire. C’est pourquoi nous avons toujours incité l’État à la prudence à ce sujet. Il y a des années déjà, dans cette même salle, je me rappelle avoir invité à prendre garde au niveau des taxes sur le fioul domestique. C’est un problème majeur de pouvoir d’achat pour beaucoup de Français qui vivent dans des maisons, souvent dans des zones rurales, mal isolées ; augmenter les taxes sur ce carburant, c’est une attaque frontale contre le pouvoir d’achat de près de 4 millions de foyers et 10 millions de Français.

Vous constaterez, au vu de ce graphique, que l’essence ne représente que 20 % des carburants vendus, contre 80 % pour le gazole, pour un ensemble de 50 milliards de litres vendus par an. Ce chiffre est à peu près constant depuis quatre ou cinq ans. Actuellement, on vend moins de gazole et un peu plus d’essence, mais la variation est de l’ordre d’un pour cent. Il faut aussi garder à l’esprit que si 50 milliards de litres sont vendus chaque année et que l’on augmente les taxes de 2 centimes par litre, cela représente un milliard d’euros pour les caisses de l’État. L’effet de levier est donc considérable. !

Le deuxième graphique retrace la composition des prix respectifs du gazole et de l’essence, en moyenne, pour la période du 4 au 8 mars 2019, à partir de la cotation quotidienne du cours international du pétrole brut établie par l’agence Platts à Rotterdam.

Le prix de la matière première forme la partie basse de la colonne. Il y a une certaine corrélation avec le prix du pétrole brut, mais elle n’est pas entière en raison des effets saisonniers. Il s’agit de prix internationaux, les cargos viennent de Russie ou des États-Unis et il y a beaucoup de mouvements. En hiver, il y a un gros appel en fioul domestique au nord de la planète parce qu’il y fait froid ; mais, traditionnellement, les gens roulent moins en hiver, si bien que la consommation d’essence baisse, et le prix de l’essence est moindre qu’en été. Le graphique montre un écart du prix de la matière première selon qu’il s’agit de gazole – coté à 46 centimes – ou d’essence – cotée à 38 centimes seulement. Comme je vous l’ai expliqué, cette cotation s’inversera à mesure que l’on s’avancera vers l’été, avec l’accroissement de l’utilisation des moyens de transport et par ricochet de la consommation d’essence et un moindre besoin de fioul domestique – mais les poids lourds continueront de consommer du gazole sur toute la planète et les moteurs des voitures diesel de tourner.

Au prix de la matière première s’ajoute le coût de la distribution. Le pétrole brut arrive dans nos raffineries, au Havre par exemple. Il y est transformé en produit fini, transporté par pipelines jusqu’à la région parisienne et stocké dans des dépôts où des camions-citernes viennent charger pour livrer les stations-service. Ces opérations représentent un coût arrondi de 14 centimes par litre pour le gazole et de 15 centimes pour l’essence.

Vient ensuite un coût quasiment inexistant il y a encore trois ou quatre ans : celui des certificats d’économie d’énergie (CEE). Le dispositif, entré dans sa quatrième période, le 1er janvier 2018, pour une durée de trois ans, impose à chaque fournisseur d’énergie en France une obligation de réalisation d’économies d’énergie, obligation concrétisée par les CEE qu’il doit détenir. Pendant les trois premières périodes, le coût des certificats était assez indolore. Pour nous, fournisseurs de carburant, cela représentait moins de 2 centimes par litre, jusqu’au jour où Mme Ségolène Royal, pendant la dernière semaine de son ministère, a décidé de doubler les obligations. Nous avons fait valoir, en vain, que c’était irréaliste et que cela serait source de problèmes. Le nouveau gouvernement a maintenu le doublement des obligations et ce que nous avions prévu s’est produit : nous n’arrivons pas à fournir ces certificats d’économie d’énergie, il y a un tarissement des gisements. Le problème de fonctionnement est patent, le dispositif est monté en puissance beaucoup trop vite et beaucoup trop fort donc le prix des certificats augmente. En page 8 du document, un schéma explique le fonctionnement de ce mécanisme, dont il résulte pour l’instant que le coût des certificats, ramené au litre de carburant, est de 5,6 centimes ; il était même supérieur à 8 centimes pour le litre de carburant acheté « spot » au début du mois.

Au départ, on pouvait penser que les vendeurs d’énergie prélèveraient sur leurs marges ce coût supplémentaire, qui était alors de 1 à 2 centimes. C’est sans doute ce qui s’est passé au début mais cela n’est plus possible. Il règne en effet en France une concurrence intense dans le domaine des carburants depuis que la grande distribution a décidé, il y a vingt-cinq ans, de vendre des carburants et d’en faire un produit d’appel. Les grandes surfaces représentent 60 % du volume de carburants vendus dans ce pays, et un prix de vente faible attire les clients. Dans un premier temps, face à cette concurrence, nous avons décidé de jouer la qualité, mais notre prix au litre, à la pompe, était de 8 à 10 centimes plus élevé que dans la grande distribution et, au bout d’un certain temps, nos volumes de vente se sont écroulés.

Le prix du carburant est une donnée tellement sensible pour les 22 millions de Français contraints de se déplacer en voiture que si les stations-service ne s’alignent pas sur les prix affichés par les grandes surfaces, elles ne vendent plus. Les ministères et l’Inspection des finances le savent : notre marge nette sur les ventes de carburants est d’un centime par litre. Aussi, lorsque le prix des CEE augmente beaucoup, ce coût est répercuté dans le prix à la pompe. Nous avons alerté le Gouvernement sur ce point. Au mois de décembre dernier, nous avons eu la chance de voir M. Le Maire et M. de Rugy et nous leur avons dit qu’en plein conflit des gilets jaunes il fallait prendre garde et que, si l’on poursuivait dans cette voie, les prix à la pompe continueraient d’augmenter fortement, que le Gouvernement risquerait de se heurter à nouveau à des réactions du même type et qu’il fallait trouver, en commun, un moyen de modérer cette augmentation.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Duseux, vous en êtes à la page 3 d’un document qui en compte dix et vous avez dépassé le temps de parole qui vous était imparti. L’intérêt de votre propos m’incite à vous laisser poursuivre mais je vous invite à la concision, faute de quoi mes collègues ne pourront vous poser les questions qui leur tiennent à cœur.

M. Francis Duseux. Je vous entends, mais je tenais à appeler votre attention sur ce sujet, parce que les choses peuvent devenir dramatiques pour les petits producteurs de CEE qui, s’ils ne parviennent pas à remplir leurs obligations, sont sanctionnés par une pénalité équivalente à 15 centimes par litre qui, de plus, n’est pas déductible. Sachant cela, certains d’entre eux, constatant l’impossibilité dans laquelle ils sont de remplir les obligations qui s’imposent à eux, ont annoncé qu’ils allaient augmenter leurs prix de 15 centimes par litre !

Votre commission d’enquête doit avoir ce mécanisme à l’esprit. Nous ne sommes pas contre le dispositif des CEE ; c’est même une bonne idée, mais elle doit être appliquée doucement, lentement. Le problème de la transition énergétique est un problème d’étalement dans le temps : il faut faire, mais si on va trop vite, trop fort, trop cher, cela ne marchera pas !

J’en reviens à la composition du prix du carburant. Au prix de la matière première, de la distribution et du CEE s’ajoute la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) ; elle est de 69 centimes pour l’essence et de 60 centimes pour le gazole. Il y a aussi deux « effets TVA » : la TVA sur le produit et les coûts de distribution d’une part, soit 10,8 centimes par litre d’essence, et la TVA sur la TICPE, soit 13,8 centimes sur l’essence également. C’est ainsi que se décompose le prix d’un litre de carburant.

Il en résulte que, le 8 mars 2019, pour un litre de gazole vendu 1,46 euro, 61 centimes correspondaient aux prix de la matière première, de la distribution, du coût des CEE, et 85 centimes à des taxes – soit 140 % du produit. Pour un litre d’essence, c’est pire encore : à 53 centimes correspondant au coût de la matière première, de la distribution et des CEE s’ajoutent 94 centimes de taxes ; l’essence est le produit le plus taxé de France.

Comme ces produits émettent des gaz à effet de serre et que l’on veut réduire ces émissions, on parle de « taxe carbone ». Nous avons fait un calcul : à quel niveau de « taxe carbone », terme à la mode, correspond donc la taxe payée sur les carburants par les usagers français ? Pour le gazole, il s’agit de 223 euros la tonne, et de 300 euros la tonne pour l’essence. Voilà à quel niveau de taxation on est.

Le graphique suivant retrace l’évolution cumulée de la TICPE et de la TVA résultant de la loi votée fin 2017, avant le mouvement des gilets jaunes. C’était considérable et tout à fait déraisonnable, et nous nous y sommes fortement opposés : l’évolution prévue aurait fait augmenter le prix du gazole à la pompe de 34 centimes par litre pendant le quinquennat, et de 38 centimes à l’horizon 2030. S’ajoutent à cela les incertitudes relatives à l’évolution du prix du brut : la consommation mondiale de pétrole augmentant, toutes les conditions sont réunies pour que son prix augmente aussi. Si on revenait au prix passé du pétrole, qui était d’environ cent dollars le baril, il en coûterait 30 centimes supplémentaires par litre à la pompe. Faites le calcul : vous arrivez assez rapidement à 2 euros le litre d’essence et de gazole à la pompe, ce qui nous semble insupportable pour le budget des Français.

Je ne m’attarderai pas sur le tableau suivant, qui répertorie les taux de TICPE selon les régions. Ensuite est décrite l’affectation de la TICPE, qui inclut, depuis deux ans, une fraction « taxe carbone ». La prévision pour 2018 était de 33,8 milliards d’euros, 12,3 milliards étant transférés aux collectivités territoriales, 7,2 milliards d’euros au compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique », et 1 milliard d’euros à l’Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF) pour financer des projets d’infrastructures. On pourrait penser que les usagers qui payent autant de taxes aient droit qu’une partie, même modeste, du produit de ces taxes, aille à la réparation des routes et des ouvrages d’art. Qui voudrait qu’un pont s’effondre comme à Gênes ? Or, un sénateur avec lequel nous nous étions entretenus nous disait son inquiétude de ne pas avoir le financement nécessaire à la réparation de routes, dont on sait pourtant que 19 % devraient être réparées.

À la TICPE s’ajoute bien sûr la TVA à 20 %. Il ne me revient pas d’en juger, mais je lis les suggestions du grand débat en cours : sur un produit, le carburant, aussi important pour la mobilité des Français et avec des personnes qui n’ont pas d’alternative au transport automobile, on pourrait s’interroger sur le niveau de TVA à appliquer. Le carburant ne pourrait-il pas être considéré comme un produit de première nécessité ?

Je ne reviens pas sur le schéma récapitulant le dispositif des CEE dont j’ai dit l’essentiel, mais je vous invite à regarder le graphique figurant à la page 9, qui détaille l’évolution de leur coût. On constate qu’elle a été très raisonnable au cours des années 2015 à 2017, mais avec le doublement intervenu au cours de la dernière période, les choses deviennent assez dramatiques et l’on arrive à des niveaux très élevés. Si rien n’est fait, cela posera un problème réel, et ce coût va encore augmenter.

Enfin, le dernier graphique montre la taxation comparée des énergies – électricité, gaz naturel, diesel, supercarburant et fioul domestique – en France. On voit, en particulier, que le gaz naturel est peu taxé et que le fioul domestique, qui n’était pas taxé, l’est progressivement.

Madame Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Cette audition a été organisée dans des délais assez courts. Je vous remercie d’avoir réussi à vous libérer et je vous prie d’excuser l’absence de certains de nos collègues qui, s’ils n’ont pas réussi à réorganiser leurs emplois du temps, ne se désintéressent pas de nos travaux pour autant.

Dans quel pays d’Europe la situation vous paraît-elle la plus équilibrée ? Quel modèle permet une démarche positive de réduction des émissions de CO2 tout en préservant le fonctionnement correct de l’industrie pétrolière ?

M. Francis Duseux. En matière d’énergie, l’Europe est une catastrophe ! J’en veux pour exemple que les deux plus grandes économies européennes conduisent des politiques énergétiques opposées. L’Allemagne ferme son parc nucléaire, et 40 % de l’électricité provenant dans ce pays du lignite, il en résulte un désastre en matière d’émissions de gaz à effet de serre – ce pourquoi l’Allemagne envisage, ai-je lu dans la presse, la fermeture des centrales à lignite en 2038. En revanche, si le CO2 est vraiment l’ennemi, et on peut penser qu’il l’est, la France est exemplaire. Notre part des émissions mondiales est de 0,8 % grâce à notre énergie nucléaire : c’est le record absolu de tous les pays industrialisés, alors même que notre pays est la sixième économie mondiale. À entendre ce qui s’énonce au cours des COP au sujet du réchauffement climatique, nous avons tous intérêt, pour nos enfants et nos petits-enfants, à éliminer le plus possible les émissions de CO2 ; dans ce cadre, nous pouvons servir de modèle au reste du monde.

Puisque nous sommes exemplaires, il me semble totalement inutile de vouloir aller plus fort encore, en dépensant pour cela des centaines de milliards d’euros d’une manière qui compromettra le pouvoir d’achat de la population. Plus grave mais moins visible : renchérir les coûts du transport signifie augmenter les taxes et de la sorte attaquer la compétitivité des entreprises françaises de toutes tailles puisque toutes ont besoin de transports, en amont et en aval, quelle que soit leur activité – cela vaut pour l’agriculture comme pour la grande distribution. Renchérir le coût du transport est très dangereux parce que cela plombe l’économie française dans son ensemble.

Le coût de l’énergie représente dix pour cent des coûts des industriels français. Augmenter ce coût, ce qui est l’enjeu majeur de la transition énergétique, ne peut être indolore. Le problème est de définir ce que l’on est prêt à dépenser chaque année pour changer de système énergétique.

Selon l’estimation que nous avons faite avec France Industrie, il ressort du projet de programmation pluriannuelle de l’énergie en discussion qu’il s’agirait de trouver 50 milliards d’euros par an pendant dix ans. Comme, semble-t-il, on n’ajoutera plus de taxes sur les carburants – je pense que cela a été compris, même le Président de la République le répète souvent – comment financerez-vous la somme considérable de 50 milliards d’euros par an ? Sur les fonds publics ? Je ne le crois pas. En outre, la France se doit-elle de montrer l’exemple au reste du monde ? Je ne le pense pas. Mais ne croyez pas que les pétroliers qui polluent et qui vendent des produits polluants se désintéressent de la question et prêchent pour leur paroisse : pas du tout. Il faut agir et nous avons des solutions, la meilleure étant l’économie d’énergie. Pour nous, ce qui changera tout, c’est de réduire la consommation de carburant.

M. le président Julien Aubert. Le temps qui nous est imparti étant limité, il vous faudra, monsieur Duseux, abréger vos réponses.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Et vous ne nous avez pas dit dans quel pays européen vous aimeriez habiter.

M. Francis Duseux. Je vous ai répondu que, sans chauvinisme, en matière d’énergie et de coûts énergétiques, la France est un modèle, et que l’on ne doit pas plomber notre grand avantage compétitif en renchérissant les coûts de notre énergie à hauteur de 50 milliards d’euros par an, un montant considérable.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je tiens néanmoins à corriger certains de vos chiffres. Vous avez indiqué que notre part des émissions mondiales est de 0,8 % ; c’est vrai, mais à l’échelle de l’Union européenne elles représentent 9 % et la France est le quatrième producteur européen de CO2. Nous ne sommes donc pas aussi impeccables que vous l’affirmez.

M. Francis Duseux. Tout dépend de votre mode de calcul. Pour ma part, je parlais de notre mode de production d’énergie, qui permet des émissions de CO2 extrêmement faibles. Je suppose que vous évoquez les émissions de CO2 liées aux produits importés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Chacun de nous devra reprendre ses chiffres relatifs à la part de la France dans la production de CO2, mais il me semble que nous ne sommes pas aussi vertueux que vous le dites.

M. Francis Duseux. Je maintiens que pour ce qui est de la production d’énergie, la part de la France est de 0,8 % des émissions mondiales.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je parle de l’ensemble de la production de CO2 en France ; vous mentionnez uniquement la production d’énergie. Pour ce qui est du pouvoir d’achat, la dépense de chauffage d’un ménage qui se chauffe exclusivement au fioul est actuellement de 2 200 euros en moyenne, largement supérieure à la dépense – 1 600 euros en moyenne – de ceux qui se chauffent autrement. Les CEE sont principalement réinvestis dans l’isolation des logements, pour permettre justement d’en venir à un coût de chauffage moindre dans un bâtiment très bien isolé, de l’ordre de 27 euros par mois pour un logement de 160 m2 – bien loin, donc, des 2 200 euros l’an actuels. J’entends votre inquiétude relative à la bonne utilisation des CEE, mais le mécanisme est vertueux puisqu’il permet, par des investissements de ce type, d’améliorer le pouvoir d’achat des Français en réduisant d’autres dépenses : ce qu’ils payent pour le transport, ils le gagnent peut-être sur le chauffage.

M. Francis Duseux. Je le redis, nous ne sommes pas opposés au mécanisme lui-même, mais à une accélération déraisonnable qui ne permet plus de le maîtriser.

Bien sûr, le prix du fioul domestique fluctue selon le prix du pétrole. Le Premier ministre a annoncé la suppression des chaudières individuelles au fioul d’ici dix ans. Mais quelles sont les alternatives sinon une chaudière à bois ou une pompe à chaleur ? Or, une pompe à chaleur coûte 15 000 euros, auxquels s’ajoute le coût de l’évacuation et de la casse de la chaudière à fioul domestique, soit 2 000 euros supplémentaires. Même si les propriétaires des chaudières à fioul reçoivent une aide de 3 000 euros, le reste à charge sera considérable. Je ne pense pas que les ménages encore chauffés de cette manière dans des zones rurales reculées, dans des maisons mal isolées, c’est vrai, aient les moyens d’une telle dépense. Quelles que soient les mesures proposées, il faut dire la vérité sur le reste à charge et, selon moi, le remplacement des chaudières à fioul domestique par des pompes à chaleur n’est pas possible ; cela ne fonctionnera pas.

D’autre part, l’objectif est d’isoler 500 000 logements par an. L’ordre de grandeur du coût des travaux d’isolation étant de 250 euros le mètre carré, pour un pavillon de banlieue des années 1960, une de ces fameuses « passoires énergétiques », la dépense sera donc comprise entre 37 000 et 40 000 euros. Là encore, à supposer même une aide de 10 000 euros, il n’est pas certain que les propriétaires de ces maisons puissent financer un reste à charge de 30 000 euros – et il faut de 25 à 30 ans pour rembourser un emprunt de ce montant.

Dans ce contexte, permettez-moi d’en revenir un instant au fioul domestique. J’observe que l’on exclut une mesure bonne et simple, consistant à faire remplacer une vieille chaudière au fioul domestique installée il y a un quart de siècle par une chaudière moderne à haute efficacité énergétique. Ces équipements existent et ne coûtent pas plus de 5 000 euros mais, malheureusement, la loi exclut cette substitution. Cela ne va pas, et je pense que nos collègues de la Fédération française des combustibles, carburants et chauffage (FF3C), qui représentent 22 000 emplois en France, vous le diront mieux que moi.

M. Hervé Pellois. Votre exposé liminaire m’a appris beaucoup sur l’industrie pétrolière. J’ai été cependant assez surpris que vous ne preniez pas davantage en considération la nécessité d’une transition énergétique. Mise à part votre suggestion de réduction de la consommation, votre propos était principalement critique ; franchement, si tout le monde tenait votre discours, je me demande dans quel état sera notre planète dans cinquante ans. Sur le plan technique, j’aimerais savoir si le gazole et l’essence proviennent du même pétrole et de quelle origine est le pétrole que nous importons.

M. Francis Duseux. La distillation d’un baril de pétrole fournit des gaz, de l’essence, des carburants pour l’aviation et du fioul. Pour optimiser la marge des raffineries, tous les raffineurs mélangent plusieurs pétroles bruts, trois quatre en général.

L’approvisionnement en pétrole est très diversifié. Il y a de moins en moins de contrats à terme : les grandes compagnies pétrolières font leur marché en permanence en allant au plus offrant, si bien que la palette des bruts distillés en France est très variée. Toutefois, l’essentiel provient d’Arabie Saoudite et d’Afrique, parce que le coût de transport est favorable pour nous. Il provient aussi de productions d’origine norvégienne et britannique en Mer du Nord et, traditionnellement, il y a toujours eu beaucoup de pétrole russe de l’Oural dans les mélanges.

Je n’ai pas eu le temps de développer mon propos car j’ai insisté sur les taxes, sujet qui nous préoccupe sérieusement, mais tous les pétroliers sont bien entendu convaincus de la nécessité de la transition énergétique et modifient leurs pratiques. Notre industrie, qui est depuis toujours l’industrie « du pétrole et du gaz » – oil and gas industry – va devenir celle « du gaz et du pétrole ». La consommation mondiale de pétrole va baisser ; 40 % de l’électricité produite sur la Terre l’étant aujourd’hui à partir du charbon, le bon vecteur de la transition énergétique pour chasser le charbon, premier ennemi de la planète en termes d’émissions de CO2, c’est le gaz. Tous les pétroliers que je représente se lancent dans de très lourds investissements gaziers pour faire face aux besoins futurs d’électricité.

Si, par une décision politique, on en venait à éliminer l’utilisation du charbon en instituant dans une COP une taxe carbone si élevée que plus un seul morceau de charbon n’était utilisé pour produire de l’électricité, on passerait en deçà du seuil des 2 degrés. Mais on ne peut remplacer tout le charbon par des éoliennes et des panneaux solaires.

M. Fabien Gouttefarde. Pourriez-vous adapter le schéma de décomposition des prix du litre de gazole et d’essence au litre de kérosène utilisé par les avions, détaxé en vertu des dispositions d’une convention internationale ?

M. Francis Duseux. Effectivement, une convention internationale explique l’absence de taxation, pour l’instant, du carburant pour aéronefs ; toute décision contraire devrait impérativement être européenne, et même internationale. Si la France en venait seule à taxer ces carburants, le lendemain même nous n’en vendrions plus une goutte sur notre territoire : tous les remplissages d’avion se feraient au Luxembourg, en Belgique, aux États-Unis ou en Afrique. D’autre part, si seule l’Europe prend cette décision, le coût des billets d’avion sera plombé pour les seuls Européens ; ce serait un problème énorme. Une décision de cette sorte doit être une décision internationale ou ne pas être.

Mme Sophie Auconie. La même question vaut pour le carburant utilisé par les supertankers qui importent en masse des produits d’Asie et d’ailleurs par les paquebots de croisière.

M. Francis Duseux. Ce carburant n’est pas taxé non plus pour l’instant mais il existe des normes internationales de plus en plus sévères, au long des côtes américaines notamment, pour juguler la pollution, bien réelle, due au fioul lourd. Je crois qu’un cargo pollue autant que plusieurs millions de véhicules automobiles. C’est assez choquant, et des mesures sont enclenchées qui visent à réduire cette pollution en améliorant la qualité du fioul « soute ».

Pour les navires neufs, certains croisiéristes, les plus prospères, vont passer au gaz ; cela signifie que des compagnies parmi celles que je représente ont entrepris de modifier leurs équipements d’approvisionnement dans les ports. Cette solution n’est pas parfaite parce que c’est une énergie fossile, mais c’est mieux que d’utiliser du fioul « soute ». Mais cela coûte très cher et ce n’est possible que sur les navires neufs.

Pour la flotte existante, il y a deux solutions. La première est le filtrage des émissions des navires à l’aide d’épurateurs de fumées – scrubbers en anglais. On estime que les armateurs équiperont de scrubbers entre 40 % et 50 % des bateaux dans les années qui viennent. Ils n’auront d’ailleurs pas le choix, puisque les nouvelles normes leur interdiront d’émettre des particules ; les choses s’amélioreront donc ainsi. La troisième solution consiste à substituer au fioul lourd du gazole, produit beaucoup plus léger, mais cela renchérit considérablement les coûts de transport. À nouveau, une telle mesure prise seulement en France ou en Europe plomberait immédiatement les comptes de nos armateurs. Il doit donc impérativement s’agir de mécanismes internationaux.

Mme Laure de La Raudière. Disposez-vous d’une comparaison internationale des émissions de CO2 par habitant ? Une divergence de vues étant apparue entre notre rapporteure et vous-même sur ce que l’on mesure, on saurait ainsi si la France est ou n’est pas « exemplaire ». D’autre part, j’ai cru vous entendre dire qu’une augmentation de 2 centimes par litre de carburant entraîne un accroissement de 50 milliards d’euros des recettes de l’État ; est-ce bien cela ?

M. Francis Duseux. Non, madame : j’ai indiqué que 50 milliards de litres de gazole et d’essence étant vendus chaque année, une augmentation des taxes de 2 centimes par litre entraîne une recette d’un milliard d’euros pour les finances publiques.

Je ferai parvenir dès demain à la commission d’enquête la copie d’une note récapitulant les comparaisons internationales pour éclairer notre différence d’interprétation des chiffres de production et de consommation de carburants et d’émissions totales de CO2. Ces chiffres officiels montrent, que les émissions de CO2 de la France en absolu s’élèvent, j’en suis certain, à 0,8 % des émissions mondiales. Figurera aussi dans cette note l’évaluation par habitant ; sachez, à ce sujet, que nos émissions par habitant sont deux fois inférieures à celles de l’Allemagne qui, parce qu’elle utilise beaucoup de lignite, émet beaucoup de CO2 – 9 tonnes par an et par habitant. Les émissions annuelles par habitant sont de 15 tonnes aux États-Unis et de 60 tonnes en Chine. L’Inde développant massivement des centrales au charbon, ces trois derniers pays vont représenter à eux seuls 70 % des émissions mondiales, et l’Europe 10 % seulement. Mais les calculs sont-ils exacts ? À ce jour, tous les documents que j’ai lus recensent les émissions locales, celles des voitures, des usines, de la production de ciment, etc. Ne serait-il pas justifié de tenir compte, quand on importe de Chine des jouets ou une batterie pour un véhicule électrique, les émissions de CO2 liées à leur fabrication, en imposant une taxe carbone à ces importations ?

Mme Laure de La Raudière. Vous avez souligné d’emblée que l’augmentation de la taxe sur les carburants avait entraîné un mouvement social important, mettant ainsi l’accent sur l’acceptabilité sociale de la transition énergétique. Disposez-vous d’études concernant l’élasticité de la consommation en fonction du prix ?

M. Francis Duseux. Je vous l’ai dit, les choses ont changé pour les grands pétroliers que je représente : dès que l’on s’éloigne de 4 à 5 centimes du prix pratiqué par les grandes surfaces, nos volumes de vente s’écroulent.

Mme Laure de La Raudière. Mon propos est autre. À un moment, l’année dernière, le prix du litre à la pompe était d’un euro. Jusqu’à ce que le prix monte à 1,50 euro, cela a été « accepté » par la population, mais dès que la barre de 1,55 euro a été franchie, il y a eu une crise. Pour autant, je n’ai pas l’impression que les gens aient profondément modifié leur comportement quand le prix du carburant est passé de 1 euro à 1,50 euro. L’augmentation, d’un tiers, était pourtant considérable et l’on aurait pu imaginer que le covoiturage se développe ou que l’on n’aille plus acheter sa baguette en voiture… J’aimerais donc savoir si vous avez conduit une analyse de l’élasticité du comportement et de la consommation au regard du prix du litre à la pompe.

M. Francis Duseux. La réponse se trouve dans le graphique retraçant l’évolution de la consommation de produits pétroliers énergétiques en France depuis 1972. On y voit que même quand le prix du pétrole est tombé à 30 dollars le baril, la consommation de carburant n’a quasiment pas changé. Cela s’explique par la raison simple que de nombreux Français ont besoin de leur voiture tous les jours pour aller travailler, et que le transport poids lourds, qui reflète l’économie du pays, représente 20 % de la consommation globale.

Mme Laure de La Raudière. Il n’existe donc pas d’étude précise à ce sujet ?

M. Francis Duseux. Non. La seule étude que l’on puisse faire, c’est celle de l’évolution du prix du pétrole brut ou des carburants et on voit que la consommation de carburant n’a pas changé. L’élasticité existe mais elle est extrêmement faible parce que les gens ont besoin de leur voiture, elle leur est absolument nécessaire.

M. le président Julien Aubert. J’aimerais que nous nous accordions sur les chiffres.

Le tableau figurant à la page 7 de votre document indique que la TICPE brute totale prévue en 2018 est de 33,8 milliards d’euros, et vous calculez une TVA à 20 %, soit 6,7 milliards d’euros. Mais à la page 3 figure la décomposition des prix des carburants, et vous expliquez qu’il y a un double calcul de TVA : sur le produit d’une part, sur la TICPE d’autre part. Vous nous avez dit que 2 centimes de taxe par litre entraînent 1 milliard d’euros de recettes pour l’État ; une TICPE de 69 centimes par litre d’essence représente donc 34,5 milliards d’euros de rentrées fiscales. Pour l’essence, la TVA sur le produit représente 10 centimes et la TVA sur la TICPE 13 centimes, soit 23 centimes en tout. La recette de TVA pour l’État n’est donc pas de 6,7 milliards d’euros comme indiqué précédemment mais de 11,5 milliards d’euros. J’en déduis que dans la construction du prix des carburants vous n’avez indiqué que l’un des montants de TVA prélevés, et qu’il faudrait réintégrer le deuxième dans les rentrées fiscales totales. J’aimerais que vous nous expliquiez précisément le mécanisme de cette TVA au carré.

M. Francis Duseux. Il s’agissait, pour une bonne compréhension, de distinguer toutes les composantes du prix. Nous aurions pu simplifier cette présentation en additionnant d’emblée la TVA sur produit et la TVA sur TICPE ; il n’y a pas de TVA au carré.

M. Bruno Ageorges, directeur des relations institutionnelles et des affaires juridiques de l’UFIP. La TICPE étant une taxe fixe, seule compte la somme des deux TVA.

M. le président Julien Aubert. D’autre part, le coût des CEE étant inclus dans les coûts de distribution, la TVA s’applique aussi aux certificats : sans les CEE, le coût de distribution serait plus bas, et en conséquence la TVA sur le produit. Donc, les certificats constituent certes un mécanisme de financement de la rénovation mais ils produisent une recette fiscale.

Mme Isabelle Muller, déléguée générale de l’UFIP. Oui.

M. le président Julien Aubert. Le coût des CEE étant de 5,63 centimes par litre, cela représente, pour l’ensemble du dispositif, quelque 2,8 milliards d’euros, inclus dans le prix du carburant et donc acquitté par l’automobiliste en plus des autres taxes.

Mme Isabelle Muller. Je précise que les 5,63 centimes mentionnés en page 3 sont un coût « spot » ; comme il est indiqué au bas du tableau de la page 9, le coût moyen du CEE est de 4 centimes. Je rappelle aussi que le dispositif bénéficie aux opérations de rénovation énergétique et d’efficacité énergétique essentiellement dans le bâtiment, mais que les obligations sont imposées pour près de 50 % sur les carburants et donc sur le transport et, par ricochet, sur les conducteurs de véhicules. Les conducteurs et le transport en général financent donc pour moitié les opérations de rénovation énergétique et d’efficacité énergétique dans le bâtiment.

M. Francis Duseux. Le gaz et l’électricité sont aussi soumis aux CEE. Pendant les premières périodes d’application du dispositif, le coût des certificats, assez bas, était estimé à 9 milliards d’euros par, dont 4,5 milliards pour le pétrole. Le renchérissement des CEE fait que le niveau de coût est désormais d’environ 4 milliards par an, soit 12 milliards en trois ans, que payent les consommateurs. Les fournisseurs d’énergie unanimes ont demandé dans une lettre commune adressée au ministre l’assouplissement du mécanisme. Nous avons besoin de plus de temps pour faire retomber les prix, afin que le consommateur ne soit pas pénalisé.

M. Bruno Ageorges. Bien sûr, il y a la manière dont nous apprécions le coût des CEE. Le prix des carburants est libre : il n’y a pas de régime de taxation contrôlé. Mais pour le gaz comme pour l’électricité, les demandes de hausses annuelles éventuelles sont toujours relatives à l’intégration des coûts liés aux CEE, coûts qui sont répercutés sur les consommateurs particuliers.

M. le président Julien Aubert. Comment le renchérissement des CEE peut-il entraîner un coût annuel de 4 milliards d’euros ? Pour 50 milliards de litres vendus, cela correspond, si l’on s’en tient à votre indication liminaire, à un coût de 8 centimes par litre ; or, à la page 3 du document, c’est un coût de 5,63 centimes par litre qui est mentionné.

M. Francis Duseux. C’est un ordre de grandeur car le calcul, regroupant toutes les énergies, est complexe. Je tenais à souligner qu’au départ le coût des CEE pour les consommateurs était de 3 milliards d’euros par an et que l’on tend maintenant plutôt vers 4 milliards d’euros, toutes énergies confondues.

M. le président Julien Aubert. Je retiens donc que le montant de 4 milliards d’euros que vous indiquez ne correspond pas uniquement au carburant mais à l’ensemble des énergies vendues. Pour en revenir au carburant, la TICPE brute totale prévue pour 2018 est de 34 milliards d’euros environ et la TVA de quelque 12 milliards d’euros, à quoi s’ajoutent environ 2 milliards d’euros de CEE, qui ne sont pas une taxe mais que les automobilistes payent. Leur facture s’élève donc en gros à 47 milliards d’euros, dont 2 milliards vont aux CEE et donc à la transition énergétique, et 7 milliards au compte d’affectation spécial « Transition énergétique ». En bref, sur 47 milliards d’euros prélevés à la pompe, environ 9 milliards, soit quelque 20 %, sont effectivement consacrés la transition énergétique.

Mme Laure de La Raudière. Prélevés à la pompe, mais aussi lors du remplissage des cuves de chauffage.

M. le président Julien Aubert. Nous aurons l’occasion de parler du chauffage tout à l’heure et, je suppose, de faire le même calcul. Confirmez-vous que moins de 25 % des sommes prélevées vont à la transition énergétique et que les 75 % restant sont affectés à d’autres usages ?

M. Bruno Ageorges. Une partie des 33 milliards d’euros dont on définit l’affectation va aux régions et une autre partie alimente le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique », dans le cadre du budget. C’est un peu plus difficile s’agissant du coût des CEE, qui ne font pas l’objet d’un compte d’affectation spéciale ; c’est un autre mode de calcul. Mais un ensemble de coûts est supporté par le distributeur de carburants, et cet ensemble intègre les surcoûts liés au dispositif des CEE.

M. le président Julien Aubert. Vous avez indiqué que votre marge est de 1 centime. Cela signifie-t-il que lorsque le coût des CEE a augmenté vous avez automatiquement augmenté d’autant le prix à la pompe ?

M. Francis Duseux. Bien sûr. C’est la discussion que nous avons eue avec M. Bruno Le Maire, qui nous disait : « La situation est tendue, n’en profitez pas pour fixer de grosses marges »… Cette discussion est récurrente, je me rappelle l’avoir eue avec Mme Christine Lagarde en son temps. Les grandes surfaces ont confirmé qu’au mois de décembre dernier, elles vendaient le carburant sans aucun bénéfice du tout ; pour notre part, notre marge était de 1 centime par litre. Le ministre l’a vérifié et il nous a dit qu’il continuerait de vérifier que les marges ne s’envolent pas. Pour répondre à votre question, nous n’avons pas envie que les prix augmentent à la pompe dans le contexte des manifestations de gilets jaunes, puisque là est l’origine du conflit. Nous demandons donc instamment que le système soit modéré en allongeant la période prévue de manière à se donner du temps pour que l’on en revienne à un coût de CEE de 1 à 2 centimes par litre afin que le consommateur ne soit pas pénalisé à la pompe.

Mme Laure de La Raudière. Vous parlez de 2 centimes mais la volatilité du prix du baril est bien souvent beaucoup plus forte. Même si le produit brut ne représente qu’une petite partie du prix à la pompe, n’est-ce pas là que s’observent les plus grandes fluctuations ?

M. Francis Duseux. Dans le prix du litre de carburant, la partie « matière première » compte pour 25 % ; c’est sur cette fraction que les fluctuations du prix du baril, à la hausse comme à la baisse, ont un impact sur le prix à la pompe. Je ne dis pas que cela soit complètement neutre mais, compte tenu du poids des taxes, l’amortissement de l’augmentation du prix du baril sur le prix à la pompe est fantastique.

Mme Laure de La Raudière. Néanmoins, la fluctuation a aussi des répercussions sur l’ensemble des taxes, CEE exclus.

M. Francis Duseux. La TICPE est une taxe fixe. Seul le montant de la TVA varie avec le prix du baril.

M. le président Julien Aubert. Madame, messieurs, nous vous remercions.

L’audition s’achève à dix-huit heures dix

*

2. Audition, ouverte à la presse, de M. Frédéric Plan, délégué général, et de M. Éric Layly, président fédéral de la Fédération française des combustibles, carburants et chauffage (FF3C) (12 mars 2019)

L’audition débute à dix-huit heures quinze.

Monsieur Julien Aubert, président. Nous accueillons maintenant M. Éric Layly, président fédéral, et M. Frédéric Plan, délégué général, de la Fédération française des combustibles, carburants et chauffage. La FF3C regroupe le Syndicat des combustibles et carburants qui compte 1 300 adhérents et des indépendants du pétrole, soit deux opérateurs français non membres de l’Union française des industries pétrolières (UFIP) dont nous venons d’auditionner les représentants. La FF3C couvre un large champ d’activités : des distributeurs de fioul domestique, de gaz en vrac, de gaz de pétrole liquéfié (GPL), d’additif AdBlue, mais aussi de bois de chauffage, ainsi que les stations-service indépendantes et des entreprises spécialisées dans l’installation, l’entretien et la maintenance de systèmes de chauffage, soit au total de près de 2 000 entreprises. Grâce à ses syndicats territoriaux et ses délégations régionales, elle a un fort ancrage territorial.

Notre commission d’enquête essaye, dans un premier temps, de comprendre combien on prélève pour la transition dite énergétique, quels impacts cela a pour l’organisation de vos filières et la structuration industrielle sous-jacente. En toile de fond se pose, pour les territoires, le défi d’adaptation aux énergies renouvelables. Ainsi, en fin d’année dernière, le Premier ministre annonçait la disparition complète dans dix ans du chauffage individuel au fioul. Un tel objectif est-il réaliste alors que c’est encore le mode de chauffage de plus de 3,5 millions de résidences principales ? Dans vos différents métiers, quelles améliorations appelez-vous de vos vœux, par exemple, sur le chèque énergie ? Enfin, il est inutile de souligner le rôle des certificats d’économie d’énergie (CEE) – vous avez, je crois, assisté en partie à la précédente audition.

Je vous propose de faire d’abord un exposé liminaire de vingt minutes – soit les quinze minutes prévues plus les cinq minutes supplémentaires qu’ont pris vos prédécesseurs. Je ne voudrais pas vous laisser l’impression que cette commission d’enquête préfère les vendeurs de carburants aux vendeurs de chauffage ! Madame la rapporteure interviendra immédiatement après et, enfin, nous passerons aux différentes questions.

Auparavant, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Frédéric Plan et M. Éric Layly prêtent successivement serment)

M. Frédéric Plan, délégué général de la Fédération française des combustibles, carburants et chauffage (FF3C). Je vous remercie de votre invitation. Peut-être n’aurai-je pas besoin de temps supplémentaire puisque vous avez présenté nos activités en insistant sur le maillage territorial que nous assurons. J’ajoute simplement que nos entreprises entretiennent quelque 2 000 dépôts d’hydrocarbures secondaires, en complément des stocks pétroliers primaires, pour assurer la sécurité d’approvisionnement du territoire pour l’ensemble des usagers des produits que vous avez cités – plus, à titre anecdotique, le gazole pêche, le fioul fluvial et pour partie la plaisance.

Je précise encore que nous représentons très peu de stations-service, à savoir un millier de stations dites rurales. Ces stations à très faible débit, souvent automatiques, desservent des territoires abandonnés par les grands réseaux. Souvent, ce sont les municipalités qui ont demandé à nos entreprises de les recréer afin d’éviter aux habitants de faire des kilomètres inutiles au prétexte d’un prix d’appel alléchant.

Enfin, outre 1 500 entreprises qui ont ce type d’activité principale, il existe d’autres distributeurs, comme un certain nombre de coopératives agricoles qui font de l’approvisionnement en produits pétroliers, des entreprises de matériaux ou des fournisseurs de produits phytosanitaires et d’entrants agricoles.

Organisation représentative de ce secteur de la distribution, la FF3C représente 15 000 emplois directs et un nombre d’emplois indirects que je ne suis pas en mesure de chiffrer. Le secteur fait, en gros, un chiffre d’affaires annuel de seize milliards d’euros, soit approximativement 5 milliards d’euros de taxes intérieures directes et une charge indirecte de l’ordre de 500 millions d’euros par an, toutes activités confondues : fioul domestique, carburants pour les stations rurales, approvisionnement en vrac des transporteurs publics, des collectivités territoriales, fiscalité indirecte des certificats d’économie d’énergie (CEE). Je n’inclus pas ici diverses redevances dont on ne sait si on peut les qualifier de taxes, telle que la redevance sur les stocks stratégiques ou la taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants (TIRIB) qui est l’ancienne taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) biocarburants.

La fiscalité énergétique, directe ou indirecte, est devenue au fil des années le principal souci des distributeurs indépendants, loin devant les questions de logistique ou les questions commerciales. En effet, en raison des incertitudes sur le montant de la TIRIB et des CEE, le coût, pour un certain nombre d’opérateurs qui achètent à des raffineurs ou qui importent le produit, peut dépasser leurs marges opérationnelles. Donc toute erreur sur ces questions, quasiment exogènes à l’activité normale de l’entreprise, peut entraîner des déséquilibres de trésorerie mais aussi, potentiellement, de concurrence.

Au-delà des entreprises soumises aux CEE ou à cette fiscalité directe, le réseau des 1 500 distributeurs est constitué essentiellement de TPE : 90 % ont moins de dix salariés, et elles ont parfois des activités secondaires à titre de complément. Elles sont néanmoins impliquées dans la gestion de la fiscalité pétrolière parce que c’est sur elles que reposent les déclarations de balance des taux sur les différents montants régionaux de taxe intérieure sur les carburants. En effet, l’Île-de-France, la Corse et Auvergne-Rhône-Alpes ont des taux différents des autres régions. Chaque fois qu’une taxe augmente, on demande à ces entreprises de reverser la fiscalité sur les 2 000 stocks qu’elles entretiennent. De façon anecdotique, c’est aussi le cas dans les régions du nord, où subsiste une faible demande de charbon, pour le versement de la taxe intérieure sur ces produits. Ces entreprises subissent aussi les effets de la complexité fiscale, qui fait que tous leurs clients ne sont pas traités de la même façon : le transport fluvial a accès à du gazole non routier (GNR) totalement détaxé ; certains clients comme ceux qui disposent de groupes électrogènes peuvent utiliser du fioul domestique sans payer de taxe, car ce sont des équipements de sécurité.

À ce propos, nous sommes inquiets d’un retour éventuel du projet de faire passer les travaux publics et tout le secteur du bâtiment du GNR au gazole tout court. La date d’application initiale, qui était le 1er janvier 2019, a été repoussée. En effet – et c’est un message que nous vous adressons –, les adaptations logistiques nécessaires pour ce changement de produit demandent au moins un an de préparation à nos entreprises. Il serait aussi question de créer pour les transporteurs publics un gazole spécifique, moins cher que le gazole que paye l’automobiliste, pour éviter d’avoir à leur rembourser une partie de la taxe comme c’est le cas actuellement.

Mais pour nous, vendre un même produit avec deux taxes différentes, alors que nous payons la même taxe à l’achat poserait un problème énorme de trésorerie ; il nous faudrait avancer la partie de la taxe que ne paieraient plus les transporteurs publics pour nous la faire rembourser ensuite par les services de l’État. Il faut savoir que ce marché du gazole en vrac est de 6 à 7 millions de mètres cubes chaque année, contre trente-deux à trente-trois millions de mètres cubes distribués en station-service.

J’en profite pour donner d’autres ordres de grandeur. Pour le gazole non routier, plus faiblement taxé que le gazole, car il bénéficie aux utilisateurs dans l’agriculture et les TPE, le marché est de 5 millions de mètres cubes. Le marché du fioul domestique pour le chauffage est de 7 millions de mètres cubes. Les marchés du fluvial et du gazole pêche sont pour mémoire.

S’agissant de fiscalité, nous nous permettons de faire quelques observations par type de produits ou d’usage.

La taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) – devenue taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) – avait fini par poser moins de problèmes au fil du temps, toutes les régions s’étant progressivement calées sur le taux maximum. Mais pas de chance : à peine la région Poitou-Charentes, la dernière à le faire, s’était-elle « normalisée », que l’Île-de-France puis, récemment, la région Auvergne-Rhône-Alpes fixaient de nouveau un taux différent. Pour l’uniformisation, c’est raté ! Certes, nous n’avons pas à discuter pour savoir si une part du produit de la taxation des produits pétroliers doit aller aux régions. Mais y a-t-il un intérêt véritable à ce que cette part soit modulable ? C’est une procédure compliquée, lourde, qui mobilise nos entreprises pour remplir des déclarations et les services des douanes pour les gérer, et c’est une source potentielle de fraude.

Sur les biocarburants, les entreprises indépendantes demandent vraiment une visibilité pluriannuelle. Le dispositif change trop souvent – moins que pour les CEE, certes. De plus, le risque de déstabilisation de la concurrence existe. C’est, accessoirement, une curiosité fiscale. C’est, à ma connaissance, la seule énergie renouvelable qui ne reçoit aucune subvention de l’État ni des régions. On impose aux opérateurs d’incorporer le coût, qui ne pèse en rien sur les fonds publics. Mais par ailleurs, cette partie renouvelable du carburant est taxée comme si c’était un produit pétrolier. Le procédé échappe à la logique, en tout cas à la nôtre.

Quant au fioul domestique, à usage de chauffage pour l’essentiel, il supporte à due proportion une taxation « contribution climat énergie », autrement dit la taxe carbone. Mais avant qu’il ne soit question de taxer les effets climatiques, ce produit l’était déjà à hauteur, TVA incluse, d’environ cinq centimes du litre. Le maintien de cette taxe historique n’est pas justifié. À ce jour, le fioul domestique intègre 7 % d’énergies renouvelables, mais c’est comme si ces 7 % n’existaient pas : tant que cette partie renouvelable du fioul domestique sera considérée comme du pétrole 100 % fossile, il n’y aura pas d’énergies renouvelables dans le fioul domestique. C’est un point de blocage, car, suite aux tests sur la substitution du fioul domestique par un combustible liquide renouvelable, sont actées des incorporations progressives de 30 % puis de 50 % à l’horizon 2030. Pour une fois qu’une énergie renouvelable n’a pas besoin de subventions, pourquoi attendre ?

Un mot sur le bois énergie : il bénéficie d’une aide fiscale directe avec une TVA réduite, et indirecte, puisque cette TVA n’est pas recouvrée, à peine 20 % du bois passant par le marché. De plus, ce marché ne peut pas être normalisé, alors que la qualité du bois brûlé influe considérablement sur les performances des appareils et surtout sur les rejets de CO2 ou de polluants atmosphériques.

J’en viens enfin – mais peut-on ici parler de fiscalité indirecte ? – aux certificats d’économie d’énergie. Je confirme les chiffres donnés par l’UFIP, que nous avons en effet entendus. Toutes énergies confondues, et à prix inchangés, le dispositif coûte 4 milliards d’euros par an aux consommateurs, 5 milliards avec la TVA. Mais il pourrait encore augmenter.

En effet, les « obligés » – les vendeurs d’énergie obligés de réaliser des économies – ne parviennent plus à produire ce qui leur est demandé. Nous sommes en cours de quatrième période – elle s’achève en juin, et pour l’instant, si sur les CEE précarité la production égale l’obligation, sur les CEE classiques, le déficit est de 50 %. S’il se maintient, il y aura donc des pénalités sur 50 %. Hypothèse, dira-t-on, mais elle est inquiétante. Car ces pénalités seront de 9 milliards d’euros hors TVA, soit près de 11 milliards d’euros en plus pour le consommateur. Pour tenter de rattraper la dérive actuelle, l’administration propose des actions sous engagement, sous charte, qui ont pour effet la création d’économies fictives – ce qui attire toujours les aventuriers.

La situation est difficilement gérable pour les obligés, qui ne savent pas, au moment où ils mettent leur produit sur le marché, quel est le coût réel des CEE qu’ils ont à supporter. Au surplus, ils sont exposés aux sanctions pour les malfaçons d’opérations dont la mise en œuvre leur échappe. Certes, un comité de pilotage entre l’administration et les acteurs se réunit, mais le dialogue y est limité. Certes, le Conseil supérieur de l’énergie voit passer les textes réglementaires mais in fine, l’administration en dispose.

Aussi ne serait-il pas inutile, de notre point de vue, que le Parlement étudie la possibilité, ouverte par la directive européenne, de proposer aux obligés un versement libératoire auprès d’un organisme public ou parapublic qui puisse à la fois mieux organiser les actions, les contrôler et accessoirement – je vous renvoie au dernier rapport de TRACFIN – limiter la déperdition en ligne entre ce que cela coûte aux obligés, donc aux consommateurs, et ce qui revient réellement aux bénéficiaires.

Madame Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour vos propos liminaires, qui étaient fort intéressants. S’agissant des CEE, dans la mesure où vous n’êtes pas responsables de la possibilité d’arriver à les utiliser, vous suggérez un versement à un organisme qui aurait les moyens de le faire efficacement. Le problème concerne les CEE non bonifiés. Il ne se pose pas pour les CEE précarité. Alors, faut-il augmenter la part de ces derniers ?

M. Frédéric Plan. D’abord, les États membres de l’Union sont tous soumis à la directive « Efficacité énergétique » mais n’appréhendent pas le dispositif de la même façon. Tous n’ont pas organisé les CEE comme la France, et il faut regarder ailleurs comment cela se passe. Ainsi, en Autriche, les stations-service elles-mêmes sont « obligées ». Obliger une station-service, surtout quand elle n’a pas de personnel, c’est absurde, dira-t-on. Mais l’Autriche a reconnu un peu mieux que la France l’adjonction dans les carburants d’additifs qui permettent de réduire la consommation de 3 % à 4 %. C’est de cette façon que les Autrichiens remplissent leurs objectifs relativement facilement en station-service. L’Espagne utilise un dispositif qui se rapproche de la proposition que je viens d’évoquer qui consiste à le centraliser.

Je rappelle que le dispositif des CEE a été inventé en 2003 et mis en œuvre en 2004 parce qu’il était très difficile de convaincre le secteur diffus de faire des économies d’énergie. On a considéré que seuls les acteurs énergéticiens qui avaient un contact direct avec les consommateurs pouvaient les convaincre. Mais aujourd’hui, les « obligés » n’ont pas ou plus le contact avec le consommateur ; l’essentiel des certificats d’économie d’énergie est produit par des intermédiaires qui font un boulot que les énergéticiens, apparemment, ne savent pas faire. Devant ce constat d’échec de la justification initiale, peut-être faudrait-il, je n’ose pas dire centraliser, mais rationaliser la chose.

Vous suggérez d’augmenter le nombre de CEE précarité, puisque leur production répond aux objectifs. Il y a bien des vases communicants entre les deux catégories au sens où des certificats d’économie d’énergie chez les précaires peuvent être transformés en certificats classiques, mais pas l’inverse. Seulement, il n’y a pas suffisamment de CEE précarité en excédent pour que leur transformation en CEE classiques comble le déficit de production de 50 % de ces derniers.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous pensez donc que le gisement est insuffisant, ou que les artisans – à 80 % du bâtiment – ne parviendront pas à le traiter.

S’agissant de la variation régionale du taux de TICPE, la région Auvergne-Rhône-Alpes a fait un geste qui représente une faible économie par habitant – Laurent Wauquiez l’avait lui-même qualifiée de symbolique. Peut-être que le coût pour les entreprises qui ont dû s’ajuster est-il moins symbolique. Pouvez-vous le chiffrer ?

M. Frédéric Plan. Sur ce dernier point, ce n’est pas le montant de la modulation qui engendre un traitement administratif, donc un coût : c’est la modulation elle-même, quelle que soit la région. Je ne peux pas chiffrer ce coût. Simplement, si une entreprise fait une erreur et identifie mal le taux appliqué à tel consommateur, le service des douanes la sanctionne, sans apporter véritablement la preuve du détournement d’usage, à hauteur de trois fois la différence de taxe. C’est un coût associé qui n’est pas neutre.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Et une recette fiscale.

M. Éric Layly, président fédéral de FF3C. Pour la quatrième période, le doublement des objectifs a été justifié par des travaux tout à fait sérieux, notamment de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), sur la base d’un coût des CEE de 4 000 euros le gigawattheure cumulé et actualisé (GWh CUMAC). Il est aujourd’hui de 9 000 euros sur le marché spot, le cours indicatif annoncé est de 7 500 à 8 000 euros. Malgré ce cours supérieur aux prévisions, on ne produit pas assez de CEE. C’est inquiétant. La production mensuelle atteinte à la fin de la troisième période semble être un plafond. De plus, ce qui est produit passe ensuite par un entonnoir, celui de la validation des CEE par le pôle national. Mais je ne suis pas sûr qu’on lui ait accordé les moyens et les personnels nécessaires pour faire face à une augmentation importante de l’objectif. Nous proposons donc que ce soit plutôt un organisme parapublic qui gère le dispositif.

Mme Laure de La Raudière. Vous avez mentionné le rapport de TRACFIN sans nous dire ce qu’il contenait – et je n’ai pas eu l’occasion de le lire ; vous laissez entendre que l’organisation actuelle de contrôle des CEE n’est pas satisfaisante. Pouvez-vous développer et, au fond, dire ce que vous vouliez nous dire sans nous le dire.

M. Frédéric Plan. Il y a des faits. En l’absence d’aides publiques, c’est plus délicat. Mais, à ma connaissance, le Parquet financier a un dossier entre les mains, ce qui suppose qu’il a quelques suspicions – je ne peux rien vous en dire de plus.

La production de CEE nécessite d’apporter un certain nombre de preuves administratives des réalisations effectuées. Il arrive que celui qui apporte le dossier de travaux à un « obligé », voire au délégataire d’un « obligé », fasse travailler une entreprise qui, elle-même, sous-traite. Il peut y avoir dans cette chaîne des failles qui fassent que les dossiers dits réalisés ne le soient pas vraiment. Par ailleurs, deux opérations ont été quasiment annulées parce qu’elles ouvraient trop largement la brèche à des comportements contestables : sur les lampes à basse consommation, les LED, et sur le calorifugeage, qui est un type d’isolation. De ce fait, l’administration a progressivement, aggravé les sanctions pour les demandeurs de certificats, non pour les entreprises intermédiaires ou de travaux, mais pour les « obligés » et les « éligibles ». Ceux-ci doivent, en quelque sorte, faire la police eux-mêmes. C’est très compliqué et un « obligé » n’a pas les moyens de payer des contre-visites systématiques – sur de grandes opérations industrielles soit, mais chez un particulier, non.

S’agissant du rapport de TRACFIN, c’est plus compliqué parce qu’il s’agit aussi de montages internationaux que je ne connais pas, mais vous pourrez le lire.

M. Éric Layly. Les opérations à un euro sont en vogue. Par exemple, depuis quelques années, une opération « Isolation des combles à un euro » est financée par les CEE pour les ménages précaires ou très précaires. Bien sûr l’« obligé », qui peut être le pétrolier, le distributeur de gaz, ne réalise pas l’opération lui-même. Il passe par des intermédiaires spécialisés qui s’appellent les délégataires, dont le rôle est d’amener au pôle national des certificats des dossiers d’économie d’énergie que celui-ci valide et transforme en CEE. Si le consommateur, qui constate que l’installation n’est pas très isolante, se plaint, l’installateur a beau jeu de lui rétorquer qu’il a payé 1 euro, donc il n’a rien à dire ! Et pour réduire les coûts, ces entreprises font appel à des travailleurs détachés, pas forcément des ouvriers français. Certaines entreprises ont bien le label « Reconnu Garant de l’Environnement » (RGE), mais il y a beaucoup d’opportunistes. Bref, quand on veut faire du pas cher, c’est finalement le consommateur qui paye les conséquences.

Et puis, il y a des traders de certificats d’économie d’énergie : quand on n’arrive pas à remplir son obligation, il faut bien acheter des KWh CUMAC de CEE. Mais, curieusement, si les entreprises délégataires sont en France, les traders de CEE sont au Luxembourg, à Amsterdam, à Turin. Le fonctionnement du marché est quand même bizarre.

M. Frédéric Plan. Joue aussi dans le déficit de production le fait que les « obligés » deviennent de plus en plus méfiants et prennent beaucoup moins de dossiers. Par le passé, ils étaient moins regardants, et le pôle national également. C’est une évolution dans le bon sens, mas cela aggrave le déficit.

Je n’avais pas répondu à une question du président : est-il réaliste de prévoir de se passer du fioul domestique, d’ici à dix ans ? Je dirais que, d’ici à vingt ans, à condition que l’on substitue au fioul domestique un combustible renouvelable, c’est jouable. Je l’ai dit, nos entreprises ont un marché, moins important que celui du fioul, en bois énergie. Donc nous n’avons pas d’états d’âme à ce sujet. Mais très sincèrement, pour la facilité d’utilisation et même en terme de bilan global sur la pollution – je ne parle pas ici de gaz à effet de serre – un combustible liquide renouvelable sera peut-être plus vertueux que le bois énergie.

M. Fabien Gouttefarde. Dans certains de vos argumentaires, notamment dans le communiqué de presse de votre organisation sur votre site, vous indiquez que le KWh électrique en période de pointe – qui peut être alors produit par du nucléaire, du charbon, etc. – est plus chargé en CO2 que le fioul domestique. Qu’est-ce qui, dans la chaîne de production, aboutit à ce résultat ?

M. Frédéric Plan. Ces chiffres ne sont pas les nôtres – nous n’avons pas l’expertise nécessaire – mais ceux de l’ADEME à partir des études, qui commencent à dater un peu, faites sur un mix électrique. Effectivement, en période de pointe hivernale, l’électricité provient majoritairement des centrales thermiques et, compte tenu de la déperdition énergétique entre le lieu de production d’électricité et sa délivrance, le taux de CO2 est alors plus important pour l’électricité, selon le calcul dit marginal de l’ADEME.

M. Vincent Thiébaut. Des installateurs m’ont saisi à propos de l’offre d’isolation à un euro. On voit venir des entreprises de l’étranger qui réalisent trois ou quatre chantiers en quatre jours dans des conditions invraisemblables. J’ai moi-même vu des installations assez catastrophiques. D’après vous, est-ce un problème de contrôle, de formation et de capacité de nos entreprises de mener à bien ces travaux ?

D’autre part, que pensez-vous de l’opération « remplacement de chaudière à un euro » ?

M. Frédéric Plan. Si les organisations d’installateurs vous ont dit ce qu’elles pensaient des opérations à un euro, je n’ai pas grand-chose à ajouter. Quand on fait du marketing et des promesses sur la base de 1 euro, il ne faut pas s’attendre à des résultats merveilleux. Chacun doit « compresser » ses coûts d’intervention pour le faire. Mais vous parliez de trois ou quatre chantiers en quelques jours ; c’est plutôt trois ou quatre chantiers par jour…

M. Vincent Thiébaut. Je pense à un fabricant de maisons individuelles qui fait trois ou quatre chantiers en quelques jours. Tout se passe à grande vitesse. J’ai vu des cas où la personne arrive le lundi matin pour faire le constat et le devis et commence les travaux le lundi après-midi.

M. Frédéric Plan. C’est cela. Dans le temps, c’était la vente des Encyclopédies Universalis, on a continué avec des panneaux photovoltaïques, puis des pompes à chaleur, depuis près de vingt ans, et avec des contre-références dont tout le monde peut prendre connaissance. Cela va peut-être recommencer, en mieux quand même car aujourd’hui les entreprises doivent avoir le label RGE.

M. Éric Layly. Le problème des opérations trop subventionnées, c’est que cela attire des aventuriers, des margoulins, et que les consommateurs paient la facture. J’ai connu le marché du photovoltaïque. Il a été tué deux fois, la première parce qu’il était tellement subventionné qu’il y a eu un très gros afflux d’entreprises, la deuxième quand le Gouvernement a supprimé les aides et qu’elles ont toutes fermé. Les gens se sont retrouvés avec des panneaux sur le toit et personne pour les changer ou les entretenir.

Vous évoquez le changement de chaudière à un euro. Je suis distributeur de fioul et j’ai une activité de chauffagiste, je peux parler de la pompe à chaleur. Elle est faite pour produire de l’eau chaude à 30 degrés et est donc bien adaptée à une maison équipée d’un plancher chauffant à basse température. Mais elle ne produit pas l’eau chaude à 55 degrés pour prendre la douche. On parle beaucoup de remplacer la chaudière au fioul par la pompe à chaleur : les gens vont être chauffés – mal – mais, pour se laver à l’eau chaude, ça marchera beaucoup moins bien. Ou alors ça coûte très cher. Dans l’immense majorité des maisons équipées d’un chauffage au fioul, on a des radiateurs. Il faut produire de l’eau chaude à 55 degrés minimum pour pouvoir chauffer les radiateurs. Une pompe à chaleur assez performante pour cela coûte au minimum 15 000 euros à 20 000 euros. Ce n’est pas celle qu’on vous installera dans l’opération à un euro. Et une pompe à chaleur a une durée de vie de dix ans plutôt que de vingt ans comme on l’entend. Si une pompe à chaleur à 1 euro dure dix ans, ce sera très bien. Mais interrogez les professionnels, installateurs et grossistes en matière de chauffage : à 1 euro, on vend du rêve.

Nous comprenons bien l’objectif de réduire les émissions de CO2. Pour cela, plutôt que d’inciter les consommateurs à changer d’énergie pour être mal chauffés, nous proposons de transformer le fioul domestique en bio-fioul, voire en combustible liquide qui n’a rien à voir avec du fioul, en utilisant des esters méthyliques d’acide gras (EMAG) qui remplacent très bien le fioul domestique dans les chaudières. Jusqu’à 10 %, voire 20 %, on peut le faire sans aucun changement sur le brûleur. Au-delà, à 30 %, il faut changer les gicleurs et quelques pièces, mais ce ne sont pas des investissements importants. On peut donc faire du bio, du renouvelable, à la place du fioul domestique, tout de suite, sans investissement pour les consommateurs et sans avoir à subventionner des énergies renouvelables de façon importante.

M. Vincent Thiébaut. Vous dites « on peut faire ». Mais comment l’État peut-il agir, et selon quel dispositif ?

M. Frédéric Plan. Dès aujourd’hui, le fioul domestique pourrait comporter 7 % d’EMAG. Ce n’est pas le cas parce que la production française d’ester méthylique coûte un peu plus cher que le pétrole et que, dans la mesure où cette partie renouvelable est taxée comme si c’était du pétrole, les opérateurs n’en mettent pas dans le fioul. La question est purement économique.

Tout à l’heure, lors de l’audition de M. Duseux, j’ai entendu dire que le fioul domestique est très cher : 2 200 euros par an pour un ménage contre 1 600 euros s’il se chauffe autrement. Oui et non. Oui car, en zone rurale et périurbaine, les bâtiments sont moins isolés, plus anciens, les équipements aussi – la durée de vie d’une chaudière au fioul joue finalement contre elle. Mais, à isolation identique, avec un équipement aussi performant, le fioul domestique ne coûtera pas plus cher que le gaz. L’écart est de moins de 10 %, mais si c’est du gaz propane, ça coûtera 50 % de moins cher, et même 70 % de moins que les convecteurs électriques.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si je citais ces chiffres, c’était pour montrer l’intérêt de l’isolation des maisons. On disait que le CEE n’était pas un dispositif vertueux : il a quand même cette vertu d’encourager la rénovation des bâtiments et ainsi de réduire les coûts du chauffage.

Revenons au mix électrique. Selon vous, le taux de CO2 peut être plus important en hiver quand on est obligé déclencher les centrales thermiques. Mais la solution se trouve dans l’« effacement », dans le pilotage à distance : en arrêtant à un moment donné un chauffage qui a une inertie suffisante pour que le confort subsiste, on évite le recours à des centrales thermiques lors des pics. Est-ce que vous valorisez les nouvelles technologies et le chauffage intelligent ?

Sur le photovoltaïque, votre formule est très bonne : « le marché a été tué deux fois ». La filière qui fonctionnait bien a connu un coup d’arrêt violent et est en train de se reconstituer. Il faut l’encourager, et aussi apprendre de cette erreur pour ne pas recommencer avec d’autres filières.

Quant aux dispositifs à 1 euro, il est évident que ce que le consommateur paye n’est pas le prix réel de l’opération. De mon point de vue, les installateurs ne devraient pas accepter que l’on brade ainsi la valeur de leur travail. Il faut plutôt, avec plus de transparence, mettre en évidence que ce type d’opération est extrêmement subventionné, notamment grâce au CEE. Mieux vaudrait donc afficher le prix réel, barré, à côté du « à 1 euro ».

Quant au label RGE, il y a peut-être des dérives, mais un travail est en cours pour l’améliorer. Beaucoup d’entreprises vertueuses offrent des installations tout à fait correctes, les installateurs gagnent leur vie, travaillent avec des producteurs français qui leur fournissent des éléments de bonne qualité. Il ne faut donc pas une vision trop critique du dispositif, même s’il faut le maintenir sous haute surveillance.

M. Frédéric Plan. Je ne critique pas le label RGE en bloc : il a ses avantages. J’observe néanmoins qu’il est plus facile de l’obtenir en créant une entreprise, même en tant qu’autoentrepreneur. Aux entreprises installées, on demande des références de chantier. On facilite ainsi l’arrivée sur le marché d’entreprises atypiques. En second lieu, beaucoup d’installateurs ne font pas partie de grands réseaux, notamment en zone rurale. Ils n’ont pas toujours les moyens de se faire attribuer non pas une fois mais six fois le label RGE, parce qu’ils n’ont pas assez de personnel pour passer l’ensemble des certifications pour chaque segment.

Sur les « accroches » à 1 euro, le financement ne vient pas seulement des CEE. Prenons l’annonce sur les 600 000 chaudières à changer par an. Cela va coûter 1 milliard au budget de l’État en crédits d’impôt, 1,3 milliard à l’Agence nationale de l’habitat (ANAH) sur le programme « Habiter mieux », et 1,3 milliard en CEE.

M. Éric Layly. Environ un million de chaudières au fioul ont plus de vingt ans. Les remplacer par une chaudière au fioul à haute performance énergétique (HPE) ou à condensation, qui a le même rendement qu’une chaudière gaz HPE, économise de 30 % à 40 % de combustible. Si en plus on isole la maison, on peut diviser par deux sa facture énergétique. Pour nous, c’est là l’enjeu. Et augmenter la part de bio dans le fioul – les essais en cours au Centre technique des industries aérauliques et thermiques (CETIAT) sont positifs – permettra de réduire les émissions de CO2.

Cela peut paraître anecdotique, mais la principauté de Monaco, extrêmement attentive à réduire ses émissions de CO2, va lancer des essais sur des chaufferies collectives au fioul dans les bâtiments publics, avec 100 % d’EMAG dès cette année. La principauté, un tout petit État certes, est plus coercitive que la France, et a pour objectif d’éliminer le fioul en 2022, avec remplacement à 100 % par les EMAG.

M. le président Julien Aubert. Vous avez entendu l’audition de M. Duseux. Êtes-vous en mesure de nous dire combien de milliards d’euros sont prélevés pour financer la transition énergétique sur le fioul ?

Selon mes calculs, début 2018, un ménage payait environ 1 700 euros pour remplir sa cuve de fioul et se chauffer ; en fin d’année, avec la hausse des prix, c’était aux alentours de 2 200 euros, soit une augmentation substantielle. Êtes-vous en mesure de donner un ordre de grandeur de l’impact que peut avoir l’évolution des prix sur le coût du chauffage pour les ménages ?

M. Frédéric Plan. Monsieur le président, permettez-nous de répondre par courrier, car nous n’avons pas tous les chiffres. En admettant que l’ensemble des fonds mobilisés par les obligés soit affecté à la transition énergétique, on peut faire le calcul que vous demandez. Mais sur la taxe carbone, je ne peux pas donner d’approximation à l’instant.

Sur la facture moyenne de chauffage pour les ménages, quelle que soit l’énergie employée, il y a des seuils psychologiques – c’est sans doute vrai aussi pour l’automobile. Quand les prix augmentent, les besoins restent les mêmes, mais les gens baissent le chauffage. Donc, si je puis dire, quand ce n’est pas cher, je me chauffe à 21 degrés et quand c’est cher, je me chauffe à 17 degrés. Aussi quand on fait une rénovation énergétique, qui, en théorie, devrait apporter une économie de 50 %, en pratique ce n’est pas le cas, car les gens qui, avant, « faisaient attention » font sans doute toujours attention, mais récupèrent le degré de confort normal qu’ils ne se permettaient plus.

M. Éric Layly. Il y a plus d’élasticité par rapport au prix sur le chauffage au fioul que sur les carburants. Pour les gens qui sont obligés de prendre leur voiture, c’est compliqué de faire du covoiturage.

M. le président Julien Aubert. Laure de La Raudière n’a pas réussi à obtenir la réponse des vendeurs de carburants. Mais vous, vous êtes au fait de l’élasticité. Cela nous intéresse beaucoup.

M. Frédéric Plan. Tout dépend de la manière de voir les choses. Si les gens se restreignent sur le confort et qu’ils retrouvent un niveau de confort attendu parce que le coût le leur permet, on ne peut pas dire que ce soit vertueux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Effectivement, quand les gens arrêtent de se chauffer parce que ça coûte trop cher, il n’y a rien de vertueux. On connaît bien la sorte de rattrapage que vous décrivez, en particulier pour les personnes précaires. Elles ne se chauffaient pas correctement. Quand le prix baisse, leur facture reste stable : elle correspond à ce qu’ils peuvent payer pour se chauffer. Ils se chauffent mieux et retrouvent un certain « confort » – je n’aime pas du tout le terme, car on a l’impression que c’est un luxe alors que c’est un élément de base pour la santé.

M. le président Julien Aubert. Quelle est votre opinion sur la RT 2012 et l’avantage donné au chauffage par des énergies fossiles par rapport au chauffage électrique, dans le neuf ?

M. Frédéric Plan. Un avantage donné aux énergies fossiles ?

M. le président Julien Aubert : Oui, dans la réglementation thermique 2012, pour le neuf, on favorise plutôt les énergies fossiles que l’électricité, à cause du coefficient de calcul.

M. Frédéric Plan. Plutôt que d’avantage donné aux énergies fossiles, je parlerais d’une sorte de « sanction de l’effet Joule ».

De toute façon, cela n’a pas d’incidence pour le fioul domestique, car on n’y fait pas appel dans l’habitat neuf. Du fait que les besoins de chauffage ont été tellement réduits que les machines utilisant le fioul domestique sont surdimensionnées, il est relativement rare d’y recourir, sauf dans des régions aux hivers particulièrement rigoureux.

En revanche, dans un certain nombre de rénovations énergétiques, mais aussi dans le neuf, l’usage de la pompe à chaleur dite réversible ne pénalise pas l’électricité, car si elle réduit la consommation sur la partie chauffage, elle entraîne une consommation sur le refroidissement qui n’existait pas et compense sûrement la baisse.

M. Vincent Thiébaut. La question des normes RT, soulevée par le président, m’intéresse beaucoup. Aujourd’hui, on le voit pour l’isolation, on subventionne des obligations de moyens. Mais pensez-vous que les obligations de résultat demandées par l’État sont suffisantes ?

M. Frédéric Plan. C’est dommage que ce soit la dernière question… Je crois que nous allons en rester là et faire part de notre point de vue à la commission par écrit.

M. Éric Layly. Si l’obligation de résultat, c’est le niveau attendu des obligations de quatrième période, c’est très ambitieux.

M. Vincent Thiébaut. Je pensais surtout aux installations dans le bâtiment. Je travaillais dans ce secteur dans les années 1990 et il y a beaucoup de normes concernant des obligations de moyens. Avec l’isolation à 1 euro, on subventionne le moyen, pas le résultat. Comme l’un de vous est aussi un installateur, je pense que vous êtes très à même de nous parler de ce sujet. Si vous nous envoyez une contribution plus tard, nous sommes preneurs, mais je pense que le sujet touche aussi aux politiques menées actuellement.

M. Éric Layly. Nous ferons une contribution écrite, pour mieux argumenter notre point de vue.

M. le président Julien Aubert. Je suis un peu déçu, car je n’ai pas eu les chiffres que je demandais. Mais je vous remercie, et nous attendons vos contributions écrites.

L’audition s’achève à dix-neuf heures quinze.

*

3. Audition, ouverte à la presse, de Mme Magali Viandier, directrice sourcing, économie des offres d’EDF, et de M. Patrice Bruel, directeur régulation, accompagnés de Mme Véronique Loy, directrice adjointe des affaires publiques (19 mars 2019)

L’audition débute à dix-huit heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons Mme Magali Viandier, directrice « sourcing, économie des offres » d’EDF et M. Patrice Bruel, directeur « régulation », qui sont accompagnés de Mme Véronique Loy, directrice adjointe des affaires publiques.

Sans plus attendre, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment.

(Mme Magali Viandier, M. Patrice Bruel et Mme Véronique Loy prêtent serment.)

Nous vous accueillons avec plaisir devant cette commission d’enquête qui a débuté ses travaux il y a quinze jours. Vous représentez le producteur et fournisseur historique de l’électricité en France, EDF, qui a été confronté à plusieurs chocs.

La dérégulation du marché de l’électricité a ainsi favorisé l’émergence de fournisseurs alternatifs, qui représentent aujourd’hui près du tiers des volumes consommés. Néanmoins, EDF conserve une part importante de la clientèle des particuliers : ses tarifs réglementés concernent toujours plus des trois quarts des ménages français.

La montée en puissance des énergies renouvelables – phénomène assorti d’obligations de rachat de leur production à la charge de l’opérateur historique – a constitué un autre choc. La conséquence de ce bouleversement – à moins qu’il ne s’agisse d’une coïncidence : c’est à vous de nous le dire – a été une augmentation très sensible de la facture d’électricité des Français, du fait notamment de l’accroissement très important des taxes et prélèvements. Une partie de nos concitoyens s’attendait, tout au contraire, à ce que l’ouverture à la concurrence se traduise par une baisse du montant des factures.

L’augmentation la plus significative a été celle de la désormais très connue contribution au service public de l’énergie (CSPE) : 650 % de plus, me dit-on, depuis sa création en 2003. Vous me direz si ce chiffre est exagéré. Or 68 % du produit de la CSPE correspond à une augmentation des charges liées au soutien aux énergies renouvelables (ENR), dont 33 % pour le solaire et 17 % pour l’éolien. Les ménages français acquittent désormais, chaque année et en moyenne, plus de 100 euros de CSPE. Pour les entreprises, toujours en moyenne, le montant est de 1 300 euros par an. Chose encore plus compliquée – mais vous nous l’expliquerez –, la CSPE, bien qu’elle soit désormais décorréllée du soutien aux ENR, existe toujours.

EDF supporte à titre principal les charges dites de service public de l’énergie et a été, à ce titre, attributaire d’une part du produit de la CSPE. Nous attendons évidemment que vous nous précisiez l’évolution de ces montants, au cours des dernières années, dans le budget d’EDF. Selon les prévisions de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour 2019, les charges de service public de l’énergie s’élèvent au total à 7,8 milliards d’euros, dont 5,3 milliards pour les seules énergies renouvelables.

Nous sommes également dans un contexte marqué par un débat sur la fixation des tarifs de l’électricité : des questions se posent quant à leur augmentation, prévue le 1er juin.

Les membres de la commission d’enquête veulent comprendre pourquoi le prix de l’électricité est ce qu’il est ; ce que paient exactement les Français et pour quel objectif ; ce que les bouleversements que j’évoquais ont changé pour vous, comment vous les avez vécus ; éventuellement, quels sont les prix de gros de l’électricité – bref, comment fonctionne le marché de l’électricité.

Vous disposez de quinze minutes. Dans un deuxième temps, Mme le rapporteur vous posera des questions. Ensuite, ce sera le tour des membres de la commission. Enfin, je poserai mes propres questions, si mes collègues m’en laissent le temps.

Mme Magali Viandier, directrice « sourcing, économie des offres » d’EDF. Monsieur le président, madame le rapporteur, mesdames et messieurs les députés, en préambule, et pour répondre à vos questions, il paraît utile de rappeler de quoi se compose, en France, pour un ménage, une facture d’électricité toutes taxes comprises (TTC).

Comme vous l’avez dit, sur le marché français, on trouve aussi bien des clients bénéficiant des tarifs réglementés que des clients ayant souscrit ce que l’on appelle des « offres de marché », principalement proposées par les fournisseurs dits « alternatifs ». Quand on examine en détail ce dont se compose une facture d’électricité TTC, on observe que certaines parties sont similaires pour ces deux types d’offres, y compris, dans ce qu’on appelle la « part fourniture », pour certains points spécifiques qui sont liés à la réglementation et à la régulation.

Une facture d’électricité se compose de trois blocs de taille à peu près équivalente. Le premier consiste dans ce que l’on appelle la « part fourniture », qui représente environ 35 %. Cette part comprend l’approvisionnement en électricité et en garanties de capacité, au sens strict ; les coûts commerciaux, liés à la commercialisation et à la gestion du portefeuille de clients, comprenant les certificats d’économie d’énergie (CEE) ; enfin, la marge du fournisseur. Je reviendrai sur ce premier bloc, car il peut y avoir des différences, qui méritent d’être expliquées, entre les tarifs réglementés et les offres de marché.

Le deuxième bloc, strictement identique pour tous les clients résidentiels – qu’ils soient en offres de marché ou aux tarifs réglementés –, est ce que l’on appelle la « part acheminement ». Il correspond à la rémunération de l’utilisation des réseaux publics d’électricité, qui s’exprime au travers du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), lequel est fixé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) selon des modalités prévues par la loi. Cela représente, en moyenne, 30 % d’une facture d’électricité TTC pour un client.

Le dernier bloc, qui représente un gros tiers, équivalent par la taille au premier, est constitué par les taxes. Celles-ci se répartissent en plusieurs catégories. Certaines sont fixes ; d’autres sont fonction de la consommation d’électricité. La contribution tarifaire d’acheminement (CTA) appartient à la première catégorie. Elle s’appuie sur la part fixe des coûts d’acheminement. Instituée par la loi du 9 août 2004, elle a pour vocation de financer les régimes de retraite du secteur des industries électriques et gazières. La taxe sur la consommation finale d’électricité (TLCFE), composée d’une part communale et d’une part départementale, appartient à la seconde catégorie. Son assiette est déterminée par la quantité d’électricité consommée. Son niveau, fixé annuellement, peut varier d’une commune ou d’un département à l’autre : les assemblées territoriales votent un coefficient multiplicateur. La troisième taxe, à laquelle vous avez fait référence dans votre introduction, monsieur le président, est effectivement la CSPE, qui a été mise en place il y a une quinzaine d’années. Elle s’exprime en euros par mégawattheure. Comme vous l’avez dit, elle a augmenté significativement entre les années 2010 et 2016. Son montant, inchangé depuis le 1er janvier 2016, est de 22,5 euros par mégawattheure.

Sur ces taxes, de même que sur l’ensemble des autres briques composant une facture, s’applique la TVA, en vertu de la directive européenne relative à la taxe sur la valeur ajoutée. Deux taux s’appliquent pour l’électricité : le taux réduit de 5,5 % en ce qui concerne la part fixe, qui comprend principalement l’abonnement et l’acheminement, et le taux normal de 20 % pour la partie variable de la facture.

Je voudrais, à présent, revenir sur le premier bloc car c’est là – il est important de l’avoir en tête – que peuvent intervenir des différences entre les tarifs réglementés et les offres dites de marché, en fonction des pratiques des différents fournisseurs. C’est en effet sur cette partie, dont certaines composantes ne dépendent pas de dispositions réglementaires ou législatives, que s’exerce la concurrence, avec les différents niveaux de prix et le positionnement des offres que souhaitent proposer les fournisseurs.

Toutefois, même pour la partie fourniture, des règles spécifiques s’appliquent aux tarifs réglementés : chacune de ses composantes est encadrée par la Commission de régulation de l’énergie, soit de manière directe, en application de formules de calcul, soit par un contrôle des coûts avancés par EDF. Par exemple, les coûts commerciaux d’EDF, qui sont intégrés dans les tarifs réglementés, sont présentés à la CRE et celle-ci a la faculté de les accepter ou, si elle les trouve excessifs, de les refuser. Je souhaite porter à votre connaissance, à ce propos, le fait que, malgré l’évolution du marché – que vous avez évoquée tout à l’heure, et qui se traduit par la perte d’un peu plus de 100 000 clients par mois, soit environ un million chaque année, au profit des fournisseurs en offres de marché –, les coûts commerciaux unitaires d’EDF, hors certificats d’économie d’énergie, sont stables ou en légère baisse. Cela témoigne de l’adaptation du modèle d’activité du fournisseur EDF à l’évolution du marché.

La part fourniture comprend également, je le disais, la marge du fournisseur. Dans une offre de marché, la marge résulte purement et simplement d’une décision de gestion : chaque fournisseur est libre, en fonction du niveau de prix qu’il entend proposer et des caractéristiques de l’offre qu’il commercialise, d’établir la marge qu’il souhaite dégager. S’agissant des tarifs réglementés de vente, la marge est fixée par la CRE : nous ne pouvons pas la déterminer nous-mêmes. Le décret du 12 août 2009 relatif aux tarifs réglementés de vente de l’électricité dispose que la marge doit être « raisonnable » et c’est la CRE qui fixe, dans ses délibérations tarifaires, le niveau de marge qu’EDF pourra dégager au travers de ses tarifs réglementés.

Enfin, dans la part fourniture, le gros morceau – la matière première, en quelque sorte – est constitué par l’approvisionnement en électricité. Là encore, il y a des différences entre tarifs réglementés et offres de marché puisque, s’agissant des premiers, la valorisation de l’approvisionnement en énergie et en garanties de capacité est fixée par la CRE par l’application de formules. Pour la part énergie, on considère qu’environ 70 % des volumes d’électricité consommés dans le cadre des tarifs réglementés sont valorisés au niveau prévu par l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), c’est-à-dire à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure, quelles que soient les conditions des marchés de gros. Autrement dit, dans le cadre des tarifs réglementés, que les prix de l’électricité sur les marchés de gros soient supérieurs ou inférieurs à 42 euros, 70 % des volumes sont valorisés à ce prix ; les 30 % restants – ce que l’on appelle, dans notre jargon, le « complément marché » – sont valorisés à la moyenne des prix des deux années précédant l’année de livraison, ce qui permet d’amortir les effets de volatilité sur les marchés de gros. Ce dispositif assure donc une stabilité dans le temps. Telle est, de manière extrêmement synthétique et en essayant d’être aussi simple et explicite que possible, la manière dont se construisent les prix.

Les fournisseurs alternatifs, pour la partie énergie, ont la faculté de s’approvisionner à l’ARENH ou pas. En d’autres termes, pour la construction de leurs offres, quand les prix sur les marchés de gros sont supérieurs à 42 euros, ils ont tendance à se présenter au guichet de l’ARENH ; quand c’est l’inverse, ils se fournissent sur les marchés. Ainsi, en 2017 et 2018, on a vu se multiplier de manière significative – vous l’aurez constaté si vous avez consulté les publications de la CRE sur l’observation des marchés de détail – les fournisseurs et les offres disponibles sur le marché, car les conditions sur les marchés de gros leur permettaient d’avoir un espace économique pour entrer en concurrence avec les tarifs réglementés.

S’agissant de la facture globale d’énergie, après avoir détaillé les trois blocs, il me semble important de rappeler que les prix de détail de l’électricité en France restent très compétitifs par rapport à ceux des autres pays européens. En moyenne, et sur une longue période, les prix qui sont pratiqués sont les plus bas. En Allemagne, les prix sont de l’ordre du double par rapport à ceux que l’on observe sur les marchés en France.

M. Patrice Bruel, directeur « régulation » d’EDF. Je voudrais apporter un élément de réponse à la question que vous avez posée dans votre propos liminaire, monsieur le président, au sujet de l’évolution de la contribution au service public de l’électricité. Comme vous l’avez rappelé, historiquement, il s’agissait d’une contribution prélevée sur les consommations finales d’électricité pour assurer le financement des charges de service public de l’électricité, parmi lesquelles figuraient le financement du soutien aux énergies renouvelables, la péréquation dans les zones non interconnectées (ZNI) et la solidarité. La CSPE a effectivement augmenté entre 2010 et 2015, passant de 4,5 euros par mégawattheure à 19,5 euros, pour accompagner l’évolution du montant des charges de service public.

La situation n’était pas satisfaisante pour l’entreprise EDF, et ce pour deux raisons. Premièrement, du fait du retard dans la compensation : fin 2015, un déficit de 5,8 milliards d’euros s’était constitué. Deuxièmement, l’entreprise constatait une augmentation de la fiscalité sur le produit électricité qui, de fait, pénalisait cette énergie, alors qu’elle était, déjà à l’époque, l’énergie la moins émettrice de CO2. Une réforme du financement des charges de service public est entrée en vigueur le 1er janvier 2016. Désormais, ce financement est budgété. Une partie des charges figure dans le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » (CAS TE), qui regroupe les charges considérées comme étant directement liées au processus de transition énergétique, principalement le soutien aux énergies renouvelables et aux effacements de consommation, mais également le processus d’apurement du déficit historique de compensation que j’évoquais. Celui-ci fait l’objet d’un échéancier qui court jusqu’en 2020. Le reste des charges de service public appartient au programme 345 « Service public de l’énergie », qui rassemble la péréquation tarifaire dans les ZNI, le soutien à la cogénération et les dispositifs sociaux en matière d’électricité et de gaz.

Depuis cette réforme, la CSPE est devenue une taxe versée au budget général. Depuis le 1er janvier 2016, elle est fixée à 22,5 euros et, bien qu’elle ait conservé le même nom, elle n’a plus de lien avec le financement des charges de service public. Celles-ci sont calculées par la CRE, qui invite l’ensemble des acteurs concernés à déclarer leurs charges, qu’elle vérifie méthodiquement puis constate d’après une comptabilité appropriée.

La CSPE, qui n’a donc plus de lien avec le soutien aux énergies renouvelables et la compensation des charges de service public, est une taxe qui pèse uniquement sur l’électricité, alors que celle-ci est décarbonée et représente un atout majeur pour réussir la transition énergétique et réaliser des économies d’énergie, notamment dans les secteurs du bâtiment et des transports. Pour EDF, l’allégement de cette fiscalité serait à la fois favorable au pouvoir d’achat des ménages et de nature à améliorer la cohérence des signaux fiscaux adressés aux consommateurs, mais aussi à atteindre les objectifs des politiques en matière d’énergie et de climat.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour vos propos liminaires.

Ma première question porte sur la taxe sur la consommation finale, qui a donc deux niveaux territoriaux : communal et départemental. Un coefficient multiplicateur permet de faire varier les taux. Quelle est actuellement l’amplitude de la variation, dans un sens comme dans l’autre ? En bref, je voudrais savoir si le niveau diffère beaucoup d’un territoire à l’autre ou si l’écart est minime.

Je voudrais également que nous évoquions votre stratégie en matière d’ENR, que vous nous disiez comment cela se profile pour vous, comment vous voyez les choses à plus ou moins long terme. Il s’agit, tout simplement, d’ouvrir le débat sur la manière dont cela s’organise et se met en œuvre au sein d’EDF. Vous êtes leader européen sur ce sujet également ; je voudrais donc connaître votre avis.

Par ailleurs, les consommateurs sont-ils réceptifs à ces changements ? Comment accompagnez-vous vos clients en matière d’efficacité énergétique ? Comment cela se met-il en œuvre, notamment à travers les certificats d’économie d’énergie (CEE) ? Quelle est, au final, la part supportée par les ménages ? S’y retrouvent-ils en termes d’économies finales ? Autrement dit, s’agit-il d’un prélèvement qui les amène à se libérer d’une partie du poids de l’énergie – ou non ?

Mme Magali Viandier. En ce qui concerne la variabilité de la taxe sur la consommation finale d’électricité, je ne suis pas en mesure de vous répondre concrètement. Je ne sais pas si tout le monde est au maximum ou si l’on observe des écarts très importants. La faculté de moduler existe, mais j’avoue ne pas connaître avec précision l’ensemble des dispositions concernant cette taxe dans l’ensemble des communes et des départements français.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour obtenir ces informations, faut-il que nous nous adressions aux associations d’élus ?

Mme Magali Viandier. Je pourrais peut-être vous fournir des réponses complémentaires mais, à cet instant, je n’ai pas les chiffres.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’aimerais effectivement que vous nous les communiquiez.

Mme Magali Viandier. En ce qui concerne l’accompagnement des consommateurs vers l’efficacité énergétique, vous n’êtes pas sans savoir qu’il passe notamment par le dispositif des certificats d’économie d’énergie.

Celui-ci fonctionne par périodes ; nous sommes dans la quatrième, dont l’ambition est très significative en termes d’augmentation de l’accompagnement – aussi bien des clients résidentiels que des professionnels et des entreprises. Il s’agit de les inciter à investir de manière à diminuer la consommation des logements et locaux professionnels. Cela se fait au travers de dispositifs comme « Coup de pouce ». Ces derniers temps, de nombreuses annonces ont été faites afin d’accompagner les clients, notamment dans la modification de leur système de chauffage, de manière à ce qu’ils diminuent leur consommation d’énergie. Chaque client peut, en principe, mesurer l’impact de ses investissements – qu’il s’agisse de travaux d’isolation ou d’une modification du système de chauffage – sur sa consommation d’énergie et donc sur le niveau de sa facture. Nous accompagnons nos clients dès qu’ils sont prêts à s’engager dans cette démarche ; cela passe par des partenariats et des dispositifs spécifiques tels que la prime énergie. Aider nos clients à maîtriser leur consommation d’énergie fait partie de notre démarche de conseil.

La quatrième période des CEE s’annonce effectivement très ambitieuse en termes de volumes, puisque, par rapport à la période précédente, on est passé d’une obligation, pour l’ensemble des fournisseurs, de 800 à 1 600 térawattheures cumulés et actualisés (CUMAC). Qui plus est, EDF, en raison de la taille de son portefeuille, est le premier « obligé » s’agissant des CEE. Depuis quelques mois, tendanciellement, le coût de revient des CEE augmente et va, à terme, alourdir les factures d’électricité. Il est donc important, si l’on veut que l’effet des dispositifs comme « Coup de pouce » soit vraiment mesurable et bénéfique pour les clients, de travailler sur le niveau du reste à charge pour les consommateurs quand ils procèdent à des investissements visant à réaliser des économies d’énergie – qu’ils changent leurs fenêtres ou bien encore leur mode de chauffage. Le reste à charge doit être acceptable, notamment pour les ménages les plus modestes.

M. le président Julien Aubert. Avez-vous une idée du montant que paient les Français pour financer les certificats, et que vous intégrez dans les factures ?

Mme Magali Viandier. Il est difficile d’isoler cette part dans les factures, mais les CEE ont un prix de marché. Or, on est passé de 1,5 euro par mégawattheure CUMAC à la fin de 2016 à près de 9 euros au début de 2019. L’ambition pour ce qui est de l’encouragement à la réalisation d’économies d’énergie contribue à créer de la tension sur le marché, du point de vue aussi bien du niveau de primes accordées que des incitations commerciales et de l’obligation pour chaque fournisseur de ne pas être en infraction en fin de période – la pénalité étant de l’ordre de 15 euros du mégawattheure CUMAC. On observe donc, effectivement, une tension sur le prix des CEE, qui se répercute sur le tarif proposé et donc sur les factures d’électricité.

M. le président Julien Aubert. Vous n’avez donc pas de chiffres ou de données permettant de quantifier le coût pour les utilisateurs ? En effet, si je comprends bien ce que vous dites, quand je paie mon électricité, je finance la politique de CEE par l’intermédiaire d’EDF, puisque cela fait partie de la facture. La question est de savoir combien, « volontairement » – si je puis dire –, je donne pour le financement de cette politique, bien que ce ne soit pas une taxe. Vous ne pouvez pas nous indiquer un volume annuel ? Les pétroliers, par exemple, ont été capables de nous dire à quel volume cela correspondait pour eux.

Mme Magali Viandier. Je dois avoir ces chiffres quelque part. Si la question est de savoir ce que cela représente, en volume, sur le portefeuille d’EDF, pour la quatrième période, je puis tout de même vous dire qu’EDF assume à peu près la moitié de l’obligation globale en matière de CEE. Bien sûr, le « coût » d’approvisionnement des CEE varie selon les dispositifs, les mécanismes d’incitation, mais aussi les transactions dites de gré à gré – car une partie de notre approvisionnement en CEE passe par des achats auprès de sociétés. Je pourrai, là aussi, vous transmettre par la suite des données plus précises.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Nous nous rendons compte qu’il n’est pas facile pour vous de chiffrer, en centimes ou en euros, ce que représentent les CEE dans la facture totale. Nous vous serions reconnaissants de bien vouloir revenir vers nous avec l’information, pour nous dire clairement si, au moment où le prix des CEE s’est envolé, passant de 1,5 euro à 9 euros, il y a eu une répercussion immédiate sur la facture, ou si la différence a été prise sur vos marges – bref, comment ce coût a été réparti, et si, en définitive, c’est le consommateur final qui l’a supporté, ou bien vous.

M. Hervé Pellois. Vous avez parlé des tarifs réglementés qui existent pour EDF et des prix de marché : pouvez-vous nous indiquer quelles sont actuellement les proportions respectives de ces deux types de tarification et leur évolution au cours des dernières années ? Autrement dit, quelle est la part qui reste en réglementé et celle qui est passée à l’autre régime ? Pour chacun de ces tarifs, est-ce que la composition des ressources en énergie – énergies renouvelables ou électricité produite à partir du nucléaire – est la même ? Est-il d’ailleurs possible de distinguer ainsi les sources d’énergie ?

Mme Magali Viandier. Actuellement, il y a de l’ordre de 25 millions de clients résidentiels qui bénéficient des tarifs réglementés de vente, auxquels s’ajoutent 3 millions de clients dits « professionnels » – sachant que, pour les entreprises de taille intermédiaire, les grandes entreprises et les très grands clients, il n’y a plus de tarifs réglementés depuis plusieurs années. Les fameux tarifs jaune et vert, supprimés le 1er janvier 2016, étaient les derniers pour cette catégorie de clients.

EDF, ces deux dernières années, a perdu un peu plus d’un million de clients résidentiels par an, ce qui correspond à un rythme de 100 000 clients par mois environ. Ce rythme a d’ailleurs été en augmentation au cours de ces deux dernières années, notamment pour la raison que j’évoquais tout à l’heure : les conditions de sourcing ont fait qu’à un moment les offres de marché ont été plus compétitives que les tarifs réglementés, dont la valeur est fixe. Pour les années antérieures, le rythme était plutôt de 60 000 clients quittant chaque mois les tarifs réglementés pour souscrire à des offres de marché auprès de fournisseurs alternatifs – mais également auprès d’EDF, car nous avons, en plus des tarifs réglementés, une gamme d’offres de marché, notamment des offres dites vertes.

L’accélération vient aussi du fait que les consommateurs ont de plus en plus connaissance de l’existence d’autres fournisseurs qu’EDF, le fournisseur historique. Il y a quelques années encore, beaucoup de clients ne savaient pas forcément à qui s’adresser et comment le faire pour se fournir auprès d’une autre entreprise. Je ne saurais pas vous dire, de manière consolidée, combien, sur le marché « France », il y a de clients en offres de marché, mais cela représente quelques millions de clients résidentiels. Les informations sont publiées chaque trimestre par la CRE dans le cadre de son Observatoire des marchés de détail ; ensuite, un récapitulatif annuel est proposé.

M. Patrice Bruel. Vous avez demandé, monsieur Pellois, s’il y avait des différences dans le mix qui approvisionne les différents types de clientèle. Il n’est pas possible de tracer ainsi les kilowattheures sur le marché de l’électricité. Le coût d’approvisionnement, pour un consommateur, dépend du profil de sa consommation et non pas de la nature de ses usages. Il n’y aura pas de différenciation selon qu’il s’agit d’un industriel ou d’un particulier. Pour un profil de consommation continu tout au long de l’année, le prix de l’approvisionnement est le même quelle que soit la nature du consommateur. Si l’on peut avoir une vision, heure par heure – Réseau de transport d’électricité (RTE) publie des données très régulièrement – de ce qu’est le mix global permettant de satisfaire l’ensemble de la consommation de la France, il est totalement illusoire de prétendre affecter tel type de production à tel type de consommation.

Mme Bénédicte Peyrol. Qu’en est-il de la directive européenne qui détermine, je crois, un plancher ou un plafond de taxation de l’électricité ? Comment se situe la France ?

Par ailleurs, pouvez-vous nous en dire plus sur les exonérations dont bénéficient certains secteurs d’activité ou certaines entreprises ? Nos concitoyens s’interrogent toujours sur les niches fiscales, a fortiori s’il s’agit de la transition énergétique.

Enfin, si vous souhaitez un allégement d’une fiscalité que vous jugez importante, qui pèse sur une énergie parmi les plus propres du point de vue des émissions de CO2, à quoi pensez-vous précisément ? À l’application de la TVA aux taxes, à la CSPE ? Ces questions sont très précises mais je pense que c’est important pour la compréhension globale de la facture d’électricité.

M. Patrice Bruel. Tout à l’heure, j’ai évoqué l’évolution historique de la CSPE, passée de 4,50 euros en 2010 à 19,50 euros, et relevée à 22,50 euros, le 1er janvier 2016, lorsqu’elle est devenue une taxe versée au budget général. Aujourd’hui, les conditions sont radicalement différentes, les coûts ayant baissé de manière spectaculaire, et ce n’est pas terminé ; en témoignent les derniers appels d’offres, avec un prix du mégawattheure compris entre 55 et 65 euros pour les installations au sol et entre 80 et 90 euros pour les installations sur toiture. Ce sont là des baisses très significatives par rapport à un passé pas si lointain, et elles se poursuivent. Nous avons donc un volume de charges de service public occasionné par le développement des énergies renouvelables qui continue d’augmenter, en raison du nécessaire soutien public, mais dans une mesure bien plus faible qu’auparavant.

Il existe des taux réduits de CSPE. Leur bénéfice est accordé en fonction du secteur d’activité de l’entreprise et de l’électro-intensivité. Si vous souhaitez plus de détails sur l’ampleur de ce dispositif de taux réduits, je me permets de vous inviter, madame la députée, à vous rapprocher des services de Bercy. Ce sont eux qui sont les plus au fait à la fois des critères et des montants. Nous sommes, pour notre part, mal placés pour apprécier cela. Certes, en tant que collecteurs, nous voyons des montants, mais nous n’avons qu’une vision partielle, fonction du portefeuille de clientèle que nous alimentons. Pour une vision globale des enjeux du point de vue des politiques publiques, ce qui me semble être votre préoccupation, des chiffres consolidés, que nous n’avons pas, me semblent nécessaires.

M. Hubert Wulfranc. Je reviens sur la TVA : 5,5 % sur l’ensemble de la part fixe et 20 % sur la part variable. Pourriez-vous nous préciser comment cela se décline, particulièrement en ce qui concerne la part variable ? Et ce paramètre de la TVA vous paraît-il devoir être pris en considération pour alléger la facture des ménages ?

Mme Magali Viandier. Effectivement, un taux réduit s’applique sur la part fixe de la facture : l’abonnement et la contribution tarifaire d’acheminement. Tout le reste de la facture se voit appliquer un taux unique de 20 % : la partie électricité, coûts commerciaux, etc., et les taxes soumises à la TVA à 20 %, c’est-à-dire les taxes locales sur la consommation finale d’électricité et la CSPE.

Serait-il pertinent ou utile d’ajuster les taux de TVA pour alléger la facture finale du client ? Je n’ai pas de commentaire à faire sur une question de politique fiscale. Je pense simplement que cette politique est cohérente avec la directive européenne, qui est assez « encadrante », notamment en ce qui concerne les taux et la possibilité de taux réduits. Le nombre de taux réduits qui peuvent être appliqués est effectivement limité et une fois qu’ils ont été arrêtés ce sont toujours ces mêmes taux réduits qui doivent être appliqués.

C’est aussi la directive européenne qui impose de soumettre les taxes spécifiques à l’électricité que nous évoquions à la TVA, mais il en est de même pour les autres énergies, comme le gaz. Il y a là une cohérence d’ensemble, qui peut être questionnée, mais qui est conforme à la directive européenne en matière de taxe sur la valeur ajoutée.

M. le président Julien Aubert. Tout à l’heure, vous avez dit que les charges de service public continuent à augmenter faiblement. Aujourd’hui, vous l’avez dit, la CSPE ne finance plus les énergies renouvelables. La progression de la CSPE dans la facture d’électricité des Français n’est donc plus corrélée avec le soutien aux énergies vertes. Sommes-nous d’accord ?

M. Patrice Bruel. Il n’y a plus de lien entre la CSPE et le soutien aux énergies vertes depuis le 1er janvier 2016.

M. le président Julien Aubert. Nous sommes bien d’accord.

Lors de cette réforme, y eut-il un débat avec Bercy sur une éventuelle suppression de la CSPE ? C’est un petit peu l’histoire de la vignette : on crée une contribution essentiellement pour financer une politique, puis on abandonne cette contribution en tant que source de financement de cette politique, mais on la maintient et elle « disparaît », si j’ose dire, dans le budget de l’État.

A-t-il été envisagé, la contribution carbone augmentant, de réduire mécaniquement la CSPE, voire de la faire tendre vers zéro ?

M. Patrice Bruel. Lorsque j’indiquais que les charges de service public continuaient à augmenter mais bien plus lentement, c’était évidemment en ayant à l’esprit un socle de charges héritées de l’histoire et consubstantiel de contrats d’une durée de vingt ans, qui explique que le montant reste toujours significatif aujourd’hui.

M. le président Julien Aubert. En somme, vous nous dites que nous payons le passé. Imaginons le parc éolien qui a été construit en 2000, avec certains tarifs de rachat. Est-ce qu’il n’y a vraiment plus aucun lien avec la CSPE ? Ou bien bénéficie-t-il aujourd’hui de la CSPE avant de bénéficier demain de la contribution carbone ?

M. Patrice Bruel. Il n’y a vraiment plus aucun lien.

Quant à la compensation qu’EDF doit recevoir dès lors qu’elle continue bien évidemment, en tant qu’acheteur « obligé », à honorer ces contrats, elle est versée directement par Bercy, du budget de l’État, en fonction d’échanges mensuels.

Mme Bénédicte Peyrol. Par conséquent, puisque la CSPE est versée au budget général, on peut dire qu’on peut en retrouver une part dans la compensation. Je ne vous demande pas des montants mais c’est quelque chose qui peut être déduit par un raisonnement logique.

M. Patrice Bruel. Je vous laisse mener le raisonnement logique que vous développez. Pour notre part, nous constatons qu’une compensation des charges de service public que nous supportons est versée directement, financée par le budget de l’État – pour partie du compte d’affectation spéciale « Transition énergétique », pour partie d’une ligne du budget général –, et que, par ailleurs, la CSPE collectée sur les factures des consommateurs est versée directement au budget général. Ensuite, la question de l’affectation ou de la non-affectation de la ressource fiscale relève de l’État, nous y sommes totalement étrangers.

M. le président Julien Aubert. Certes, mais les montants sont-ils égaux ?

M. Patrice Bruel. Depuis la fin de l’année 2015, on constatait un retard de compensation de 5,8 milliards d’euros. C’était l’un des sujets de préoccupation qui motivait la réforme. Depuis la mise en œuvre de celle-ci, les charges supportées par EDF sont effectivement compensées, même si nous avons connu quelques petits décalages, presque anecdotiques, entre le mois de décembre et le mois de janvier ; pour l’essentiel des montants, la compensation est opérée en temps et en heure, comme elle doit l’être. Par ailleurs, un échéancier défini par arrêté doit permettre d’aboutir à l’apurement du déficit historique à la fin de l’exercice 2020 ; jusqu’à présent, cet échéancier est rigoureusement respecté.

M. le président Julien Aubert. Vous n’avez pas répondu à ma question sur les montants. À quel montant s’élève la compensation reçue de l’État ? À quel montant s’élève la CSPE ?

M. Patrice Bruel. Le montant des charges inscrites au compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » s’élève à 6,8 milliards d’euros – le montant total inscrit à ce compte étant de 7,3 milliards d’euros, car nous ne sommes pas le seul opérateur chargé de missions de service public. S’y ajoutent 2,3 milliards d’euros du budget général, dont 1,7 milliard d’euros pour la compensation des surcoûts dans les zones non interconnectées.

M. le président Julien Aubert. En 2020, il n’y aura donc plus de retard de compensation, si j’ai bien compris.

M. Patrice Bruel. Absolument.

M. le président Julien Aubert. Si je pars du principe que je maintiens aujourd’hui la CSPE, qui abonde le budget de l’État et permet ensuite, par un jeu budgétaire, de verser une compensation à EDF, la part de CSPE correspondant aux énergies renouvelables n’aura donc plus de raison d’être au-delà de 2020. Je parle bien de la part historiquement liée à ces énergies, autrefois calculée en fonction de l’aide apportée à certaines énergies, qui est restée inscrite dans les factures.

M. Patrice Bruel. Je n’ai pas dû bien me faire comprendre, monsieur le président. La compensation des charges de service public est de la première importance pour EDF puisqu’EDF honore ses contrats. Elle prend aujourd’hui la forme de transferts directs qui sont financés par le budget de l’État. Effectivement, lorsque la CSPE a changé de statut, le 1er janvier 2016, tout en gardant son nom, on aurait pu imaginer qu’elle disparaisse du jour au lendemain puisqu’elle n’avait plus de lien avec le financement des charges de service public et que sa raison d’être avait disparu. L’État a fait un choix différent et l’a maintenue, mais, comme nous le souhaitions, elle a arrêté d’augmenter. Ce prélèvement fiscal continue d’être perçu mais son montant est stable depuis le 1er janvier 2016 : 22,50 euros.

Nous accueillerons à bras ouverts son éventuelle baisse. Et c’est bien de la CSPE que je parlais tout à l’heure lorsque j’envisageais l’hypothèse d’un allégement de la fiscalité.

M. le président Julien Aubert. Le 1er janvier 2016, à la dernière date connue d’un calcul réaliste des charges au soutien des énergies renouvelables, quelle part de la CSPE représentait ce soutien aux énergies renouvelables ?

M. Patrice Bruel. Je crains de ne pas être capable de vous répondre immédiatement parce que c’est un petit peu compliqué. Il y avait à la fois une compensation, un apurement historique et un panier de charges qui ne se limitait pas aux énergies renouvelables. Pour répondre à votre question, il faut répondre par une hypothèse arbitraire à la question de savoir à quel type de charges le retard doit être imputé.

M. le président Julien Aubert. Je conçois que l’exercice soit compliqué et qu’il soit difficile de répondre de tête.

Le 1er janvier 2016, une partie de la CSPE était consacrée au soutien aux énergies renouvelables. Il aurait été possible et logique de décider de supprimer cette partie, puisque ce soutien était financé par ailleurs ; on l’a conservée, et l’État, vous devant de l’argent, peut aussi utiliser les sommes ainsi collectées pour vous rembourser. On pourrait estimer aussi qu’à partir de 2020, les comptes étant soldés, ce prélèvement perde sa justification. Je voudrais donc comprendre quelle part de la CSPE représentait ce soutien.

Par ailleurs, l’État perçoit de la TVA sur la CSPE. On aurait pu, à défaut de supprimer la part de la CSPE correspondant aux énergies renouvelables, cesser de percevoir un impôt sur une contribution qui n’avait plus lieu d’être – parce que cet impôt aussi est payé par les Français. Avez-vous une idée du montant de TVA acquitté par les Français à raison de la « CSPE énergies renouvelables » ?

M. Patrice Bruel. La TVA s’applique effectivement sur la CSPE et, d’ailleurs, sur d’autres impôts, en application du droit communautaire qui prévoit que les droits d’accise sont soumis à la TVA. La CSPE étant de 22,50 euros, le montant de TVA acquitté sera de 4,50 euros. Sur la facture d’un client au tarif bleu dont le volume moyen de consommation est de 5 mégawattheures, cela représentera un peu plus de 20 euros.

M. le président Julien Aubert. Cela nous permet d’avoir une idée, mais si vous pouviez un jour nous communiquer des chiffres globaux… L’un des objectifs de cette commission d’enquête est de savoir ce qui est prélevé par différents canaux au nom de la transition énergétique – à bon ou mauvais escient, ce n’est pas la question.

L’augmentation de la CSPE a mécaniquement alourdi la facture d’électricité pour les Français. Cela s’est-il traduit, via des mécanismes d’élasticité, par une aggravation de la précarité énergétique ? En d’autres termes, l’évolution du prix de l’électricité a-t-elle fait que certains ménages « décrochent » ? Disposez-vous d’éléments économiques ou socio-économiques à ce propos ?

M. Patrice Bruel. Je suis désolé, monsieur le président : l’entreprise EDF accorde une attention particulière aux enjeux de précarité énergétique, mais quand un client particulier est identifié comme étant en situation de précarité énergétique et que les dispositifs prévus sont mis en œuvre pour l’accompagner, il est extrêmement délicat de rechercher quel facteur l’a conduit à se retrouver en difficulté, et je pense que nous ne nous livrons vraiment pas à cet exercice.

M. le président Julien Aubert. Je vous poserai donc la question différemment : sans entrer dans le détail des situations personnelles, avez-vous constaté, au fil de l’augmentation de la facture d’électricité et par rapport à la période où elle ne comportait pas de CSPE, une augmentation substantielle du nombre de personnes qui n’étaient pas capables de la payer ?

M. Patrice Bruel. Je ne peux pas vous répondre immédiatement, mais nous pourrons regarder si nous pouvons donner des éléments.

M. le président Julien Aubert. Je vous propose donc de noter la question.

Les dernières années sont marquées à la fois par le soutien aux énergies renouvelables et par la libéralisation du marché de l’énergie, mais je souhaiterais que vous précisiez l’impact des énergies renouvelables. Leur développement a-t-il affecté le prix de base de l’électricité ? Ou bien sommes-nous en présence d’une espèce de courbe cyclique, avec une augmentation de la facture pour financer les énergies non renouvelables qui perturberait le marché de gros, ce qui entraînerait une augmentation du prix de l’électricité et une augmentation encore plus forte de la facture ?

M. Patrice Bruel. La formation du prix de gros de l’électricité résulte de la confrontation de l’ensemble de l’offre et de la demande – au niveau européen, des échanges transfrontaliers sont réalisés chaque fois qu’ils sont économiquement pertinents.

Avec le développement des nouvelles énergies renouvelables que sont l’éolien et le photovoltaïque – on ne parle pas de la production hydraulique, présente de longue date dans le parc de production –, les conditions de production vont être liées aux conditions climatiques. On peut constater sur la formation des prix de marché de gros une incidence baissière sur le prix au cours des périodes où l’offre est abondante, mais il y a aussi une « eurosaisonnalité » et des variations de jour en jour ou d’heure en heure des conditions de marché, étant entendu que, compte tenu du niveau général des prix, les acteurs vont être amenés à ajuster leur outil de production et globalement – force est de le constater en Europe – à déclasser des actifs de production plutôt qu’à en construire de nouveaux dès lors que les conditions de marché ne le permettent pas.

Le développement des énergies renouvelables est un facteur parmi d’autres. Parmi les facteurs déterminants figurent le niveau général de la demande, de première importance pour la formation des prix, le niveau du prix des commodités – le gaz, le charbon –, le prix du CO2. Le niveau général des prix résulte de l’ensemble de ces facteurs.

M. le président Julien Aubert. Constatez-vous donc, au plan européen, un impact, à la hausse ou à la baisse, du financement des énergies non renouvelables ? Ou n’est-ce pas si important par rapport à d’autres facteurs ?

M. Patrice Bruel. Il est toujours très délicat, face à un phénomène, de pondérer chacun des facteurs mais le développement de capacités installées, de quelque nature que ce soit, ne peut avoir d’effet haussier. Cependant, lorsque certaines capacités se développent, d’autres se développent moins, ou alors des capacités sont retirées dans d’autres filières. Tout cela est une alchimie.

M. le président Julien Aubert. C’est le solde qui est intéressant. Si vous êtes obligés de fermer des centrales à gaz ou à charbon, certes fossiles mais qui produisaient moins cher, et que vous les remplacez par des modes de production subventionnés, certes écologiques mais nettement plus chers, la diversification du mix peut entraîner une augmentation du prix de l’électricité. L’évolution du mix électrique a-t-elle eu un impact sur la facture d’électricité des Français ? Le financement de cette politique ayant un impact sur le pouvoir d’achat, l’impact a-t-il été double, ou bien les deux phénomènes se sont-ils neutralisés, le développement de nouveaux modes de production ayant pu compenser les taxes qui alourdissaient la facture ?

M. Patrice Bruel. Il est de la plus grande difficulté de donner une réponse quantifiée à votre question, monsieur le président. Peut-être cela mériterait-il que nous allions chercher dans les résultats d’études, mais la tendance fut plutôt à la baisse. C’est un développement massif qu’a connu une catégorie de production.

Il ne faut pas examiner la question sous le seul prisme national. Le développement fut massif dans d’autres pays d’Europe, très proches, je pense notamment à l’Allemagne, et cela a aussi pu avoir des conséquences sur les échanges aux frontières et la disponibilité de certaines ressources. Ainsi, nous rencontrons parfois, sur le marché de gros, des conditions de prix que nous n’avons pu connaître par le passé, avec des prix très bas.

M. le président Julien Aubert. Lors du rattachement des éoliennes en mer, on a décidé d’alléger le coût du soutien à l’éolien en mer via la CSPE en abaissant les tarifs de rachat. Néanmoins, d’après mes informations, on a pris en charge une partie du raccordement de ces éoliennes via le TURPE. Faut-il en déduire que celui-ci participe en partie au financement de la transition énergétique en sus et lieu de la CSPE ?

M. Patrice Bruel. Nous comprenons cela exactement comme vous, monsieur le président.

M. le président Julien Aubert. Avez-vous une idée des sommes que cela pourrait représenter et de l’impact sur la facture ? Ce pourrait être une bonne nouvelle – la CSPE ne va pas financer les énergies renouvelables – mais, en réalité, les coûts reviendront sous la forme du TURPE, qui va augmenter. J’imagine que vous n’avez pas fait le calcul…

M. Patrice Bruel. Je ne peux vous donner d’éléments chiffrés. Le seul commentaire que je souhaite faire, c’est qu’il nous a semblé, dans cette organisation des responsabilités, complètement pertinent que l’opérateur le plus compétent en matière de développement d’infrastructures de transport et de raccordement soit en charge des enjeux de maîtrise des risques. Quand vous confiez le cœur de métier à l’industriel le plus compétent, vous êtes en situation de minimiser les coûts. Cela fait partie, nous semble-t-il, des bonnes choses de ce changement d’organisation.

M. le président Julien Aubert. La TVA est perçue sur un prix intégrant le coût des certificats d’économie d’énergie. Or les droits d’accise sont soumis à la TVA. Faut-il donc considérer les CEE comme une accise ?

M. Patrice Bruel. Les CEE ne sont pas une taxe. C’est un dispositif concernant un ensemble de fournisseurs d’un ensemble d’énergies – pétrole, électricité, gaz. En fin de période, les « obligés » doivent livrer un certain volume de certificats d’économie d’énergie qui est calculé pour correspondre aux quantités d’énergie qui sont livrées. C’est le prix de ce certificat que l’on retrouve répercuté dans la facture des fournisseurs. C’est le prix d’une obligation, c’est le prix d’une contrainte, ce n’est pas une taxe, mais, dès lors que cela entre en ligne de compte dans la formation des coûts commerciaux, cela s’intègre à la construction du tarif par empilement et, in fine, la TVA s’applique à ce terme comme à l’ensemble des autres termes des coûts commerciaux, qu’il s’agisse du tarif réglementé de vente ou des offres libres, puisque l’ensemble des fournisseurs, quelle que soit la nature des contrats qui sont les leurs, sont aussi des « obligés ».

M. le président Julien Aubert. L’Europe nous laisse le choix en matière de d’économie d’énergie. Nous avions le choix entre la mise en place des CEE et un système de marché. Dans ce deuxième cas, je suppose qu’il n’y aurait pas eu de TVA perçue.

M. Patrice Bruel. Je ne sais pas répondre à cette question. On pointe du doigt les CEE et leur coût, mais ils sont avant tout un instrument de politique publique qui vise à permettre d’atteindre les objectifs de la transition énergétique, les objectifs de réduction des consommations d’énergie finales. Bien évidemment, nous sommes très attachés à ces objectifs mais notre préoccupation est de faire en sorte que les moyens mis en œuvre soient les plus efficaces possibles. C’est l’une des raisons pour lesquelles il a pu nous arriver de dire que le dispositif des certificats d’économie d’énergie était perfectible et qu’il était important de faire en sorte que ses conséquences sur la facture des consommateurs soient, autant que faire se peut, maîtrisées. Mais je tenais à souligner que les enjeux de maîtrise de la consommation finale d’énergie sont bien évidemment des enjeux partagés.

M. le président Julien Aubert. Je salue votre défense du mécanisme, tout à votre honneur. Néanmoins, nous sommes bien d’accord : l’État oblige un certain nombre d’opérateurs à financer une politique d’efficacité énergétique et perçoit de facto une recette fiscale sur l’imposition qu’il a lui-même suggérée aux gens !

J’ai compris que vous ne disposiez pas forcément d’une évaluation de ce que peuvent représenter les CEE pour la facture, mais il serait quand même intéressant d’en savoir plus sur l’effet mécanique qu’ils peuvent avoir sur la TVA. Il ne s’agit pas d’un jugement de valeur, il s’agit d’avoir une vision très claire de ce qui est exactement prélevé.

L’objectif des CEE, ce sont les économies d’énergie, et EDF se retrouve un acteur majeur du dispositif, alors que l’entreprise vend principalement une électricité décarbonée. N’est-il pas un peu injuste de faire reposer ainsi la politique des économies d’énergie sur un acteur majoritairement décarboné ? Ne devrions-nous pas viser à des économies d’énergie avec un objectif en termes d’émissions de CO2 plutôt que viser à de simples économies d’énergie sans distinguer entre EDF et Total ?

M. Patrice Bruel. Vous soulevez la question déterminante des objectifs de la politique énergétique. Nous sommes enclins à penser que le plus important est celui de la lutte contre le réchauffement climatique et donc de la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Bien évidemment, moins vous consommez de l’énergie, moins vous êtes susceptible d’émettre, mais il est effectivement très important de privilégier les réductions de consommation d’énergie en ciblant les énergies les plus émettrices.

Des substitutions d’énergie sont utiles et profitables de ce point de vue, par exemple sous la forme du remplacement de véhicules qui consomment des carburants fossiles par de la mobilité électrique ou celui d’installations de chauffage utilisant du fioul ou du gaz naturel par des pompes à chaleur. Avec un recours massif à de l’énergie décarbonée et surtout de l’énergie renouvelable, les usages se développeront dans le sens d’une consommation d’électricité un peu plus élevée mais avec un effet utile majeur en termes de décarbonation de l’économie. Je suis donc d’accord avec vous, monsieur le président : il est souhaitable que les politiques publiques se concentrent les actions les plus efficaces en termes de décarbonation.

Mme Bénédicte Peyrol. Il me semble que les deux priorités sont majeures, il faut viser les deux objectifs en parallèle. On ne peut pas compenser l’un par l’autre.

M. Patrice Bruel. Je ne veux pas que mes propos soient mal compris : les deux objectifs doivent être atteints, mais, pour atteindre les objectifs d’efficacité énergétique, il faut prioritairement, nous semble-t-il, mener les actions les plus efficaces en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre, au service de l’objectif global de réduction de la consommation d’énergie.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quelle part de la CSPE est consacrée à la sobriété, donc à la réduction de la consommation d’énergie ? Quelle est la part consacrée à l’installation d’équipements ? Une part de la réduction tient simplement aux usages : par exemple, les effacements ne nécessitent aucune sorte de nouveaux équipements.

Par ailleurs, qu’en est-il du coût des CEE au regard de la réduction de la facture et de l’efficacité énergétique ? Les CEE permettent-ils aujourd’hui plus d’efficacité énergétique qu’auparavant ? Pouvez-vous nous indiquer un ratio, un tendanciel ?

M. Patrice Bruel. Votre question, extrêmement précise, s’adresse à des experts des CEE, ce que nous ne sommes pas ; j’en suis désolé.

Certaines actions peuvent être accompagnées par divers dispositifs – des CEE mais aussi des crédits d’impôt transition énergétique. Quel mécanisme de soutien aura provoqué certaines démarches, certains gestes ? En pratique, c’est l’ensemble des dispositifs.

Assez souvent, cependant, certaines actions sont accomplies indépendamment de l’existence de tel ou tel dispositif de soutien. Une chaudière qui tombe en panne parce qu’elle est frappée de vétusté sera remplacée, qu’il existe un dispositif d’accompagnement ou pas, et la chaudière neuve sera d’une technologie plus avancée et plus efficace. Des économies d’énergie peuvent s’ensuivre, mais elles auraient été faites de toute façon ; c’est indépendant de l’existence du dispositif.

Comment identifier les actions effectivement suscitées par le dispositif ? Il faudrait savoir le faire pour apprécier l’efficacité d’ensemble de celui-ci, son coût, ses bénéfices, mais c’est un exercice éminemment difficile.

M. le président Julien Aubert. Nous arrivons au terme de cette audition. Il est un certain nombre de réponses dont nous comprenons parfaitement que vous ne puissiez pas nous les donner « en temps réel », mais nous souhaiterions que vous nous envoyiez des éléments facilement compréhensibles qui permettent de décomposer la facture et de savoir quels montants sont consacrés à la transition énergétique ; cela évitera une nouvelle audition et nous fera tous gagner du temps. Merci, en tout cas, pour celui que vous venez de nous consacrer.

L’audition s’achève à dix-neuf heures vingt.

*

4. Audition, ouverte à la presse, de M. Antoine Jourdain, directeur technique d’Enedis, de M. Éric Peltier, membre de la direction financière, et de M. Pierre Guelman, directeur des affaires publiques (19 mars 2019)

L’audition débute à dix-neuf heures vingt-cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons maintenant M. Antoine Jourdain, directeur technique d’Enedis, M. Éric Peltier, membre de la direction financière d’Enedis, et M. Pierre Guelman, directeur des affaires publiques.

Enedis a en charge la gestion du réseau de distribution électrique, qui représente, en France, 1,4 million de kilomètres de lignes. Si cette mission a une forte implication de service public, il ne s’agit toutefois pas d’un monopole : Enedis couvre 95 % du territoire, mais 150 entreprises locales de distribution (ELD) assurent une mission équivalente, pour environ 2 500 communes. Enedis, un acteur connu du grand public pour ses opérations de raccordement, de dépannage et de relevé de compteur, possède 36 millions de clients raccordés. Dans la mesure où c’est la question du raccordement des énergies renouvelables (EnR) – éolien et solaire – qui intéresse principalement notre commission d’enquête, vous voudrez bien, messieurs, nous indiquer quels montants d’investissements annuels sont à la charge d’Enedis pour raccorder ces sources d’énergie intermittente, ainsi que les montants estimés pour l’avenir.

Un prélèvement spécifique, perçu auprès des consommateurs d’électricité, est destiné à couvrir les coûts de gestion supportés par les gestionnaires de réseau : le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). La Commission de régulation de l’énergie (CRE), que nous ne manquerons pas d’auditionner, en définit les règles d’application et les différents barèmes. Quels sont les montants annuels perçus par Enedis au titre du TURPE ? Ce montant couvre-t-il intégralement les surplus d’investissements qu’Enedis doit assumer pour l’insertion des ENR sur les réseaux ?

Comment Réseau de transport d’électricité (RTE) et Enedis se répartissent-ils le bénéfice du TURPE pour ce qui concerne les EnR ? Quelle est l’incidence du rattachement des éoliennes et du transfert de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) vers le TURPE ? Existe-t-il des zones du territoire fragilisées par l’insertion des EnR, du fait des capacités d’accueil limitées du réseau ?

En cas de difficultés locales sur un réseau, l’effacement de certains gros consommateurs – question qui intéresse tout particulièrement Mme la rapporteure – ou bien l’écrêtement de la production constituent-ils des solutions aisées à mettre en œuvre ? Plus positivement, l’émergence des EnR a-t-elle été une opportunité pour faire progresser les technologies de réseaux électriques intelligents – les smart grids ?

Enfin, quel rôle le compteur Linky joue-t-il dans la transition énergétique ? En est-il un facilitateur ou, au contraire, un frein ?

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, qui prévoit que toute personne dont une commission d’enquête a jugé l’audition utile est entendue sous serment, je vais vous demander de prêter le serment.

(MM. Antoine Jourdain, Éric Peltier et Pierre Guelman prêtent successivement serment.)

Messieurs, vous avez la parole pour un exposé qui ne devra pas dépasser quinze minutes. Puis Mme la rapporteure, ainsi que les membres de la commission vous interrogeront à leur tour.

M. Antoine Jourdain, directeur technique d’Enedis. Enedis exploite 1,4 million de kilomètres de lignes sur les 95 % du territoire qui sont à sa charge. Alors que le réseau a été historiquement conçu avec RTE pour écouler une production centralisée, depuis quelques années, nous assistons à une émergence significative des énergies renouvelables, en particulier de l’éolien et du photovoltaïque, lesquelles sont réparties de façon semi-centralisée.

Les fermes éoliennes, qui produisent des puissances relativement faibles, sont reliées en quasi-totalité au réseau de distribution d’Enedis, ce qui nous oblige à réaliser des investissements et des aménagements, pour apporter cette énergie jusqu’aux lieux de consommation, qui ont tendance à se concentrer, l’exode rural se poursuivant.

L’énergie photovoltaïque, quant à elle, est répartie de deux manières : l’une semi-centralisée dans des fermes solaires de forte puissance ; l’autre plus diffuse, constituée de panneaux répartis sur les toits de nos concitoyens, qui, grâce au compteur Linky, en profitent relativement simplement, puisqu’ils n’ont plus besoin de branchements supplémentaires, le compteur mesurant l’énergie dans les deux sens.

S’agissant des investissements, le dispositif initialement créé pour relier ces nouveaux moyens de production en réseau était relativement sommaire : le premier arrivé était le premier servi. Depuis quelques années existe un système pour mutualiser les coûts : les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR). Un appel à projets a été lancé, afin de dimensionner les ouvrages à réaliser et de déterminer une quote-part, de sorte que chacun paie la même part du poste source des ouvrages mis en commun. Cela permet d’assurer un traitement équitable et un développement harmonieux des parcs éoliens. Dans le passé, le principe de la priorisation a suscité des contentieux : c’étaient les places qui ne coûtaient pas cher qui étaient préemptées. Le système actuel des S3RENR fonctionne assez bien et est relativement vertueux, en permettant de disposer d’une vision à assez long terme, de mutualiser les coûts et de loger chacun à la même enseigne.

Avec nos amis de RTE, nous publions chaque année, vers le mois d’avril, l’état technique et financier des S3RENR. Ce bilan permet de s’assurer que la part payée par les producteurs correspond bien aux investissements faits par les gestionnaires de réseau. En 2018, nous avons investi environ 240 millions d’euros pour raccorder l’ensemble des énergies renouvelables. Pour respecter la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui fixe, à l’horizon de 2028, une augmentation de 10 gigawatts pour l’éolien et de 9 gigawatts pour le solaire – de 25 à 34 –, nous pensons doubler notre capacité d’investissement, afin de relier progressivement les parcs. Actuellement, nous relions un peu plus de 2 gigawatts par an, et devrions arriver aux alentours de 5 gigawatts en 2028.

Parallèlement à l’intégration des énergies renouvelables, nous allons assister, dans les prochaines années, à l’émergence du véhicule électrique, qui nous permettra d’optimiser notre réseau ; car si une voiture électrique est une source de consommation, c’est aussi un stockage sur roues. Un plan d’investissement dédié est prévu.

Pour ce qui est des énergies renouvelables, Enedis dépense environ 1 milliard d’euros par an pour connecter ses clients, essentiellement dans le cas de constructions neuves. L’an dernier, nous avons accueilli environ 370 000 nouveaux clients. Sur ce milliard, nos clients bénéficient d’une réfaction de 40 %, ce qui leur permet de ne pas payer la totalité du raccordement. En revanche, pour les énergies renouvelables, la réfaction est plafonnée à 5 mégawatts. Nos investissements dans les raccordements, en soutirage ou en injection, entrent dans la base active régulée (BAR). Le TURPE rémunère ensuite – insuffisamment – nos actifs selon un certain taux, ce qui permet de calculer le revenu total autorisé du distributeur. Les paiements des clients sont bien évidemment déduits du tarif : la CRE veille à ce que nous ne soyons pas rémunérés deux fois pour un investissement que nous n’avons pas payé en totalité.

Certains S3RENR ont été rapidement saturés, dans les Hauts-de-France et en Champagne-Ardenne, par exemple. Plusieurs générations de S3RENR, qui s’inscrivent dans le schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET), sont apparues, afin de répondre aux besoins. Avec RTE, nous continuons de participer à leur élaboration. Nous souhaitons élaborer un mécanisme, pour disposer d’une visibilité à plus long terme. Les S3RENR ont une durée de vie assez courte, dans la mesure où ils sont très vite saturés. Or, pour construire ou consolider une ligne de transport, les chantiers durent de cinq à dix ans.

Enedis développe aussi des solutions « smart ». Comme je vous l’ai dit, 95 % des nouvelles capacités sont reliées au réseau de distribution. Il va falloir, de plus en plus, équilibrer la consommation et la production. Historiquement, pour des raisons technologiques, ce rôle était entièrement dévolu à RTE. Ce sera toujours le cas pour équilibrer la fréquence et la tension sur les lignes HTB et HTB2. En revanche, localement, les quartiers équipés de panneaux photovoltaïques auront besoin d’un équilibrage en temps réel sur le réseau, soit en renforcement, de manière massive, soit grâce à des stockages, des flexibilités ou des mécanismes de marché.

C’est là tout l’intérêt du compteur communicant Linky, qui permet de recueillir l’ensemble des données et de définir les courbes de charge du réseau. Le réseau ayant été construit de manière centralisée pour écouler la production localement, on ne disposait auparavant que de deux points de mesure par an, aux dates de relevé du compteur. La visibilité sur le réseau était alors quasiment nulle. Grâce à Linky, nous pourrons mieux canaliser les électrons, afin de garantir une optimisation maximale du réseau. La semaine dernière, alors que j’étais en Inde, avec notre filiale EDF International Networks, j’ai pu me rendre compte que cette problématique traversait tous les pays. De fait, les compteurs communicants se développent moins pour s’assurer que la facture soit bien payée et économiser le coût du relevé que pour pouvoir piloter l’ensemble du réseau en temps réel.

Enedis a l’ambition d’accompagner tous ses clients dans la connexion des nouveaux parcs éoliens ou photovoltaïques et, pour les particuliers, des panneaux sur leurs toits. L’entreprise souhaite participer au développement de l’autoconsommation individuelle, grâce au compteur Linky, et collective. Il sera en effet possible, pour un immeuble équipé en panneaux photovoltaïques, de disposer de quotes-parts quasiment en temps réel, afin de répondre de façon optimale aux clients souhaitant produire et consommer localement. Enedis a préparé un plan d’investissement pour suivre ces évolutions, aussi bien s’agissant du renouvelable, du véhicule électrique ou du stockage, qui en est à ses balbutiements.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Jourdain, pensez-vous que les véhicules électriques seront un facteur d’augmentation de pic ou de régulation ?

M. Antoine Jourdain. Il existe différents cas de véhicules électriques. Nous avons signé un partenariat avec la Régie autonome des transports parisiens (RATP) pour les dépôts de bus parisiens. Dans le cas des grosses flottes de bus, il faudra construire des ouvrages pour disposer d’une puissance suffisante. D’autres solutions existent aussi, comme cette technologie du « biberonnage » des bus, sur le trajet, qui s’est développée à Nantes et permet de répartir la consommation.

Pour les véhicules individuels, nous pensons qu’il n’y aura pas besoin de renforcer le réseau. Nous avons fait en sorte que les normes de construction des places de parking respectent un coefficient de 0,4. Lorsque l’on construit un réseau dans une rue, on n’additionne pas les puissances de tous pour dimensionner le réseau à 100 % de la puissance maximale : des coefficients de foisonnement permettent d’optimiser les investissements. À l’exception des parkings souterrains, qui nécessiteront de construire des réseaux, partout ailleurs, cela foisonnera. Des signaux tarifaires permettront de charger la plupart des véhicules la nuit. On pourra même imaginer que, dans un parking, la première source pour recharger une voiture qui aurait absolument besoin de partir le lendemain matin, ce seront les voitures voisines. En additionnant tous ces moyens de foisonnement, il n’y aura pas besoin d’augmenter la puissance. Au niveau très local, cela se fera au cas par cas : si trois dépôts de véhicules électriques sont implantés dans un rayon de 500 mètres, il y aura sans doute besoin de construire un équipement adapté.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il faudrait donc éviter que tous les réseaux de bus électriques soient au même endroit de la métropole, mais les étaler dans les espaces ruraux.

M. Antoine Jourdain. Les dépôts de bus à Paris ne sont pas tous situés au même endroit.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Même s’il est encore tôt, quel bilan faites-vous de l’installation du compteur Linky, au regard des perspectives qu’il était censé ouvrir ?

M. Antoine Jourdain. Aujourd’hui, nous comptons environ 400 000 clients équipés d’installations individuelles de panneaux photovoltaïques, dont un peu plus de 30 000 sont en autoconsommation. Le compteur permet à ces clients de faire des économies directes sur leur facture. Un peu plus de 17 millions de compteurs ont été installés, en deux ans et demi. L’un des leviers du business plan de Linky était de réduire les pertes en électricité et de diminuer certaines interventions – lors d’un déménagement ou d’un emménagement, par exemple.

Des économies plus difficiles à chiffrer se font également jour, grâce à une observation du réseau en temps réel. Auparavant, nous ne disposions que d’une modélisation, sans jamais mesurer réellement ce qui se passait. Par conséquent, le réseau était ou surdimensionné ou sous-dimensionné. Maintenant que l’on dispose de données, on voit que l’on est globalement bien dimensionné. Mais cela permet aussi, dans le cas de nouveaux investissements, de trouver d’autres solutions, de demander, par exemple, à des gens de s’effacer – selon un système du type des « heures creuses », qui contribuait à une optimisation très importante du réseau électrique – et donc de différer des investissements. L’avantage du compteur par courant porteur en ligne (CPL), c’est qu’il traverse le réseau. Un réseau souterrain qui commence à vieillir envoie certains signaux avant de tomber en panne. En voyant apparaître les surtensions, nous pouvons prévenir des pannes – un avantage difficile à chiffrer.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous nous préciser la part de déperdition d’énergie sur le réseau ? Dans quelle mesure Enedis peut-elle fournir des informations utiles, de sorte à mener des politiques régionales différenciées ? Enfin, de quelle façon les nouveaux outils du réseau intelligent nous permettront-ils de mieux détecter les anomalies de consommation – les ménages en précarité énergétique ou, au contraire, un excès de consommation ?

M. Antoine Jourdain. Pour répondre à la dernière question, les données de nos clients étant confidentielles, nous n’y avons pas accès. La Commission nationale de l’informatique et des libertés (CNIL), ainsi que d’autres organismes, veillent au respect de cette confidentialité. Les clients, eux, peuvent bien sûr examiner leurs données ou mandater expressément des personnes pour le faire. En revanche, nous pouvons disposer de données par agrégats. Nous travaillons ainsi avec des collectivités locales, pour comparer ces données par quartiers ou par îlots d’immeubles, ou des offices HLM, de manière anonymisée. Nous pouvons leur donner des logiciels d’analyse, même si ce sont surtout les fournisseurs qui le font, afin de démasquer d’éventuels problèmes d’isolation ou d’optimisation, par exemple. Même si le compteur Linky permet d’obtenir des données, nous n’interférons pas dans la vie privée de nos concitoyens.

Enedis est attachée à la péréquation régionale, ce qui exige un travail de répartition des investissements : dans le cadre du nouveau contrat de concession que nous élaborons avec tous les concédants, depuis dix-huit mois, et nous négocions un nouveau cahier des charges, dans lequel nous nous engageons à garantir des niveaux de qualité et d’investissements permettant d’offrir une vision à long terme. Nous avons présenté à la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), à la CRE, à France Urbaine et à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) un plan d’investissements pour les vingt prochaines années, afin d’atteindre des niveaux de qualité respectant le décret qualité de 2008 et d’assurer un équilibre territorial.

Si Enedis a une vision globale et centralisée de ce qui lui semble pertinent pour le territoire, la déclinaison locale doit être parfaitement adaptée au terrain, que nous ne connaissons pas concrètement dans notre tour d’ivoire à La Défense. C’est pour cela que les négociations de ce cahier des charges sont menées de façon décentralisée dans les territoires. Quand un territoire souhaite faire du renouvelable ou lancer des projets particuliers, nous en tenons compte et essayons de l’accompagner de manière pertinente. Par exemple, nous travaillons, dans le Centre de la France, sur un projet de stabulations agricoles équipées de panneaux photovoltaïques, sur un réseau qui n’a pas été construit pour faire transiter de grosses puissances.

Quant au taux de perte, il est évalué à 6,5 %.

M. Hervé Pellois. Quel est le ratio entre l’investissement réalisé par Enedis et celui des syndicats départementaux notamment ? Par ailleurs, ces syndicats travaillent-ils tous de la même façon ou certains prennent-ils des initiatives dans le domaine des énergies renouvelables sur leurs fonds propres ?

M. Antoine Jourdain. Ces dernières années, Enedis a investi en moyenne entre 3,2 et 3,3 milliards d’euros par an. Avec le programme Linky, le budget a dépassé les 4 milliards en 2018. Les autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE), les concédants, investissent par an environ 810 millions d’euros : 21 % du budget concernent les raccordements ; 28 % le renforcement ; 14 % l’esthétisme ; sur les 37 % restants, un tiers correspond aux montants engagés pour enterrer des fils nus, les deux autres à leurs investissements propres. Certaines AODE sont en train de changer de modèle. Par exemple, le syndicat garant du service public de la distribution des énergies en Vendée (SYDEV) développe des fermes éoliennes, en partenariat avec des sociétés d’économie mixte (SEM) et des opérateurs privés. La transition énergétique représente un nouveau relais d’activités pour les concédants.

Leurs rôles sont très variés. Les syndicats urbains ne font pas de travaux : ils nous ont confié la maîtrise d’ouvrage. En milieu rural, les concédants s’occupent essentiellement du raccordement et du renforcement. La ligne est un peu mouvante entre les activités d’Enedis et celles des concédants, ce qui fait l’objet de discussions. Nous assistons à l’émergence d’un nouveau modèle de concédants, qui prend à cœur la transition énergétique et investit dans ce type d’opérations.

M. Vincent Thiébaut. Ma question concerne l’essor de la production d’énergie photovoltaïque à domicile. Avez-vous le sentiment que les ménages qui font ce choix ont tendance à consommer moins d’énergie ? Par ailleurs, quel est l’impact sur le réseau en cas de surproduction ? Vous avez expliqué que vous pouviez absorber l’énergie produite par les fermes éoliennes, mais qu’en est-il de l’énergie photovoltaïque ?

M. Antoine Jourdain. Vous m’interrogez sur l’investissement photovoltaïque diffus. Quand les particuliers qui posent quelques panneaux photovoltaïques sur leur toit consomment eux-mêmes leur production – et ce sera de plus en plus le cas avec le développement du stockage –, il y a peu d’incidence sur le réseau. Il m’est difficile de dire, en revanche, s’ils ont tendance à réduire leur consommation…

L’autoconsommation pose effectivement des questions. Même si les gens équipés de panneaux photovoltaïques peuvent avoir le sentiment d’être indépendants du réseau, il est néanmoins nécessaire que celui-ci continue d’associer les productions émanant des moyens centralisés, semi-centralisés et diffus, car nous vivons sous des latitudes où le photovoltaïque produit des quantités d’énergie très différentes en été et en hiver. À supposer que les gens construisent des installations photovoltaïques suffisantes pour passer l’hiver à Paris, vous pouvez imaginer le surplus qu’ils auront au mois d’août… Si, en revanche, ils créent des installations en fonction de leurs besoins au mois d’août, ils devront recourir au réseau durant les mois d’hiver, même s’ils ont des moyens de stockage. Le réseau de distribution reste donc un garant essentiel de la solidarité, dans l’espace et dans le temps.

S’agissant des fermes de production, nous cherchons plutôt à renforcer le réseau et à construire des postes sources, sur le modèle de ce qui a été fait pour l’éolien : la production remonte soit sur le réseau de distribution, soit sur le réseau de transport, ce qui permet de l’écouler sur l’ensemble du territoire.

M. Anthony Cellier. Dans le prolongement de l’intervention précédente, je souhaite vous interroger sur le principe de solidarité, qui fonde notre réseau. Pour certains de nos concitoyens, le Graal, aujourd’hui, c’est de consommer l’énergie qu’ils produisent sur le toit de leur maison. Si le phénomène devait se généraliser, quid de la solidarité de notre réseau ? Et quid du TURPE 5 ? Cela m’amène à vous poser une deuxième question. Le TURPE 5 doit vous permettre de faire des investissements en faveur de la transition énergétique. Ce TURPE est-il à la hauteur ? Permet-il à Enedis d’investir autant qu’elle le souhaite ? Enfin, j’aimerais connaître la position d’Enedis concernant le stockage de l’énergie, puisque je crois savoir que vous avez racheté un central de stockage il y a peu.

M. Antoine Jourdain. Aujourd’hui, le tarif, tel qu’il est conçu, comprend une part « puissance » et une part proportionnelle à la consommation. Les Français qui consomment leur propre énergie ne paient plus la part proportionnelle à la consommation : ils sont donc, pour ainsi dire, subventionnés. Nous considérons que cette subvention leur permet de rentabiliser leurs panneaux de stockage. Mais, pour le distributeur, la structure de coût est plutôt liée à la puissance. En effet, une fois que l’on a fait votre branchement et dimensionné le réseau pour que vous puissiez l’utiliser, les coûts sont quasiment identiques, que vous l’utilisiez ou non. Nous militions donc, auprès de la CRE, en faveur d’une augmentation progressive de la part « puissance » dans notre tarif.

Aujourd’hui, la part proportionnelle à la consommation représente 80 % du tarif. En théorie, nous pourrions donc perdre jusqu’à 80 % de nos revenus si tout le monde passait à l’autoconsommation, alors que notre réseau reste le même et a les mêmes missions. Une augmentation progressive de la part « puissance » permettrait de refléter plus justement nos structures de coût.

J’en viens à la question du niveau du TURPE. En tant qu’entité régulée, nous pensons évidemment que le TURPE n’est pas suffisant. Au-delà de la plaisanterie, nous avons eu des discussions avec la CRE sur le taux de rémunération des investissements que nous réalisons : le TURPE est construit de telle façon qu’il prend en compte nos investissements et nos dépenses d’exploitation et qu’il rémunère les coûts de capital. Nous veillons à être de plus en plus efficients, pour que le client ne subisse pas d’augmentation importante de tarif. Même si nous considérons que la rémunération du capital pourrait être améliorée, la méthode fait que plus on investit, plus on est rémunéré, de sorte que si on nous demande, du jour au lendemain, d’investir trois fois plus, on touchera trois fois plus de revenus. La structure nous permet donc d’investir, à partir du moment où nous avons la rémunération du capital qui nous convient.

M. Éric Peltier, membre de la direction financière d’Enedis. Le TURPE couvre les charges d’un gestionnaire de réseau efficace. Cela signifie qu’il couvrira nos charges sur la durée. Si nous faisions trois fois plus d’investissements, cela pourrait perturber nos équilibres financiers à court terme, car nous aurions une avance de trésorerie trois fois plus importante à réaliser vis-à-vis du tarif. Or nous sommes rémunérés sur la durée de vie des ouvrages, qui est de quarante ans en moyenne. Mais nous assurerons la couverture de nos charges en tant que gestionnaire de réseau efficace.

M. Antoine Jourdain. Aujourd’hui, Enedis a une situation financière saine, au sein d’un groupe dont vous connaissez la situation. Le plan d’investissement qu’Enedis a soumis à la CRE et à l’ensemble des parties prenantes prévoit une trajectoire d’investissement qui est parfaitement soutenable et qui correspond aux besoins de la PPE. Si nous considérons que le niveau de rémunération des actifs est insuffisant, en revanche, nous n’avons pas de problème s’agissant de la structure.

M. Éric Peltier. Comme Antoine Jourdain l’a dit tout à l’heure, nous réalisons aujourd’hui près de 4 milliards d’euros d’investissements, ce qui prouve que nous avons une vraie capacité de financement.

M. Antoine Jourdain. Peu d’entreprises, en France, font 4 milliards d’euros d’investissements.

S’agissant du stockage d’énergie, nous n’avons pas racheté d’entreprise de stockage, mais nous faisons effectivement des expérimentations dans ce domaine. La Commission européenne, dans le cadre de ce que l’on appelle le Clean Energy Package, nous interdit pour ainsi dire de pratiquer le stockage parce qu’elle considère, à raison d’ailleurs, que celui-ci peut faire l’objet d’usages multiples : il permet de faire du trading, d’optimiser la courbe de charge des producteurs et il sert au réseau. À partir du moment où il rend plusieurs services, dont plusieurs services marchands, mieux vaut qu’un opérateur mette ces services en location ou qu’il offre une prestation.

Cela étant, nous faisons des expérimentations avec des stockages que nous achetons ou que nous louons, pour nous assurer que nous serons capables d’offrir les services dont nous aurons besoin demain. Par exemple, nous commençons à tester des stockages pour remplacer des groupes électrogènes mobiles en cas de coupure de courant ou pour éviter des travaux de renforcement à des endroits où il faudrait en faire. Nous expérimentons également le stockage pour gérer les surtensions l’été, là où il y a du photovoltaïque, quitte à le déplacer ailleurs pour gérer les sous-tensions l’hiver. Vous le voyez, nous expérimentons tous les modes d’utilisation du stockage susceptibles d’être intéressants pour le réseau, mais nous n’avons pas vocation à être un opérateur de stockage. Cela a été tranché par la Commission européenne.

M. Emmanuel Maquet. Dans le prolongement des questions de mes collègues, avez-vous une idée de ce que coûtera le matériel qu’il faudra connecter à votre réseau pour accueillir l’électricité produite par l’éolien et le photovoltaïque ? Ces énergies étant intermittentes, j’imagine qu’il faut prévoir des moyens spécifiques pour les accueillir.

M. Antoine Jourdain. Nous investissons de l’ordre de 250 millions d’euros par an pour créer des ouvrages, notamment des postes sources, et pour poser des câbles reliant nos installations. Ce montant devrait doubler dans les dix prochaines années. En parallèle, nous avons un grand programme de numérisation de l’ensemble de nos ouvrages, et nos postes sources devraient passer sous IP. Nous avons conclu un contrat majeur avec un opérateur de télécommunications pour installer la fibre dans l’ensemble de nos postes de répartition. Le programme Linky va par ailleurs générer plus de 600 milliards de données par an, ce qui va poser un gros problème de numérisation. Le projet industriel de l’entreprise prévoit un plan d’investissement de 1 milliard d’euros par an pour l’entretien du réseau historique. Nous allons doubler le réseau existant d’une infrastructure de communication – nous ne la créerons pas de toutes pièces, mais nous utiliserons la fibre des opérateurs. Cela nous permettra d’avoir une vision en temps réel de l’ensemble de nos ouvrages. La transition énergétique nous oblige à avoir un pilotage en temps réel, et donc à avoir une vision en temps réel de l’ensemble de notre réseau.

M. le président Julien Aubert. J’aimerais vous poser quelques questions sur le TURPE, dont il a peu été question dans votre présentation. Quelle est la somme perçue annuellement par Enedis au titre du TURPE ?

M. Antoine Jourdain. Cette somme s’élève à 14 milliards d’euros.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous nous indiquer quelle part de cette somme est générée par les frais de raccordement des énergies renouvelables ?

M. Antoine Jourdain. Pour faire simple, nous investissons 250 millions d’euros par an dans l’énergie renouvelable. Avec le mécanisme de réfaction, nous facturons 200 millions d’euros aux clients. L’année suivante, nous déduisons cette somme du TURPE, dans la mesure où nous allons être rémunérés pendant quarante ans pour les 250 millions d’euros que nous avons investis. Chaque année, nous touchons 6,5 % des 250 millions d’euros investis, soit 16 millions d’euros environ. Les 50 millions restants sont directement financés par le TURPE.

M. le président Julien Aubert. Vous dites que 50 millions d’euros sont directement financés par le TURPE. Pour le dire autrement, quand vous procédez au raccordement de vos éoliennes, vous payez 200 millions d’euros et le contribuable, généreusement, donne 50 millions d’euros, via sa facture d’électricité.

M. Antoine Jourdain. Le mécanisme est bien celui que vous décrivez mais, en réalité, la réfaction sur le renouvelable date seulement de 2017 et nous n’avons pas suffisamment de recul.

M. le président Julien Aubert. Vous voulez dire qu’avant 2017, tout était pris en charge par le producteur ?

M. Antoine Jourdain. En effet.

M. le président Julien Aubert. Quelle est cette somme de 16 millions d’euros, qui correspond, dites-vous, à 6,5 % des 250 millions ?

M. Antoine Jourdain. Sur ces 250 millions, nous sommes rémunérés à 6,5 %.

M. le président Julien Aubert. Puis-je traduire votre réponse en disant que le montant pris en charge par le TURPE, c’est-à-dire par la facture d’électricité des Français, pour le raccordement des nouvelles infrastructures d’énergies renouvelables, s’élève à 66 millions d’euros ?

M. Éric Peltier. Nous ne pouvons pas, en l’état, vous donner de chiffres précis. Jusqu’en 2017, les producteurs payaient l’intégralité du coût du raccordement. L’arrêté du 30 novembre 2017 a instauré une répartition des coûts entre les clients, qui paient le TURPE, et les producteurs, en fonction des niveaux de puissance installée. Sur l’année 2018, nous n’avons pas encore le recul nécessaire : certaines grosses affaires n’ont pas donné lieu à réfaction, parce qu’elles étaient antérieures au 30 novembre 2017. Pour vous donner des chiffres, il faut que nous procédions à une instruction beaucoup plus approfondie.

M. le président Julien Aubert. Je vous invite donc à nous fournir, quand vous les aurez, les chiffres de l’année 2018. Pouvez-vous nous indiquer où passe, entre RTE et Enedis, la limite dans l’accès au TURPE ?

M. Antoine Jourdain. Dans les S3RENR, nous avons introduit un système de quote-part. Après avoir estimé le coût de l’ensemble des ouvrages qui devront être réalisés pour construire tel parc éolien à tel endroit, on fixe une quote-part, qui sera la même pour tous les opérateurs – une somme au mégawattheure. Les opérateurs financent donc, à parts égales, l’ensemble du dispositif.

La quote-part, actuellement, est en train d’augmenter : au début, les gens s’installaient surtout dans des zones où les prix n’étaient pas chers, parce qu’il n’y avait pas besoin d’investir dans le réseau. Aujourd’hui, la quote-part est de plus en plus chère, parce que la densification du renouvelable impose le développement et le renforcement du réseau, et ce coût est massivement à la charge des opérateurs. La réfaction ne s’applique pas au-dessus de 5 mégawatts, or une éolienne produit 3 mégawatts, donc un parc substantiel dépasse rapidement cette limite des 5 mégawatts. Globalement, le principe du développement des parcs dans les S3RENR, c’est que les opérateurs ont à leur charge les coûts de réseau pour déployer l’énergie.

M. le président Julien Aubert. Et qu’en est-il de RTE ?

M. Antoine Jourdain. RTE fonctionne à peu près comme Enedis, s’agissant du TURPE. La quote-part définit un prix total, dont une partie revient à Enedis et l’autre à RTE. Ensuite, le même mécanisme tarifaire s’applique.

M. le président Julien Aubert. J’aimerais revenir à la question de notre collègue Anthony Cellier sur le développement de l’autoconsommation. On peut faire le choix d’asseoir le coût du raccordement soit sur la partie variable, soit sur la partie fixe. Or vous avez dit vouloir accroître la partie fixe, afin de garantir le maintien des investissements sur le réseau. Si je comprends bien, le TURPE risque donc d’augmenter. Les gens qui ont fait le choix de l’autoconsommation pouvaient espérer qu’ils allaient réduire très sensiblement leur facture. Or vous voulez facturer plus lourdement l’utilisation du réseau et la puissance. En résumé, quel sera l’effet du développement de l’autoconsommation sur les projections du TURPE ?

M. Antoine Jourdain. On peut voir le TURPE de deux manières. Du point de vue des particuliers, la question qui se pose est : comment optimiser mon TURPE ? Une réponse peut être l’autoconsommation : on ne paie plus la part proportionnelle, mais seulement la partie fixe, qui est relativement faible, ce qui permet de réaliser une économie substantielle. Du point de vue d’Enedis, la question ne se pose évidemment pas dans les mêmes termes. À partir du moment où quelqu’un se déconnecte ou réduit sa part de TURPE pour le même service, cette charge est reportée sur les autres consommateurs. Nous considérons donc qu’une augmentation de la part « puissance » du TURPE permettrait à chaque client d’avoir une prestation correspondant vraiment au coût qu’il engendre chez l’opérateur. Si l’on augmente la part « puissance », une personne qui pratique l’autoconsommation fera une économie moindre, mais cela signifie aussi que ses concitoyens auront moins payé pour elle.

M. le président Julien Aubert. N’y a-t-il pas, du coup, un risque d’inversion ? Avant, sur une facture de 100 euros, je payais 20 euros pour le transport et 80 euros pour la consommation. À l’avenir, ne risque-t-on pas d’avoir un système où ma consommation ne me coûtera plus rien, mais où le prix du réseau me sera facturé beaucoup plus cher, parce qu’il faut le maintenir et le développer ? Au bout du compte, je paie à peu près la même chose, même si la structuration du tarif est différente. Ce qu’espèrent les gens qui se tournent vers l’autoconsommation, c’est qu’ils n’auront plus à payer leur électricité. Si l’électricité est gratuite mais que le réseau est beaucoup plus cher, l’intérêt sera limité pour eux…

M. Antoine Jourdain. C’est bien pour cela que tout est dans la nuance. Aujourd’hui, la répartition est de l’ordre de 20 % pour la puissance et 80 % pour la consommation. Nous souhaiterions un rééquilibrage du côté de la puissance. Dans certains pays, la part « puissance » est à 100 %. Nous ne parlons ici que de la part du TURPE, mais il ne faut pas oublier la part du fournisseur. Le tarif que nous appliquons est proportionnel au nombre d’électrons qui passent dans votre compteur, mais votre fournisseur vous facture aussi quelque chose. Le fait que la part proportionnelle à la consommation soit forte aujourd’hui incite à développer l’autoconsommation. Si elle n’était qu’une partie variable, l’incitation serait moins forte, puisqu’on n’économiserait que sur la partie des fournisseurs. C’est une question de politique publique : en tant qu’opérateur industriel, nous pensons qu’il est préférable que le système reflète au plus près le coût économique et industriel. Mais il n’est pas question de passer brutalement de la répartition actuelle à un tarif où la puissance représenterait la totalité du coût.

M. le président Julien Aubert. Je comprends de la structuration du TURPE et de la rémunération des actifs que si l’adaptation du réseau aux nécessités de la transition énergétique nécessite une explosion de vos investissements, même si vous avez aujourd’hui des finances saines, vous seriez obligés d’engager des frais extrêmement importants, qui seraient certes lissés sur quarante ans, mais qui déséquilibreraient trop vos comptes. On serait donc obligé d’augmenter le TURPE ou, en tout cas, de trouver un moyen de vous rémunérer pour les investissements que vous auriez réalisés. Pour le dire autrement, la structuration actuelle du calcul du TURPE est valable pour une transition énergétique douce et modérée, pas pour une révolution brutale du système.

M. Antoine Jourdain. C’est parce que nous nous sommes posé cette question que nous avons construit, avant même l’adoption de la PPE, un plan de développement jusqu’en 2035, qui intègre les deux éléments majeurs que sont le raccordement des EnR et le développement des véhicules électriques. Ce plan a été validé par notre conseil de surveillance et nous estimons que la structuration financière d’Enedis et du groupe devrait nous permettre de réaliser ce plan. Nous avons fait 4 milliards d’euros d’investissements l’année dernière. La part du renouvelable était de 239 millions d’euros et nous pensons doubler cette somme pour passer à plus de 500 millions d’euros par an : sur un investissement global de 4 milliards, c’est tout à fait raisonnable.

M. Éric Peltier. S’il y avait une inflexion majeure en termes d’investissement, il est exact que le TURPE lui-même ne permettrait pas d’assurer l’autofinancement des investissements d’Enedis. Nous serions probablement obligés, sur certains projets, de trouver d’autres financements.

M. Antoine Jourdain. C’est l’une des raisons pour lesquelles nous avons voulu nous projeter à long terme, avec le plan de développement que j’ai évoqué, pour nous assurer que notre structure de financement était saine et nous garantissait une viabilité à long terme.

M. le président Julien Aubert. Le rapport de Michel Derdevet évalue-t-il ce coût ? Je songe à son analyse sur le dimensionnement des réseaux électriques intelligents

– smart grids – par rapport à la transition énergétique et sur le surcoût que cela implique. Avez-vous des données financières sur ce sujet ?

M. Antoine Jourdain. Son étude, de mémoire, était globale et portait sur toute l’Europe. Pour notre part, nous avons une étude réalisée en interne qui a été validée par le conseil de surveillance, qui comprend des représentants de l’État, notamment de l’Agence des participations de l’État (APE).

M. le président Julien Aubert. Si vous pouviez nous transmettre ce document, nous serions curieux d’en prendre connaissance.

Vous vous êtes montré très optimiste au sujet du véhicule électrique, mais il nécessite un maillage en bornes électriques plus dense que celui des pompes à essence, puisqu’il faut pouvoir recharger son véhicule électrique en tout point du territoire. Dans les zones pavillonnaires, on peut installer un dispositif spécifique, mais c’est impossible dans les zones d’habitat collectif. Avez-vous mesuré l’impact que peut avoir, sur la gestion du réseau, l’essor du véhicule électrique ? Avez-vous chiffré le coût de l’investissement que représentera, pour Enedis, un vrai plan d’infrastructure garantissant que, de Dunkerque à Marseille, on puisse circuler en voiture électrique et trouver, en moins de vingt minutes, un point de charge ?

M. Antoine Jourdain. Pour faire simple, le logement, en France, est à 50 % individuel et à 50 % collectif. Dans les logements individuels, il est relativement simple d’installer une borne électrique et cela n’implique pas de modifications du réseau. Dans les logements collectifs, il y a un vrai chantier à mener, qui sera assez complexe, pour assurer une sorte de « droit à la prise » pour chaque occupant d’une place de parking.

J’en viens aux prises sur la voie publique. Les prises de charge rapide demandent des appels de puissance assez importants : au bord de l’A6, par exemple, dans une station qui compte vingt-cinq pompes à essence, il faudrait qu’on trouve, d’ici une quinzaine d’années, une trentaine de stations de recharge électrique, ce qui suppose des appels de puissance assez importants. Nous sommes en train d’y travailler avec les opérateurs. Ceux qui sont un peu malins préemptent déjà les endroits où il y a de la puissance disponible pour pas cher. Nous avons chiffré l’ensemble des investissements pour la part du réseau Enedis, en faisant l’hypothèse qu’il y aurait 9 millions de voitures en 2035. On considère qu’on doit investir environ 350 millions d’euros par an à l’horizon 2035, sachant que l’essor du véhicule électrique est très difficile à prévoir. Nous avons fait plusieurs scénarios, mais celui que nous avons retenu pour l’instant prévoit 1 million de véhicules à la fin de l’année 2022. Nous avons prévu les investissements nécessaires, qui financeront essentiellement le raccordement de soutirage chez les clients et l’installation de bornes sur la voie publique. Les bornes, elles-mêmes, ne seront pas à la charge d’Enedis : nous mettons à disposition les raccordements, qui permettent aux gens de brancher une borne.

M. le président Julien Aubert. Nous nous reverrons sans doute au cours de cette commission d’enquête pour aborder d’autres sujets, mais je ne peux pas résister au plaisir de vous poser une dernière question sur les compteurs Linky, puisque notre commission porte aussi sur l’acceptabilité de la transition énergétique. Sur les 17 millions de Français qui ont un compteur Linky, combien ont accepté de transmettre leurs informations à Enedis, au-delà de ce qui est nécessaire pour permettre un pilotage intelligent de la consommation ?

M. Antoine Jourdain. Je suis désolé, mais je ne connais pas ce chiffre. Du reste, le système a changé et, a priori, il n’est pas nécessaire de demander leur accord aux gens. Il vaut mieux que je revienne vers vous, car je crains de vous dire des bêtises.

M. le président Julien Aubert. Voilà qui justifiera peut-être une seconde audition, pour faire le point sur les dépenses et sur l’acceptabilité.

Je vous remercie, messieurs, pour ces explications concrètes, précises et techniques. Je vous remercie par avance de nous transmettre les réponses dont vous ne disposiez pas aujourd’hui. Ce qui nous intéresse, c’est de comprendre quelle part de ce qui est prélevé au nom du TURPE pour Enedis vient financer les énergies renouvelables. Quelle est la dynamique de cette part et que peut-on prévoir à l’horizon de cinq ou dix ans ?

L’audition s’achève à vingt heures trente-cinq.

*

5. Audition, ouverte à la presse, de MM. Matthieu Deconinck, chef du bureau D2 à la direction de la législation fiscale (DLF), et Michel Giraudet, adjoint au chef du bureau D2 ; et de MM. Sylvain Durand, chef de bureau, et Olivier Dufreix, adjoint au chef du bureau du développement durable à la direction du budget, au ministère de l’action et des comptes publics (26 mars 2019)

L’audition débute à dix-sept heures vingt.

M. le président Julien Aubert. Nous commençons cette séance avec retard et je vous prie de nous en excuser. C’est évidemment à mettre sur le compte du Gouvernement et de la majorité, qui n’ont pas su maîtriser l’ordre du jour !

Nous sommes très heureux d’accueillir aujourd’hui des responsables du ministère de l’économie et des finances : MM. Matthieu Deconinck et Michel Giraudet, qui représentent la direction de la législation fiscale (DLF), et MM. Sylvain Durand et Olivier Dufreix, du bureau du développement durable à la direction du budget (DB).

Les thématiques fiscales et parafiscales relèvent sans conteste du champ de réflexion de notre commission d’enquête, qui examine actuellement le chapitre des recettes, autour d’une question principale : que prélève-t-on au nom de la transition énergétique ?

Les montants et affectations de la « taxe carbone », ou plus précisément de la contribution climat énergie, ont été à l’origine du mouvement social que nous connaissons et dont les impacts vont sans doute bien au-delà de la seule expression des « gilets jaunes ».

Nous avons déjà auditionné des représentants d’EDF, puis d’Enedis. Dans le cadre de nos échanges, ont notamment été évoquées les questions de la contribution au service public de l’énergie (CSPE) et du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), mais aussi des recettes et dépenses transitant par le compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique », ainsi que la question des mécanismes de compensation par l’État des charges de service public de l’énergie à EDF.

Créé par la loi de finances rectificative pour 2015, le CAS « Transition énergétique », que j’ai eu le plaisir de rapporter en commission des finances, se décompose en deux programmes : les programmes 764 « Soutien à la transition énergétique » et 765 « Engagements financiers liés à la transition énergétique ». Il sert principalement de support budgétaire au soutien aux énergies renouvelables (EnR) électriques : 5,3 milliards d’euros leur sont ainsi consacrés, soit les trois quarts de la dotation du CAS pour 2019.

Par ailleurs, d’importantes dépenses fiscales sont à prendre en compte, qu’il s’agisse du crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE) ou de l’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ).

La Cour des comptes, dont nous entendrons également des représentants, a émis des appréciations critiques sur différents aspects de cette politique fiscale. Je ne doute pas, messieurs, que vous allez nous apporter des précisions d’ordre technique sur le fonctionnement d’une construction budgétaire et fiscale dont, pour reprendre les termes de la Cour des comptes, la lisibilité n’est pas toujours évidente.

L’une des premières préoccupations de la commission d’enquête est d’évaluer les résultats de la politique fiscale dans leur dimension économique, mais aussi sociale. Vous nous direz, je l’espère, comment la trajectoire fiscale s’inscrit en cohérence avec les grandes lignes de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

L’exercice semble a priori compliqué s’il s’agit d’engager une mutation de la fiscalité de l’énergie, traditionnellement fondée sur le volume de consommation des produits fossiles, vers une fiscalité dite « climatique et environnementale » en révisant les actuelles modalités de financement des énergies renouvelables tout en accentuant les moyens de lutte contre la pollution de l’air.

Nous allons, messieurs, commencer par écouter votre exposé liminaire. Celui-ci ne doit pas dépasser quinze minutes. Cependant, nous sommes toujours déférents vis-à-vis de l’État et si vous avez besoin, pour la bonne compréhension des représentants de la Nation que nous sommes, de dépasser cette durée, nous accéderons avec plaisir à votre demande.

Puis Mme Meynier-Millefert, en sa qualité de rapporteur, vous posera les questions qui la préoccupent, et enfin les membres de la commission d’enquête vous interrogeront. Nous terminerons cette audition par mes propres questions.

Avant de vous laisser la parole, je vous demande, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter serment.

(MM. Deconinck, Giraudet et Durand prêtent successivement serment.)

M. Matthieu Deconinck, chef du bureau D2 à la direction de la législation fiscale (DLF). Je vous propose de commencer par une brève présentation des impôts qui frappent l’énergie. Nos collègues de la direction du budget cibleront plus spécifiquement les affectations, en particulier en matière d’électricité.

Le point essentiel sur lequel je tiens à appeler votre attention est que la fiscalité énergétique, notamment celle qui touche la consommation d’électricité, est harmonisée au niveau européen. Les deux impôts indirects les plus importants, y compris en termes de rendement, sont donc encadrés par des directives du Conseil européen. Ce sont, d’une part, le système commun de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et, d’autre part, le régime général d’accise, qui définit un cadre commun pour les tabacs, les alcools, les produits énergétiques et l’électricité.

Ce cadre harmonisé emporte trois conséquences principales. La première est l’obligation pour les États membres, au regard du droit européen, de prévoir des impôts sur ces différentes matières. La deuxième est que la mécanique de l’impôt – le fait générateur, l’exigibilité, les assiettes, les règles de déductibilité, etc. – est intégralement harmonisée et intangible. La troisième, enfin, est que le pouvoir de taux des États membres est limité, et ce de plusieurs manières : pour le nombre de tarifs différents, mais aussi pour les activités et les produits éligibles au tarif réduit. Des minimums de taxation sont également prévus. Ces différentes limitations valent pour la TVA et le régime général d’accise, notamment pour la taxation de l’énergie, produits pétroliers et électricité. Sauf exceptions minimes, sur lesquelles je reviendrai si vous le souhaitez, le produit des recettes de ces impôts n’est pas, quant à lui, encadré par le droit européen.

L’exigence de compatibilité avec le droit européen est une source de contentieux particulièrement importante et d’une jurisprudence abondante de la Cour de justice de l’Union européenne, qu’il s’agisse du droit dérivé, donc des règles spécifiques que je viens de mentionner, ou du droit primaire, à savoir les aides d’État, les impositions discriminatoires et les grandes libertés. Parmi les questions soumises à la direction de la législation fiscale, celle de savoir s’il est possible de prévoir tel tarif réduit en faveur de tel produit ou de tel usage, prévaut donc généralement.

Dans le cadre du droit européen harmonisé, l’état du droit national est, comme vous l’avez souligné, monsieur le président, quelque peu complexe puisqu’il existe, en matière de fiscalité énergétique, une multiplicité d’outils fiscaux visant à le transposer.

Pour les carburants et les combustibles, ce sont les fameuses taxes intérieures de consommation (TIC), au nombre de quatre : la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), la taxe intérieure de consommation sur les houilles, lignites et cokes, dite taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC), la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN) et la taxe incitative relative à l’incorporation des biocarburants (TIRIB), cette dernière ayant le mérite de l’originalité, si l’on s’intéresse au soutien aux énergies renouvelables, du fait d’une technique de taxation tout à fait particulière.

En matière d’électricité, l’imposition « maîtresse » est la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE), qui continue d’apparaître sur les factures sous le nom de contribution au service public de l’électricité (CSPE). En effet, lorsque la CSPE a été transformée en TICFE, on a maintenu l’ancienne dénomination pour éviter tout choc visuel aux usagers, au détriment d’une certaine clarté et d’une bonne compréhension des outils juridiques.

Trois autres taxes existent en matière d’électricité, avec la même assiette. Ce sont la taxe départementale sur la consommation finale d’électricité (TDCFE), la taxe communale sur la consommation finale d’électricité (TCCFE) et la contribution au Fonds d’amortissement des charges d’électrification (FACÉ).

Au-delà de ces impositions qui frappent la consommation d’électricité, pour un total d’environ 10 milliards d’euros de recettes en cumulé, il existe une taxe sur l’abonnement au réseau électrique, la contribution tarifaire d’acheminement (CTA). Je passe sur l’ensemble des tarifs réglementés, qui ne relèvent pas du domaine de la fiscalité, notamment le TURPE et l’accès régulé au nucléaire historique (ARENH).

Sur le plan strictement fiscal, c’est-à-dire indépendamment des affectations, le soutien aux énergies renouvelables au sein de ces impôts se traduit, tout d’abord pour les carburants et les combustibles, par des tarifs réduits, notamment de TICPE pour les biocarburants, et par l’existence de la fameuse TIRIB, que j’ai mentionnée tout à l’heure.

Pour l’électricité, il n’existe pas de disposition spécifique dans le droit national afin de favoriser explicitement les énergies renouvelables, mais un dispositif de simplification administrative, d’exonération des petits producteurs, relativement fragile sur le plan juridique et régulièrement dénaturé quant à sa finalité. Des travaux sont en cours, en lien avec nos collègues du ministère de l’environnement et les professionnels, pour rendre ce dispositif conforme au droit européen.

Enfin, s’agissant de la TVA, il faut savoir que, pour les carburants et les combustibles, un verrou européen s’applique, avec un taux de 20 % sur l’intégralité du prix de vente, incluant évidemment les taxes intérieures que je viens de mentionner. Pour l’électricité, nous avons la possibilité de recourir à un taux réduit, possibilité que nous activons partiellement en droit national pour les abonnements au réseau électrique, mais pas pour les consommations. Pour un coût total de 400 millions d’euros, un taux de 5,5 % est appliqué aux abonnements à la fourniture d’électricité, les consommations étant quant à elles taxées à 20 %.

Je précise qu’à la suite d’une clarification de la jurisprudence par la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE), le fait d’appliquer deux taux différents à une seule et même offre soulève des questions sur le plan juridique au regard du fonctionnement de la TVA.

Pour conclure sur les grands principes, et avant de laisser la parole à mon collègue pour un bref historique de la fiscalité de l’électricité, je rappellerai que le principe de neutralité fiscale de la TVA s’oppose, en théorie, à recourir à des taux différenciés pour favoriser l’énergie à raison de son origine renouvelable ou non. Le principe de neutralité fiscale impose en effet de traiter de manière identique des produits qui répondent aux mêmes besoins directs pour l’acheteur.

M. Michel Giraudet, adjoint au chef du bureau D2 à la direction de la législation fiscale (DLF). Je vous propose de prendre l’histoire en marche en 2003. Cette année-là, avec l’adoption de la directive « Énergie » 2003/96/CE, le législateur communautaire a donné à la France jusqu’au 1er janvier 2009 pour mettre sa fiscalité de l’électricité en conformité avec le droit européen. Quelle était la fiscalité française de l’électricité à l’époque ? Jusqu’en 2009, elle consistait essentiellement dans les taxes locales sur l’électricité, départementale et communale, et le FACÉ. La CSPE, créée au mois de janvier 2003 et présentée à la Commission européenne comme une taxe à finalité spécifique, n’était pas intégrée au paysage fiscal. Elle se trouvait en dehors du champ de l’accise harmonisée communautaire.

En 2009, comme l’on pouvait s’y attendre, la fiscalité française de l’électricité n’était toujours pas conforme au droit européen. Seule la menace d’un contentieux communautaire a conduit le Gouvernement, à l’occasion de la loi sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité, dite « loi NOME », à procéder, en juillet 2010, à la mise en conformité du droit français. Pour la petite histoire, la France a été condamnée par un arrêt en manquement de la Cour de justice du 25 octobre 2012 pour non-transposition des dispositions de l’article 18 de la directive.

Dans la loi NOME, un article a donc été adopté pour appliquer les normes communautaires aux deux taxes locales, départementale et communale, en termes de fait générateur, d’exigibilité, de champ, de redevables et d’exonération. Cet article ne touche pas à la taxe FACÉ, dont il n’est même pas question de la mettre en conformité, et oublie la CSPE.

Pour les deux taxes mises en conformité, la loi NOME trouve toutefois opportun de maintenir aux collectivités locales un pouvoir de délibération. Ce faisant, elle crée une fragilité juridique assez forte au regard du droit communautaire puisqu’en matière de fiscalité de l’énergie la directive impose un taux par produit. Or, si l’on laisse un pouvoir de délibération aux collectivités locales, pour la consommation des ménages comme pour la consommation des entreprises, il y a autant de tarifs que de collectivités locales délibérantes.

Pour le moment, la Commission a accepté de ne pas regarder ce sujet de trop près, dans la mesure où la France est capable de lui garantir l’égal accès des fournisseurs au marché, car la question sous-jacente est bien celle-là. Plus l’accès des fournisseurs étrangers est difficile, plus la Commission considère les dispositifs nationaux d’un mauvais œil. Plus l’accès au marché est facile, au contraire, plus elle a tendance, dès lors que les consommateurs sont captifs sur le réseau national, à admettre les délicatesses avec la directive.

La loi NOME a eu une deuxième conséquence. Elle a créé, à côté des deux taxes locales, une petite taxe nationale appliquée uniquement sur l’électricité consommée sous une puissance de 250 kilovoltampères (kVA).

Tel était l’état du droit après la mise en conformité communautaire. L’évolution suivante a porté sur la CSPE. Cette taxe souffrait d’une fragilité juridique très forte dans la mesure où elle a été affectée au soutien de la solidarité territoriale et de la Caisse des dépôts et consignations après avoir servi à financer les énergies renouvelables. Elle a donc été attaquée et fait l’objet de nombreux contentieux, le dernier ayant porté sur sa conformité à la directive. L’arrêt de la Cour du 2 juillet 2018 a validé, dans la CSPE, la fraction relative aux énergies renouvelables, mais l’a invalidée pour les autres charges de service public exposées, notamment l’interconnexion et la cohésion territoriale.

Anticipant cet arrêt, le Gouvernement a décidé en 2015 de supprimer la CSPE dans le code de l’énergie et de créer à la place la TICFE. La taxe nationale sur l’électricité a été étendue à toutes les consommations d’électricité. Son champ a ainsi été mis en parfaite conformité avec la directive, au regard du redevable, du fait générateur, de l’exigibilité, des exonérations et même des tarifs réduits, puisqu’on a intégré dans la taxe un grand nombre de tarifs réduits au profit des entreprises intensives en énergie.

Depuis 2016, la fiscalité nationale de l’électricité se base sur l’addition de deux dispositifs qui n’en font qu’un en droit européen : d’une part, les taxes locales, communale et départementale, sur l’électricité, dont le tarif maximum est d’environ 9 euros par mégawattheure ; d’autre part, la TICFE, dont le tarif est de 22,50 euros par mégawattheure (MWh). Pour un consommateur français, le tarif total de la taxe sur l’électricité s’élève donc à une trentaine d’euros par mégawattheure.

Les autres taxes sur l’électricité, qui portent directement ou indirectement sur la consommation finale d’électricité, n’ont pas été mises en conformité. La survie de la taxe FACÉ dépend d’un éventuel dépôt de plainte, qui ne manquerait pas d’entraîner son annulation par la Cour de justice.

M. Sylvain Durand, chef du bureau du développement durable à la direction du budget. Afin de vous présenter les financements en faveur de la transition énergétique, je vais devoir sans doute solliciter un léger dépassement des quinze minutes réglementaires.

J’aimerais rappeler, avant de détailler le fonctionnement du CAS « Transition énergétique », que le budget du ministère de la transition écologique et solidaire – environ 34 milliards d’euros en incluant le budget des transports – recouvre un grand nombre de financements qui concourent, de façon directe ou indirecte, au financement de la transition énergétique.

Outre le financement des charges de service public de l’énergie, dont nous allons parler dans quelques instants et qui atteint 8 milliards d’euros en 2019, un grand nombre de dispositifs constituent des leviers pour agir. Je pense notamment à la prime à la conversion, portée par le budget général, qui représente 600 millions d’euros en 2019, mais aussi au bonus-malus automobile et à la prime à la casse, soit 264 millions d’euros, ou encore à l’intervention de plusieurs opérateurs, tels que l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), dont le budget s’élève à 650 millions d’euros. D’autres ministères concourent enfin à cet objectif, notamment le ministère du logement et l’Agence nationale de l’habitat (ANAH). Il faut enfin mentionner un grand nombre de dépenses fiscales, dont l’une des plus emblématiques est le CITE.

Le financement de la transition énergétique, assez vaste et fourni, est synthétisé de manière transversale dans un « jaune » budgétaire dédié et annexé au projet de loi de finances. Conformément à la volonté de la représentation nationale exprimée lors de l’examen du projet de loi de finances pour 2019, ce jaune a vu ses ambitions revues à la hausse et il a été étendu. Dès le projet de loi de finances pour 2020, vous disposerez donc non seulement d’une revue complète des dépenses afférentes à la transition énergétique, mais un accent nouveau sera porté sur les impacts de la fiscalité écologique vis-à-vis des ménages et des entreprises.

Sans revenir dans le détail sur la CSPE, appliquée entre 2003 et 2015, j’aimerais souligner que ce mécanisme présentait quelques écueils, de notre point de vue. Outre les difficultés qui viennent d’être rappelées s’agissant de sa conformité au droit européen, sources d’incontestables fragilités juridiques, ses dépenses, par un mécanisme d’auto-compensation réalisée directement par les opérateurs, étaient complètement extra-budgétaires. De ce fait, elles échappaient au contrôle et à l’information du Parlement, qui ne votait pas les moyens de cette politique.

Deuxième écueil, le dispositif s’est caractérisé à partir de 2009 par un déficit de compensation chronique pour EDF. La dette, qui a atteint 5,8 milliards d’euros en 2015, a été consolidée dans le déficit public. Son remboursement par l’État a commencé en 2016 et s’achèvera en 2020.

Ces risques juridiques et l’absence de transparence dans le financement des dépenses ont conduit le Gouvernement à réformer le dispositif et à inscrire l’intégralité des dépenses en faveur du service public de l’énergie dans les lois de finances. Il y a donc, d’une part, le soutien aux énergies renouvelables, dont les dépenses figurent au CAS « Transition énergétique », et, d’autre part, le remboursement sur cinq ans de la dette historique à EDF. Dans le même temps, comme cela vient d’être rappelé, la CSPE a été supprimée et la TICFE revue à la hausse.

En 2017, une seconde réforme est intervenue. Alors que la TICFE, mal nommée CSPE sur les factures d’énergie, finançait le CAS, un risque d’interprétation juridique de la part de l’Union européenne, qui pouvait considérer cette affectation de la TICFE aux énergies renouvelables comme un droit de douane, a conduit le Gouvernement à mettre en place une nouvelle affectation. La TICFE a ainsi été affectée au budget général de l’État et à due proportion de la TICPE a été affectée au CAS. La réforme a été parfaitement équilibrée. Le CAS « Transition énergétique » est aujourd’hui financé par des énergies dites carbonées, c’est-à-dire par de la TICPE et par la TICFE affectée au budget général de l’État.

J’insiste sur le fait que cette réforme a permis d’introduire beaucoup plus de transparence dans la budgétisation et dans la programmation des dépenses de soutien aux EnR, et de donner une visibilité annuelle et pluriannuelle au Parlement.

S’agissant des aspects financiers, on ne peut que constater la très forte hausse des dépenses en faveur des énergies renouvelables au cours des dernières années. De 1,5 milliard d’euros en 2011, elles sont passées à 5,4 milliards d’euros en 2019. Elles devraient atteindre environ 7 milliards d’euros en 2022 en fonction des prix de l’énergie.

Cette réforme a par ailleurs permis de stabiliser la fiscalité portant sur l’électricité puisque la TICFE a un tarif fixe depuis 2016, alors qu’il avait très fortement crû au cours des périodes précédentes.

Le Gouvernement a mis en place plusieurs mesures de soutien notables pour les ménages les plus précaires. C’est logique puisque la TICPE, qui porte sur des dépenses des ménages, vient financer la forte hausse des EnR. Le dispositif du chèque énergie a été étendu et concerne désormais près de 6 millions de ménages. La prime à la conversion a été doublée pour les Français les plus touchés par la hausse des prix du pétrole.

J’aimerais, pour finir, expliciter le rôle de la direction du budget. Les compensations de charges pour le soutien aux énergies renouvelables sont fixées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). La direction du budget est évidemment attentive au suivi des dépenses en matière de transition énergétique. En témoignent les renégociations relatives aux éoliennes offshore qui ont eu lieu l’année dernière. Le Gouvernement veille par ailleurs à ce que, dans le cadre de la PPE, l’accent soit mis sur les filières les plus matures. Enfin, il souhaite que l’on recoure de façon plus systématique aux appels d’offres, ces derniers permettant de garantir une efficience accrue de la dépense dans le domaine du développement des énergies renouvelables.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vous remercie pour ces présentations. L’avalanche de sigles et de chiffres laisse quelque peu pantois quand on n’est pas spécialiste !

Je commencerai par une question générale. Nous cherchons, dans cette commission, à établir les coûts de l’action publique en matière de transition énergétique, et à savoir comment on prélève et comment on redistribue. Cependant, il me semble nécessaire de nous interroger aussi sur notre capacité à chiffrer les coûts de l’inaction. Parmi les études actuellement menées à différentes échelles, certaines avancent que la pollution de l’air représenterait un coût de 19 milliards d’euros. Une étude américaine a démontré que les problèmes de ventilation dans les bâtiments avaient un effet sur la productivité des personnes qui y travaillent. En matière de rénovation énergétique, l’inaction aurait donc un impact sur la productivité. Une autre étude, celle-là européenne, a montré que laisser vivre des gens dans des logements non rénovés, et donc inadéquats, aurait un coût annuel total de 194 milliards d’euros, sachant qu’il faudrait 295 milliards d’euros pour éradiquer le mal-logement en Europe.

Comme vous le voyez, je tente d’établir des liens entre des éléments que l’on n’a pas l’habitude de recouper. Ce thème de l’inaction m’intéresse tout particulièrement, mais nous pourrons probablement l’aborder lors d’une autre audition. Vous ne disposez sans doute pas de tous les chiffres aujourd’hui.

La question des filières mérite également d’être soulevée. Plus les filières sont vigoureuses en matière d’EnR, plus les retours pour l’État sont importants en termes de taxes. Est-il pertinent, sur le plan budgétaire, de réfléchir sur l’année, sachant que la transition énergétique s’inscrit davantage dans une logique de retour sur investissement que dans une logique d’investissement sec ?

M. Matthieu Deconinck. Sur les externalités négatives, je me permets de vous renvoyer à la direction générale du Trésor et au Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD), dont l’activité consiste en grande partie à effectuer ce type de chiffrage. À la DLF, comme je pense à la direction du budget, ce n’est absolument pas notre métier.

Quant à votre seconde question, j’y répondrai en soulignant l’importance qu’accordent aux trajectoires les fiscalistes et les « budgétaires ». Une vision court-termiste n’est pas adéquate. Pour des raisons politiques évidentes, il est souvent compliqué de se projeter à plus de cinq ans, mais il arrive que cela soit possible. Le dernier projet de loi de finances a ainsi permis d’adopter une trajectoire particulièrement ambitieuse en matière de taxe générale sur les activités polluantes (TGAP). La modification de la fiscalité qui a été décidée ne doit d’ailleurs pas entrer en vigueur immédiatement. La hausse des taxes intérieures de consommation, qui comprend la hausse de la composante carbone et le rattrapage de la fiscalité du gazole sur celle de l’essence, sera également appliquée dans la durée.

De manière générale, pour des impôts aussi lourds et aussi essentiels pour l’orientation des comportements, le message que nous essayons de faire passer est celui de la visibilité et de la lisibilité pour les acteurs économiques. Ce principe a d’ailleurs été repris par la représentation nationale lors de l’adoption, dans le cadre du dernier projet de loi de finances, de la taxe sur les gaz réfrigérants contenant des hydrofluorocarbures (HFC), puisque celle-ci n’entrera en vigueur qu’à compter de 2021.

Mme Bénédicte Peyrol. Pourriez-vous revenir sur le passage de la CSPE à la TICFE et préciser les montants et les transferts correspondant à cette opération ? Nous avons compris que la CSPE revenait pour partie dans le budget général et que la TICFE avait été créée pour respecter la jurisprudence de la Cour de justice de l’Union européenne, mais je vous remercie de bien vouloir nous apporter des explications supplémentaires.

Vous avez peu abordé la contribution climat énergie (CCE) dans vos interventions. Il me paraît important, dans cette commission d’enquête, de comprendre quel est son suivi dans le budget de l’État. On sait que la TICPE est un véhicule pour porter cette mesure fiscale, mais quelle est la part de la contribution climat énergie dans le budget de l’État ? Nous devons nous poser la question, même si nous avons d’ores et déjà compris qu’il est difficile d’y répondre, les organisations non gouvernementales (ONG) ne disposant pas des mêmes chiffres que les parlementaires. Le suivi de la contribution climat énergie est compliqué car on la calcule en proportion des émissions de dioxyde de carbone (CO2) propres aux différentes énergies. Comment donc, au sein du budget de l’État, parvenez-vous à en assurer le suivi et à obtenir des chiffres clairs ?

Sur les dépenses, les Français qui suivent cette audition, et je sais qu’ils sont nombreux, doivent éprouver quelques difficultés à comprendre. Il est compliqué d’être pédagogue et intelligible sur ce sujet. J’aimerais, pour ma part, revenir sur le jaune « Financement de la transition énergétique ». Ce document est très intéressant, mais il ne permet pas de donner une vision claire des financements. Or, l’objectif de notre commission d’enquête est de rendre acceptable à la fois la fiscalité et les dépenses. Ne serait-il pas possible de disposer d’un tableau synthétique sur les recettes et les dépenses ? L’amendement que j’ai déposé sur le suivi des dépenses de la transition écologique poursuivait précisément cet objectif de simplification. Nous voulons que les Français puissent se référer facilement aux différents documents.

J’aimerais, je vous l’avoue, comprendre comment vous travaillez. Êtes-vous venus avec des chiffres ? Vous avez donné quelques éléments sur le CAS « Transition énergétique » et sur le budget du ministère de la transition écologique, mais pourriez-vous entrer dans le détail, à l’occasion de cette audition, et préciser les dépenses que vous identifiez comme expressément destinées à la transition écologique ?

M. Matthieu Deconinck. Le passage de la CSPE à la TICFE s’est déroulé en deux étapes, l’une fiscale et l’autre budgétaire. Je laisse la parole à Michel Giraudet pour la première. La direction du budget pourra ensuite revenir sur la seconde, qui concernait purement les affectations.

M. Michel Giraudet. La CSPE était inscrite dans le code de l’énergie, qui contenait d’ailleurs très peu de chose. Le mécanisme de la taxe – le fait générateur, l’exigibilité, le redevable – était exposé dans un décret du Conseil d’État. Le dispositif posait de graves questions au plan constitutionnel comme au plan européen. Excepté l’assiette du mégawattheure, la CSPE n’avait rien de commun, en effet, avec la directive « Énergie ».

Quand le Gouvernement a pris la décision d’abandonner la CSPE en raison des risques qu’elle présentait, son montant s’élevait à 19,50 euros. Comme l’ont rappelé nos collègues du budget, la CSPE augmentait automatiquement tous les ans de 3 euros, et ce pour une seule et simple raison : l’arrêté proposé par la CRE pour augmenter les prix en fonction de l’évolution réelle des charges n’était jamais signé par le ministre. Le tarif augmentait donc mécaniquement, afin d’éviter un écart trop important entre le montant des charges à financer et le montant des recettes perçues.

M. le président Julien Aubert. Vous nous expliquez donc que cette quasi-taxe augmentait naturellement sans que l’exécutif n’intervienne.

M. Michel Giraudet. La CRE proposait une augmentation de la taxe en fonction du calcul des charges exposées par les opérateurs. Le chiffre proposé devait faire l’objet d’un arrêté. À défaut de signature, la taxe augmentait mécaniquement de 3 euros.

Mme Laure de La Raudière. La proposition de la CRE était-elle supérieure ou inférieure à ces 3 euros ? Pendant combien de temps cette situation a-t-elle duré ?

M. Michel Giraudet. Je ne saurais répondre à votre seconde question. À la DLF, nous ne sommes pas gestionnaires de la CSPE. Quant aux charges calculées par la CRE, elles auraient certainement été supérieures au montant de l’augmentation automatique, celle-ci ne faisant que limiter la créance de certains opérateurs vis-à-vis de l’État, en particulier la créance d’EDF.

En 2016, le Gouvernement a décidé de transformer la CSPE, dont on ne comprenait plus très bien son fonctionnement juridiquement, en une accise conforme au droit communautaire. La mécanique de la taxe a été intégralement harmonisée et mise en conformité, et le tarif a été augmenté de 3 euros. Le montant de la CSPE en 2015 aurait été strictement le même que celui de la TICFE en 2016 si la TICFE n’avait pas remplacé la CSPE. On est ainsi passé de 19,50 euros à 22,50 euros. Depuis, le tarif de la TICFE n’a plus bougé.

M. le président Julien Aubert. Passons maintenant au volet budgétaire du passage de la CSPE à la TICFE.

M. Sylvain Durand. Je tiens tout d’abord à dire que je souscris entièrement aux propos qui ont été tenus sur la nécessité d’une plus grande lisibilité. La complexité des différents financements en matière de transition énergétique est réelle. Avant l’amendement de l’année dernière, il n’existait pas moins de trois jaunes budgétaires et un document de politique transversale, soit quatre documents budgétaires qui, mis bout à bout, rendaient difficilement compte de l’ensemble des financements dans ce secteur.

Cette lisibilité que nous appelons de nos vœux est difficile à obtenir pour plusieurs raisons, et tout d’abord parce que les financements sont variés. Il est compliqué d’additionner des soutiens aux énergies renouvelables, des aides directes, et des aides à l’achat de véhicule. Les périmètres varient. Certaines dépenses sont directement en faveur de la transition énergétique, d’autres l’accompagnent et peuvent paraître de prime abord anti-écologiques. Il est donc difficile d’obtenir un montant consolidé et, malheureusement, le diable se cache souvent dans les colonnes et les chiffres en milliards.

Notre principal objectif, après la loi de finances pour 2019, est d’aboutir à un document jaune unique, et je peux vous garantir que nous déployons tous les efforts possibles pour obtenir un document consolidé et lisible.

Quant aux chiffres, je vous remercie de bien vouloir nous préciser lesquels vous intéressent plus particulièrement. Nous disposons en effet d’un grand nombre de données, sur de nombreux périmètres et des années différentes. Je précise toutefois que j’ai additionné, dans mon exposé liminaire, les dépenses en faveur du service public de l’énergie, la prime à la casse, l’ADEME et le CITE, qui me paraissent, dans les grandes masses, les principaux dispositifs que l’on peut labéliser « transition énergétique » dans le périmètre du ministère de la transition écologique et solidaire.

De manière générale, nous constatons que les dispositifs inscrits en loi de finances au titre du budget général de l’État, sont plus lisibles pour les citoyens. Nous l’avons vu avec la réforme de la CSPE. Auparavant, ses montants échappaient complètement au Parlement et aux citoyens, qui ne retrouvaient aucune trace de ce financement dans les documents budgétaires et les débats parlementaires. Les énergies renouvelables se finançaient un peu comme par magie.

Mme Bénédicte Peyrol. Nous aimerions comprendre comment l’État comptabilise ce que rapporte la contribution climat énergie. Je sais que ce n’est pas chose simple, mais pouvez-vous nous expliquer le calcul arithmétique auquel vous procédez ?

M. Matthieu Deconinck. La contribution climat énergie n’a aucune existence juridique et budgétaire, et ceci à dessein.

La taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques correspond en réalité au cumul de trois taxes, la TICPE, la TICC et la TICGN. Pour chacune d’elles existent seize catégories de produits, qui répondent aux seize catégories fiscales définies par le droit de l’Union européenne. Les États membres disposent d’une liberté totale pour la fixation du tarif de chaque catégorie. En revanche, ils sont extrêmement limités dans la mise en place de tarifs différenciés au sein de chacune d’elles.

Prenons un exemple. Le gazole à usage routier est une catégorie. Le gazole à usage non routier en est une autre. Au sein de chacune de ces deux catégories existent plusieurs produits, tels que, pour le gazole à usage routier, le B100, le B95 ou d’autres carburants encore d’origine plus ou moins renouvelable. La règle de principe est que l’on ne peut pas différencier, au sein d’une catégorie, les tarifs des différents produits, sauf exception. Ce que l’on appelle la contribution climat énergie, ou tout du moins les hausses de taxe intervenues depuis 2014, correspondent aux hausses de taxe uniformes pour chacune des seize catégories.

Or, comme chaque catégorie réunit une diversité de produits aux émissions de CO2 différentes, il n’existe pas de taxe directement proportionnelle au contenu en CO2 des produits. Le tarif de chacune des grandes catégories est donc augmenté de manière régulière depuis 2014 à hauteur de l’émission de CO2 à la combustion - telle que mesurée dans les derniers règlements du système d’échange de quotas d’émission – Emission Trading Scheme (ETS) – du principal produit de la catégorie.

Dans la catégorie des gazoles à usage routier, on prend ainsi le gazole traditionnel B7 et on regarde combien il émet à la combustion. Rappelons que les émissions de CO2 à la combustion sont très différentes des émissions sur l’ensemble du cycle de vie du produit. On ne produit pas seulement du CO2 à la combustion, sinon les biocarburants n’auraient absolument aucun intérêt. La mesure de l’émission à la combustion permet de dégager un coefficient de proportionnalité, attribué à chacune des catégories dans la hausse générale des taxes actée dans le cadre d’un processus distinct.

Au gré des politiques mises en œuvre, des dérogations à ce principe général peuvent être apportées. Ainsi, lors de la hausse de taxe votée l’année dernière, puis annulée, le gaz naturel ne faisait pas l’objet d’une mesure similaire. De même, le rattrapage gazole-essence constitue une dérogation au principe selon lequel la hausse de fiscalité doit être répartie entre les grandes catégories de produits au prorata des différents coefficients.

La composante carbone fait donc l’objet d’une démarche systématique adoptée par le législateur depuis 2014 pour répartir la hausse des tarifs entre des catégories de produits. Il peut y être dérogé selon les circonstances.

À ce dispositif vient s’ajouter la TIRIB, qui vise à créer une discrimination fiscale au sein de ces catégories pour favoriser ceux des biocarburants qui émettent le moins de dioxyde de carbone. Cette deuxième taxe a une structure tout à fait particulière, qui lui permet d’échapper à la règle de la taxation en seize catégories découlant du droit européen. La niche fiscale de la finalité spécifique a donné lieu au fameux contentieux « Messer » sur l’électricité, que vous connaissez sans doute.

M. le président Julien Aubert. Je n’en suis pas certain. Pour résumer et simplifier vos explications, l’harmonisation de la fiscalité sur les carburants au niveau européen conduit donc, lorsque sont décidées des hausses de taxe politiquement liées au combat pour la planète, à discriminer non pas sur le critère du CO2, mais en fonction des seize catégories fiscales de l’Union. Au sein d’une même catégorie fiscale, on ne fait pas de différence entre le produit qui consomme plus de CO2 et le produit qui en consomme le moins. Il existe néanmoins des limites à ce dispositif : premièrement, avec de possibles dérogations, dont vous n’avez pas expliqué comment elles pouvaient être obtenues auprès de l’Union européenne ; deuxièmement, avec la TIRIB, qui vient transversalement et légèrement corriger l’uniformisation via l’impératif CO2.

Ai-je bien résumé vos explications ?

M. Matthieu Deconinck. À deux nuances près. Tout d’abord, la répartition entre catégories prend bien en compte les émissions de CO2 à la combustion. Il s’avère que pour le principal représentant de chaque catégorie, les émissions de CO2 à la combustion sont relativement proches des émissions de CO2 au niveau réel. Des différences plus nettes apparaissent dès lors qu’il s’agit des énergies renouvelables.

Le deuxième élément correctif que je voudrais apporter concerne la TIRIB. Elle ne fonctionne pas aujourd’hui pour toutes les catégories fiscales, mais uniquement pour les catégories gazole routier, gazole non routier et essence. La TIRIB ne fait pas que corriger, elle a un impact incitatif et économique absolument considérable, beaucoup plus important que celui de la TICPE. La plus belle preuve de réussite de la TIRIB, s’agissant des comportements, est son rendement : il est de zéro million d’euros, puisque l’on taxe exactement les opérateurs à hauteur de la non-atteinte de l’objectif qu’on leur a fixé.

Concomitamment à la hausse de la TICPE, afin d’être cohérent, on augmente les objectifs d’incorporation fixés aux opérateurs. L’une des principales évolutions du dernier projet de loi de finances a d’ailleurs été de réarticuler ces deux impôts et notamment d’inscrire la tarification du CO2 dans la TIRIB. À ce stade, la mesure n’a été prise que pour deux ans, les acteurs n’ayant pas exprimé le souhait d’une visibilité plus longue, mais un tarif de 100 euros par hectolitre, bien supérieur à celui de la TICPE, existe désormais. Il augmente proportionnellement à la hausse de la composante carbone.

M. le président Julien Aubert. Je vous avoue que je n’ai pas entièrement compris votre explication. Je suis sans doute moins expert que certains dans cette salle…

Mme Marie-Noëlle Battistel. Je voudrais vous remercier pour vos présentations, qui confirment la complexité de la fiscalité de la transition énergétique et justifient la mission de notre commission d’enquête : apporter un peu de lisibilité et de simplification dans ce domaine.

Vos exposés se sont centrés sur la fiscalité et ont d’emblée écarté le TURPE de la discussion. Serait-il possible d’y revenir quelques instants, puisqu’il a un impact budgétaire, notamment sur les exonérations ? La question des autoconsommateurs, en particulier, fait l’objet de discussions incessantes et aura des conséquences en volume et en masse financière.

Je soutiens la demande que ma collègue vous a faite d’un tableau clair et complet de l’ensemble des chiffres de la fiscalité de la transition énergétique.

Pourrions-nous par ailleurs, monsieur le président, disposer, dans un document synthétique, des principales données qui viennent de nous être exposées ? En quelques minutes, il n’est pas facile de tout noter.

M. le président Julien Aubert. Pour les prochaines auditions, nous demanderons que les interventions soient systématiquement accompagnées de supports, voire de diapositives.

M. Matthieu Deconinck. J’ai écarté d’emblée le TURPE car nous n’avons aucune compétence en la matière à la DLF. Il est intégralement suivi par la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC).

M. Nicolas Turquois. Compte tenu de ma méconnaissance des sujets que nous abordons aujourd’hui, je ne suis pas en mesure de tirer pleinement les fruits des différentes informations qui nous ont été données. Vos explications sont extrêmement pointues et sans doute pertinentes, mais une commission d’enquête telle que la nôtre aurait besoin d’éléments explicatifs sur les taux appliqués et les différents types de taxe. Si vous me permettez cette expression, je dois dire que j’en perds un peu mon latin.

Je m’étonne, par exemple, de la classification des carburants sur la base des émissions de CO2 à la combustion. Si je vous ai bien compris, une taxe permet un rattrapage sur le cycle de vie des produits, mais je n’ai pas noté son nom.

En tout état de cause, un document synthétique sur ces différents éléments nous permettrait de travailler en amont et de mieux vous interroger à l’occasion d’une nouvelle audition. Je vous en fais la demande, tout comme au président et à la rapporteure de cette commission.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je ressens également le besoin de disposer de documents écrits sur les informations que vous nous avez données aujourd’hui. Une seconde audition me semble nécessaire pour nous permettre d’entrer véritablement dans le sujet.

M. le président Julien Aubert. Je vous propose de procéder par étapes et de poser quelques questions afin de clarifier les choses. Il se trouve que je suis rapporteur spécial sur le budget de l’énergie et que je suis familier du CAS « Transition énergétique ».

Je commencerai par un commentaire sur le jaune. Il est très intéressant, mais n’en disposer que deux heures avant la séance n’est pas acceptable. Je l’ai dit au ministre.

Commençons par une question très simple. D’après vous, combien la France consacre-t-elle à la transition énergétique ?

M. Sylvain Durand. La question est difficile, et pour une raison simple : la transition énergétique est pilotée avec de la fiscalité écologique, donc des recettes, mais aussi avec des exceptions à cette fiscalité, donc de moindres recettes, et des dépenses, de natures très variées. Contracter ces différents montants est fort complexe.

M. le président Julien Aubert. Je vous propose de mettre de côté les dépenses et de ne parler pour commencer que de la fiscalité écologique, dont nous sommes certains que ce sont des recettes. Combien prélève-t-on aux Français au titre de la fiscalité énergétique ?

M. Michel Giraudet. De mémoire, la TICPE représente un peu plus de 25 milliards d’euros de recettes. Elles sont de 7 milliards d’euros pour l’électricité.

M. Matthieu Deconinck. Je corrige : les recettes de la fiscalité sur l’électricité, hors TVA, s’élèvent historiquement à 10 milliards d’euros, mais elles ont crû. Ces recettes se décomposent de la manière suivante : 8 milliards pour la TICFE, près de 2 milliards pour les taxes locales sur la consommation finale de l’électricité, et un solde de 400 millions d’euros pour la contribution FACÉ.

M. le président Julien Aubert. Par fiscalité énergétique, vous entendez donc toute la fiscalité basée sur l’énergie, mais toute la fiscalité basée sur l’énergie ne va pas à la transition énergétique.

M. Matthieu Deconinck. En effet. Inversement, il existe une fiscalité non énergétique qui va à la transition énergétique.

M. le président Julien Aubert. Dans la fiscalité énergétique, quels sont les prélèvements effectués au nom de la transition énergétique ? Les 25 milliards d’euros de recettes de la TICPE ne sont pas dans leur intégralité affectés à cette thématique.

M. Sylvain Durand. C’est exact. Dans la loi de finances, de manière juridiquement contraignante, une part de la TICPE est affectée au CAS « Transition énergétique ». Elle s’élevait à 6,6 milliards d’euros en 2018. Il y a aussi le malus automobile, qui finance les bonus automobiles, mais je ne dispose pas du chiffre exact. C’est à peu près tout s’agissant des dispositifs que nous suivons.

Mme Bénédicte Peyrol. Mes chers collègues, soyons prudents dans nos questions. La TICPE, à l’origine, est une taxe de rendement. Elle a toujours été présentée ainsi depuis les années 1960, ce qui signifie qu’elle n’a pas été construite pour accompagner la transition énergétique. C’est la contribution climat énergie qui a justifié le financement de la transition énergétique par la TICPE, d’où l’importance de la question que j’ai posée tout à l’heure.

Il est par ailleurs nécessaire de distinguer, dans vos interventions, ce qui relève de la fiscalité locale. Une partie de la TICPE, environ 10 milliards d’euros, est perçue par les régions. Rappelons en outre que la TICPE « Grenelle » finance la politique de transport, dans l’optique de la transition énergétique. En revanche, je ne suis pas certaine que les taxes communales et départementales soient pensées en lien avec la transition écologique. La question de l’échelon local est de toute évidence importante. Il me semblait utile de le rappeler, monsieur le président.

M. le président Julien Aubert. Nous pouvons évidemment débattre entre nous, mais pour les bons travaux de cette commission, il serait préférable qu’on me laisse dérouler mon raisonnement.

Mme Bénédicte Peyrol. Votre raisonnement est orienté !

M. le président Julien Aubert. Je ne le crois pas, mais on peut en débattre.

Dès lors qu’une partie de la TICPE est affectée à la contribution climat énergie, cette part est politiquement présentée comme le financement de la transition énergétique. C’est pourquoi, dans les 25 milliards d’euros de recettes de la TICPE, nous nous intéressons aux montants officiellement affectés à la politique de transition énergétique, d’où la nécessité de procéder par étapes car, comme vous le dites, il peut y avoir des affectations diverses et variées.

Revenons donc à la répartition de la TICPE.

M. Sylvain Durand. Le montant global de la TICPE s’élevait en 2018 à 33,3 milliards d’euros. La part revenue au budget général, soit 13,7 milliards d’euros, est complètement fongible. On ne peut donc pas retracer les dépenses auxquelles elle a donné lieu. Comme je l’ai indiqué, 6,6 milliards d’euros ont été affectés au CAS « Transition énergétique ». Enfin, 12 milliards d’euros ont été versés aux collectivités territoriales et 1 milliard d’euros à l’Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF).

M. le président Julien Aubert. La part affectée à la transition énergétique s’élève donc à 6,6 milliards d’euros. S’agissant des recettes de TVA qui partent au budget général, les considérez-vous comme prélevées au titre du même périmètre ?

M. Sylvain Durand. Non.

M. le président Julien Aubert. Vous avez dit travailler actuellement à l’élaboration d’un jaune budgétaire plus lisible par les citoyens. Il est donc important que nous comprenions quelles sont vos catégories. Pour la direction du budget, qu’est-ce qui relève de la politique de transition énergétique ?

M. Sylvain Durand. J’ai bien peur que la meilleure manière de répondre à cette question soit d’examiner les dépenses en faveur de la transition énergétique. Si l’on se penche uniquement sur les affectations, on risque de perdre la fiscalité énergétique, à visée écologique ou non, qui ne serait pas affectée de façon juridiquement contraignante aux dépenses en faveur de la transition énergétique. Par ailleurs, on manque, ce faisant, les montants somme toute assez considérables des dispositifs portés par le budget général de l’État en faveur de la transition écologique.

Si la question est de savoir combien de TICPE est affecté à la transition énergétique, il est possible de répondre. Cela ne donnera toutefois qu’une vision extrêmement réduite.

Quant au jaune budgétaire, nous nous posons actuellement des questions sur le périmètre et la présentation à adopter. Avoir des chiffres n’est pas très compliqué. Toute la difficulté est de savoir les présenter de manière lisible et facile à interpréter.

M. le président Julien Aubert. Vous en conviendrez, la direction du budget peine aujourd’hui à nous donner les chiffres que nous demandons. On comprend que les députés soient eux-mêmes embarrassés quand ils doivent répondre aux citoyens.

Finalement, la contribution climat énergie n’a pas de tangibilité budgétaire et fiscale. Quant à la CSPE, dont on continue à parler, elle n’existe plus. Entre le débat politique sur la fiscalité et la réalité budgétaire, il y a une nette distorsion.

En ce qui concerne la TVA, vous la prélevez non seulement sur les accises, mais aussi sur les certificats d’économies d’énergie (CEE), puisqu’ils sont incorporés au prix de l’électricité.

M. Matthieu Deconinck. Dans ce cas, elle est généralement déductible.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous nous donner quelques explications sur les CEE ? Comment les considérez-vous juridiquement ? Vous avez regretté avec conviction que la CSPE échappe au contrôle et à l’information du Parlement, mais les CEE y échappent tout autant.

M. Matthieu Deconinck. Les CEE ne sont pas une « imposition de toute nature » au sens de l’article 34 de la Constitution. Ils n’ont pas non plus le caractère d’une redevance pour service rendu. Ils correspondent à une obligation législative et réglementaire ad hoc. Le dispositif est piloté par la DGEC, qui pourra vous apporter des précisions sur son mécanisme et son fonctionnement. Il a toutefois eu des conséquences en matière de fiscalité.

La vente d’un certificat d’économies d’énergie est assimilable à une prestation de service entre deux opérateurs économiques. À ce titre, conformément au droit européen, elle est donc assujettie à la TVA. Généralement, la personne qui achète le certificat, c’est-à-dire la prestation de service, est elle-même assujettie à la TVA pour l’ensemble des ventes qu’elle effectue. Elle peut donc déduire cette TVA.

Excepté les cas résiduels dans lesquels une entreprise soumise à une obligation d’achat de quotas ne serait pas soumise à la TVA - par exemple, parce qu’il s’agirait d’une banque, d’une assurance, ou dans le cadre du régime de franchise en base de TVA - la TVA sur les CEE n’est pas une charge, mais un élément de trésorerie qui participe au fonctionnement de la TVA.

M. le président Julien Aubert. EDF inclut le coût des CEE dans la facture d’électricité reçue par le contribuable.

M. Matthieu Deconinck. Tout à fait.

M. le président Julien Aubert. Les CEE contribuent donc à l’augmentation de la taxe.

M. Matthieu Deconinck. Exactement.

M. le président Julien Aubert. On prélève de la TVA sur la facture d’électricité, que le consommateur final ne peut pas défalquer. Il y a donc bien une TVA calculée par rapport aux CEE que les Français paient.

M. Matthieu Deconinck. Oui, en tant qu’elle est répercutée dans le prix au consommateur final.

M. le président Julien Aubert. Avez-vous une idée du montant de TVA produit par l’augmentation du prix de l’électricité liée à l’inclusion des CEE dans le tarif de l’électricité ?

M. Matthieu Deconinck. Je ne connais pas ce montant, mais je suis certain que la DGEC saura vous le donner. Il représenterait 20 % du montant desdits certificats dans le prix de l’électricité.

M. le président Julien Aubert. Pour la direction du budget, ce surcroît de TVA fait-il partie du périmètre de la fiscalité énergétique au sens global et de celui la transition énergétique au sens particulier ?

M. Sylvain Durand. S’il est aujourd’hui difficile de déterminer comment le CEE contribue à la fixation des coûts de l’énergie, nul doute qu’il le sera aussi demain de prévoir et d’exécuter la part de TVA au titre de ce dispositif.

De même, un grand nombre de dispositions réglementaires pèsent sur la fixation des coûts des biens et services. Il serait bien difficile de dire quelle est la part de fiscalité engrangée du fait de leur application.

M. le président Julien Aubert. La décision de normaliser la CSPE fait penser à la vignette automobile. On a créé un dispositif ad hoc basé sur la facture d’électricité pour financer les énergies renouvelables et on l’a transformé en taxe affectée au budget de l’État, celui-ci alimentant le CAS.

Puisque l’on augmentait la « taxe carbone » sur le fossile afin de financer les énergies renouvelables, a-t-on envisagé, au ministère des finances, de diminuer d’autant la CSPE, qui taxe des énergies décarbonées ? « Le prix de l’électricité baisse, celui du carburant augmente, je vais peut-être acheter une voiture électrique » : voilà ce qu’auraient pu se dire les Français.

M. Sylvain Durand. La création du CAS, adoptée en loi de finances rectificative pour 2015 et entrée en vigueur à partir du 1er janvier 2016, a répondu à la logique suivante. Il s’agissait de supprimer la CSPE et de la remplacer par une hausse de TICFE. Celle-ci a donc été affectée, avec quelques autres taxes minoritaires, au CAS « Transition énergétique ». Déjà à l’époque, l’idée était d’établir un tarif fixe de TICFE – de mémoire, 22,50 euros par mégawattheure – et de faire supporter par la TICPE les futures hausses de dépenses induites par le soutien aux énergies renouvelables.

Le principe était par conséquent d’affecter de la TICFE fixe au CAS et de faire porter la hausse des dépenses de ce CAS par de la TICPE. En 2017, lorsque l’on a substitué à la CSPE de la TICPE, l’idée était de substituer cette part fixe. Il n’y a donc pas eu, dans la logique de long terme, de substitution.

Aujourd’hui, dès lors que la TICFE est affectée au budget général de l’État, on peut lui faire porter ce que l’on veut. En tout état de cause, la réforme qui a consisté à débrancher la TICFE pour l’affecter au budget général et, en contrepartie, à due concurrence, à brancher de la TICPE au CAS, s’est faite de manière complètement neutre.

M. le président Julien Aubert. Cette réforme s’est faite de manière neutre pour l’État, mais pas pour le citoyen, qui a vu augmenter ses taxes sur le fossile et se stabiliser sa facture d’électricité après une augmentation qui serait intervenue même sans la réforme.

M. Sylvain Durand. Il y a eu, en effet, une hausse de la TICPE. La TICFE est certes affectée au budget général, mais celui-ci porte une part conséquente des charges de service public de l’énergie : les tarifs sociaux, le chèque énergie, les péréquations territoriales et le soutien à la cogénération.

M. le président Julien Aubert. Mais ces charges ne représentent pas la majeure part de la TICFE.

M. Sylvain Durand. Si l’on met en regard la TICFE et les montants de charges de service public, on constate un déficit chronique jusqu’en 2015. Aujourd’hui encore, la TICFE ne couvre pas toutes les dépenses au titre des services publics de l’énergie. Il n’y a donc pas de TICFE supplémentaire qui viendrait abonder d’autres dépenses au budget général. Ce raisonnement est de toute façon purement intellectuel puisque tout est fongible dans le budget général de l’État.

Mme Laure de La Raudière. J’aimerais revenir sur la TICPE et les seize catégories que vous avez mentionnées. Un taux de carbone à la combustion est donc calculé pour chacune d’elles mais, comme vous nous l’avez expliqué, ce calcul n’est pas tout à fait juste pour les énergies renouvelables. Qu’en est-il exactement ? Comment fait-on l’évaluation des biais en matière de fiscalité pour une bonne orientation de la politique énergétique ? Le système est si complexe que je me demande comment vous réussissez, avec les autres ministères, à évaluer l’efficacité des choix de fiscalité. Dans quel organe en discutez-vous ?

M. Matthieu Deconinck. Dans le cas des biocarburants, bien que cela soit probablement fortuit, le dispositif actuel n’est pas complètement absurde dans ses fondements. Des contraintes juridiques imposent de traiter l’objet juridique TICPE comme un objet de grosse masse. La TIRIB, en revanche, est un outil beaucoup plus fin, qui permet d’entrer dans le détail. Cette différence justifie une logique en deux temps : d’une part, une gestion des grandes catégories par la TICPE et, d’autre part, une gestion des différences intra-catégories par la TIRIB.

Un biocarburant, quand on le brûle, émet autant de CO2, qu’un carburant fossile. D’ailleurs, le taux d’émission du B100 est à peu près équivalent à celui du pétrole. De fait, les biocarburants ont à peu de chose près la même composante carbone que les carburants fossiles. Les tarifs réduits dont ils font l’objet ne portent pas sur la contribution climat énergie, mais sur la TICPE.

Si les biocarburants sont intéressants sur le plan environnemental, c’est parce qu’ils ont capté du CO2 lors de leur production, qu’ils ont réémis ensuite. La prise en compte des captations des émissions de CO2 des biocarburants pendant leur cycle de vie est particulièrement complexe et donne lieu à des débats passionnants au niveau européen. Elle est au cœur du dispositif de la TIRIB.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous donner un exemple concret, dans l’une des catégories, d’application de cette logique en deux temps, TICPE et TIRIB ?

M. Matthieu Deconinck. Prenons le B7, le gazole traditionnel. Il peut contenir jusqu’à 7 % d’énergie renouvelable, ce qui signifie, dans la pratique, que l’on ne peut savoir quel est le taux réel d’énergie renouvelable du B7 à la pompe. Ce taux se situe entre 7 % et 0 %. La TICPE ne sait pas faire la différence entre les différents types de B7. Son taux est identique pour celui qui contient 7 % d’énergie renouvelable et celui qui en contient 0 %.

Tous les ans, les opérateurs pétroliers comptabilisent le total d’énergie renouvelable dans leurs biocarburants. Ils sont taxés sur la différence entre un taux de 8 % et le taux d’énergie renouvelable dans l’ensemble des énergies fossiles mises sur le marché.

En flux tendu, tous les B7 sont donc traités de la même manière au regard de la TICPE, mais l’opérateur pétrolier calcule annuellement combien d’énergie renouvelable il a mise sur le marché. Selon les cas, cela peut être 7 % dans le B7, 100 % dans le B100 ou 5 % dans l’essence E10. Après comptabilisation globale, si le montant est inférieur à 8 %, s’il s’élève par exemple à 7,5 %, l’opérateur est taxé sur 0,5 %.

M. le président Julien Aubert. En réalité, si je vous suis bien, la vraie « taxe carbone » est la TIRIB et non la TICPE.

M. Matthieu Deconinck. Il s’agit de la TIRIB pour différencier au sein des gazoles et des essences, mais de la TICPE pour différencier le gazole et l’essence, ou l’essence et le kérosène. La vraie « taxe carbone » est un cumul des deux mécanismes : l’accise normale conforme au droit européen que constitue la TICPE ; et une taxe à finalité spécifique, si particulière dans sa structure qu’elle peut déroger au cadre harmonisé, la TIRIB.

Mme Laure de La Raudière. Vous n’avez pas répondu sur l’évaluation de l’efficacité des choix en matière de fiscalité.

M. Matthieu Deconinck. Notre principale préoccupation est de parvenir à rationaliser le paysage fiscal, en effet fort complexe, pour y voir plus clair. Un groupe de travail commun à la DLF, à la direction générale des douanes et des droits indirects (DGDDI), au ministère de l’agriculture et au ministère de l’environnement, se réunit régulièrement sur le sujet spécifique des biocarburants. Il est à l’origine de la proposition faite aux parlementaires de mieux articuler la TIRIB avec la TICPE et de corriger ses malfaçons communautaires et rédactionnelles. Le travail se poursuit, car le droit européen évolue et les besoins en énergie renouvelable sont croissants. Les objectifs sont également revus à la hausse pour prendre en compte l’évolution des technologies. Les quatre administrations engagées dans l’entreprise d’amélioration du dispositif de la TIRIB ont des échanges quasi hebdomadaires.

Quand on parle de « taxe carbone », vous avez raison, monsieur le président, on devrait en toute logique prendre en compte le cumul de la TICPE et de la TIRIB, mais aussi le fait que la TIRIB s’applique aux carburants et non aux combustibles. La présence d’énergie renouvelable dans les carburants devrait apparaître dans le calcul de la composante carbone du gazole et de l’essence.

Il n’existe pas de TIRIB sur les combustibles. Le fuel domestique s’apparente au gazole, mais il ne contient pas d’énergie renouvelable. L’un et l’autre affichent pourtant la même composante carbone, alors que, grâce à la TIRIB, il peut y avoir jusqu’à 7 % d’énergie renouvelable dans le gazole.

Si l’on voulait finaliser l’articulation entre les deux impôts engagée l’année dernière, il faudrait prendre en compte, y compris dans le calcul de la hausse de la composante carbone, l’existence de la TIRIB. À défaut, un effet cumulatif intervient.

M. le président Julien Aubert. Pour résumer, il existe une différence d’approche fiscale entre les carburants et les combustibles de chauffage, la TIRIB n’existant pas pour ces derniers. On est donc moins fin dans la politique de transition décarbonée pour le chauffage que pour le transport.

M. Matthieu Deconinck. Ce qui s’explique par la réticence à autoriser l’incorporation d’huiles dans le fuel domestique, pour des raisons de sécurité. Je vous renvoie également, sur ce point, à la DGEC.

Pour être tout à fait complet, la TIRIB s’applique aux essences-carburants, aux gazoles carburants et au gazole non routier. En revanche, elle ne s’applique pas au GPL carburant, au gaz naturel carburant et aux combustibles de chauffage.

Parmi les sujets qui font aujourd’hui l’objet des réflexions interservices, figurent les conditions dans lesquelles la TIRIB pourrait être élargie à d’autres assiettes, afin de renforcer l’articulation entre les deux taxes et d’aboutir à une véritable « taxe carbone ».

M. Nicolas Turquois. Dans une optique de transition énergétique, et sur des grandes masses, la TICPE et la TICFE tentent donc de limiter la consommation finale en matière de carburant et d’électricité, indépendamment du mode de production de ces énergies. Que l’électricité provienne de l’éolienne, de la méthanisation, de la cogénération, d’un barrage ou du nucléaire, la taxe est la même. Est-ce bien cela ?

M. Matthieu Deconinck. Oui, mais comme rien n’est jamais simple, il me faut signaler deux petites subtilités. La première est qu’il existe des tarifs réduits de TICPE pour les biocarburants. Ils ne sont pas pris sur la contribution climat énergie, mais sur la part purement budgétaire de la TICPE, sa part historique. Ces tarifs réduits sont encadrés par le droit européen dans leurs montants. Or, le droit européen interdit strictement qu’ils dépendent des émissions de CO2 sous-jacentes.

En matière d’électricité, il n’y a pas, en effet, de prise en compte de l’origine renouvelable de l’énergie. Il existe toutefois, et c’est ma seconde remarque, un dispositif de simplification administrative pour les petits producteurs qui autoconsomment : quand l’électricité ne rentre pas dans le réseau, une exonération de TICFE est appliquée. Dans la majorité des cas, cette exonération concerne de l’énergie solaire, les petits producteurs d’énergie étant généralement des particuliers avec des panneaux solaires. Ce dispositif existe tant pour la TICPE que pour TICFE et consiste à octroyer des avantages fiscaux, sur une base qui n’est pas, comme dans le cas de la contribution climat énergie, paramétrée en fonction des émissions de CO2.

M. Nicolas Turquois. J’insiste sur la nécessité d’un tableau des taxes par catégories. À l’exception de la TIRIB, on taxe donc sur la consommation finale et non sur le mode de production. Les modes de production des énergies renouvelables sont uniquement encouragés par des tarifs de rachat pour l’électricité ou par des subventions à l’installation de tel ou tel équipement, mais il n’existe pas de taxe différenciée sur le mode de production.

M. Matthieu Deconinck. En France, ce n’est pas le cas en effet. En revanche, nous essayons d’améliorer le dispositif d’exonération de l’électricité solaire autoconsommée. Il s’agit d’une mesure importante pour les acteurs économiques, comme d’ailleurs pour le Parlement. Les débats sont toujours très animés quand on évoque la possibilité de toucher à cette exonération, qui conduit à rendre nul le tarif de l’électricité quand elle est autoconsommée.

Pourquoi cette exonération s’applique-t-elle uniquement quand l’électricité est autoconsommée ? Par principe, la TICFE est perçue en bout de chaîne. L’électricité est fongible dans l’électricité. Dès lors que de l’électricité rentre dans le réseau, on ne sait plus la distinguer à la sortie. En revanche, quand elle est autoconsommée, le lien entre la production et la consommation est direct. On sait alors appliquer un tarif réduit en fonction du mode de production.

M. Nicolas Turquois. Nous venons par ailleurs de découvrir que le B7 contenait au maximum 7 % d’énergie renouvelable, dans le meilleur des cas. En tant qu’agriculteur, si je choisis le B7 parce qu’il intègre des biocarburants, je ne suis pas certain, en réalité, d’utiliser un carburant qui en contient. Il s’agit quasiment d’une duperie sur l’information.

De même, quand je fais le choix de l’essence E10, malgré sa différence de prix, je pense utiliser un carburant qui contient 10 % d’éthanol. Or, vous nous dites qu’elle en contient 10 % au mieux, et non en moyenne. Le principe même est choquant.

M. le président Julien Aubert. Chers collègues, vous avez bien fait de venir dans cette commission d’enquête, qui montre que l’acceptabilité de la transition énergétique n’est pas aussi simple qu’on le pense.

M. Vincent Thiébaut. Je vais essayer à mon tour de comprendre. La TICPE est une taxe versée dans les grandes masses au budget général. Une partie de cette taxe est reversée à la transition énergétique. On peut donc l’utiliser, non pour financer la transition énergétique, mais pour influer sur les aspects comportementaux de la consommation, ce qui n’est pas négligeable. Les comportements sont un volet important de la transition énergétique, qui ne doit pas être oublié. La TICPE est payée par le consommateur final.

La TIRIB, quant à elle, correspond à une taxation de sanction, mais elle n’est pas payée par le consommateur final. Je peux entendre que vous additionniez la TICPE et la TIRIB sur le plan budgétaire, mais la TIRIB est payée par le producteur ou le fournisseur, et non par le consommateur final. Vous ai-je bien compris ?

M. Matthieu Deconinck. Pas tout à fait. Pour commencer, il est possible d’additionner les deux taxes sur le plan budgétaire, la TIRIB rapportant zéro euro. Elle induit elle-même le comportement recherché : on fait peser économiquement une charge sur le fossile ; l’opérateur, pour se libérer de cette charge, doit mettre une charge financière équivalente sur les énergies renouvelables, ce qui a un impact sur les prix. Pour se libérer de l’impôt, quand il incorpore de l’énergie renouvelable, l’opérateur augmente ses charges, c’est-à-dire qu’il augmente le prix auquel il vend le carburant.

Le mécanisme est fondamentalement le même pour la TICPE. Le redevable est le pétrolier et non le consommateur final. La TICPE constituant pour lui une charge, l’opérateur augmente ses coûts afin de pouvoir la couvrir. De même, dans le cas de la TIRIB, l’opérateur augmente ses prix pour couvrir les charges liées à l’incorporation de biocarburant.

Au total, ces taxes ont un impact sur le prix final payé par le consommateur. Elles correspondent à une imposition indirecte : les redevables sont des personnes différentes de celles qui supportent leur coût économique.

M. Vincent Thiébaut. La TIRIB, en conduisant à une augmentation des prix, permet donc de jouer sur les aspects comportementaux, tout en assurant un soutien financier aux énergies renouvelables ?

M. Matthieu Deconinck. Disons plutôt qu’elle permet d’incorporer de l’énergie renouvelable. Or il s’avère que celle-ci est plus chère que l’énergie fossile.

M. Vincent Thiébaut. Elle est donc plus incitative.

M. Matthieu Deconinck. Elle l’est beaucoup plus, en effet, que la TICPE. Sur ce point, il n’y a aucun doute.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il est actuellement envisagé de transformer le CITE en prime. Où en êtes-vous de la réflexion ? Avez-vous des recommandations sur ce sujet ?

M. Sylvain Durand. Les discussions sont en cours au niveau interministériel. Je n’y ai pas encore pris part, je ne peux donc pas me prononcer. L’objectif poursuivi par le Gouvernement et retranscrit dans les lois de finances pour 2018 et 2019, est de recentrer le CITE sur les dépenses à la plus forte efficacité énergétique par euro investi, c’est-à-dire les travaux les plus pertinents. La loi de finances votée il y a quatre mois permet l’installation d’équipements à chaleur renouvelable pour les ménages aux revenus modestes et très modestes. La dépose des cuves à fioul et les coûts de main-d’œuvre sont désormais éligibles au CITE.

M. François-Michel Lambert. Le grand débat qui se déroule actuellement en France est une réponse au mouvement des « Gilets jaunes », lui-même né du refus de la taxe carbone. J’ai participé récemment à un colloque sur les différentes expériences de taxe carbone de par le monde. Aux échecs de la France et de l’Australie s’opposent les succès de la Suède et de la Suisse. Ces deux pays ont réussi à avancer sur la fiscalité écologique en mettant en avant des flux financiers clairs et fléchés. Le citoyen comprend ce qui est prélevé et voit le retour direct ou indirect sur les infrastructures.

Nous sommes un peu perdus aujourd’hui, et nous serions bien en peine d’expliquer aux Français quels sont les flux de la fiscalité énergétique et l’usage qui est fait de leur argent. Vous avez sans doute un rôle à jouer pour aider les responsables politiques à lancer la remise à plat des flux financiers et à répondre aux attentes de transparence et de clarté des citoyens s’agissant des taxes prélevées sur leurs consommations.

M. Sylvain Durand. Ce sujet est difficile. Au nom de la lisibilité d’un financement, on peut défendre l’affectation pure et simple d’un impôt à une politique ou, à l’inverse, la nécessité de couper les liens d’affectation de l’impôt aux dépenses, de manière à examiner d’une part la fiscalité et d’autre part les dépenses.

Au-delà du débat sur la fiscalité énergétique, il me semble très difficile de construire une politique fiscale qui concoure à la fois aux objectifs d’égalité, de justice fiscale et d’optimisation économique des comportements. Il est tout aussi ardu de construire une politique budgétaire et de s’assurer de la bonne utilisation des deniers publics comme de l’efficience de la dépense. Indubitablement, dans ces équations très compliquées, les affectations créent un lien de rigidité et un degré de contrainte qui ne concourent pas, de notre point de vue, à la lisibilité de l’ensemble.

Pour un certain nombre de sujets, dont la transition énergétique fait partie, à force de créer de la tuyauterie, on en est venu à s’intéresser davantage aux tuyaux qu’aux flux. Nous entendons néanmoins la demande d’une plus grande clarté et nous mettons à disposition les instruments. Nous soulignons la simplicité qu’offre le passage par le budget général, mais il revient à la puissance publique et au Parlement de décider.

M. le président Julien Aubert. J’en déduis que vous êtes favorable à la suppression du CAS « Transition énergétique ».

M. Sylvain Durand. Ce n’est pas ce que j’ai dit. De manière générale, l’objectif est d’obtenir un système lisible et qui fait sens, en recettes et en dépenses. Dans certaines situations de déséquilibre entre les recettes et les dépenses, on ne s’attend pas à une dépense considérable, la taxe rapportant beaucoup. À l’inverse, on n’envisage pas de supprimer une taxe au seul motif que la dépense associée est faible. Le débat va bien au-delà de la fiscalité de la transition énergétique.

La création du CAS « Transition énergétique », en affectant de la fiscalité, a permis d’évaluer ce qui était consacré au financement des énergies renouvelables et quelle était la part de TICPE qui concourait directement à ce financement. En ce sens, elle a constitué un grand pas.

M. le président Julien Aubert. Faut-il, selon vous, créer de nouveaux CAS pour d’autres politiques qui concourent à la transition énergétique ? Quelle est la position de la direction du budget sur ce sujet ?

M. Sylvain Durand. La loi organique relative aux lois de finances impose l’existence d’un lien clair entre les recettes et les dépenses auxquelles elles vont concourir. On ne peut pas affecter n’importe quelle fiscalité à n’importe quelle dépense, ce qui a des incidences en termes de gestion budgétaire en cours d’année. Si l’on crée un CAS sans recettes disponibles, on court le risque de devoir arrêter la dépense en cours d’année, ou d’avoir à amender le CAS par des mécanismes réglementaires, voire par une loi de finances rectificative.

Nous en avons eu l’illustration l’année dernière avec la prime à la conversion, dont le succès a dépassé les attentes, ce qui a conduit à des tensions de trésorerie en cours d’année. Il fallait attendre que les recettes issues du malus financent la prime. Sa rebudgétisation a permis de la financer dans son intégralité et d’éviter que le problème ne se reproduise.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ma prochaine question n’appelle pas de réponse immédiate. La logique actuelle veut que l’on cherche à faire peser sur les pollueurs toutes sortes de taxes et de contraintes supplémentaires pour financer la transition énergétique. Êtes-vous en mesure d’évaluer les effets de l’ensemble des dispositifs qui répondent à cette logique du « pollueur-payeur » ? Nous serons certainement amenés à nous revoir lors d’une prochaine audition. Je vous remercie par avance de bien vouloir nous apporter alors des éléments sur cette question.

M. le président Julien Aubert. Vous n’avez pas répondu sur le caractère extrabudgétaire des CEE.

M. Sylvain Durand. L’ancienne CSPE avait à la fois le caractère d’une taxe et d’une dépense publique. Pour les CEE, qui ne répondent à la définition ni de l’une ni de l’autre, on parle d’obligation réglementaire. Dans le droit actuel, ils ne constituent donc pas un mécanisme extrabudgétaire. Il n’en reste pas moins important, en effet, de disposer de données rendant compte de ce dispositif.

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie de vos réponses. Cette audition aura permis de montrer la disjonction qui existe entre le débat politique et le débat fiscal et budgétaire.

Notre commission d’enquête arrêtera ses travaux au mois de juillet. Vous nous avez annoncé un jaune pour septembre ou octobre, mais vous comprendrez que nous aimerions en disposer avant. Nous attendons par ailleurs des informations précises sur les coûts de la transition énergétique, le périmètre que vous retenez et, pour reprendre la question intéressante de Mme le rapporteur, le champ de la fiscalité comportementale, qu’elle soit incitative ou punitive.

Merci de votre participation. Nous aurons peut-être l’occasion de nous revoir.

M. Nicolas Turquois. Un dernier mot, si vous me le permettez, monsieur le président. Vous avez souligné l’intérêt d’un nouveau CAS, mais il serait bon que notre commission vérifie que la transition énergétique n’est pas le « CAS du siècle » !

L’audition s’achève à dix-neuf heures.

*

6. Audition, ouverte à la presse, de M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat (DGEC) au ministère de la transition écologique et solidaire (26 mars 2019)

L’audition débute à dix-neuf heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons à présent M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat au ministère de la transition écologique et solidaire.

Ingénieur général des mines, M. Michel a occupé des responsabilités importantes en matière de développement durable et d’environnement puisqu’il était directeur de la prévention des pollutions et des risques avant d’être nommé à ses actuelles fonctions, à la fin de l’année 2012.

Votre direction générale, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), a une responsabilité majeure, voire prépondérante, dans l’élaboration et, plus encore, la mise en œuvre des politiques de soutien aux énergies renouvelables (EnR).

À cet égard, la Cour des comptes a regretté, dans un rapport de mars 2018, une insuffisance de coopération avec les autres grandes directions ministérielles intéressées dans le pilotage de la politique de l’énergie et du climat, spécialement avec celles du ministère en charge des finances et de l’industrie, qui interviendraient « de manière dispersée », selon la Cour.

Pour être juste, la Cour des comptes a souligné que les moyens de la DGEC demeuraient limités face à l’ampleur de ses tâches, en comparaison d’autres pays comme les Pays-Bas, le Danemark et l’Allemagne.

La Cour des comptes a également souligné que la création du compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique » constitue un progrès – en matière de traçabilité et non en matière budgétaire, puisqu’il représente une exception au principe d’unité budgétaire – sur la voie d’une meilleure coopération interministérielle, mais que le dialogue entre la DGEC et les directions du ministère chargé des finances « demeure perfectible ».

Vous voudrez bien, monsieur le directeur général, nous apporter des précisions en réponse à ces remarques. En quoi peut-on affirmer que la création du CAS « Transition énergétique » va dans le bon sens ?

Vous nous exposerez aussi votre vision de l’évolution des EnR dans notre pays et ce qui pourrait changer, en ce domaine, avec la prochaine loi sur l’énergie dont l’examen par le Parlement a été reporté.

De même, considérez-vous que des modifications doivent intervenir dans le dispositif de gestion des certificats d’économies d’énergie (CEE), dont certains des traits paraissent spéculatifs ?

Vous avez été consulté par le Conseil d’analyse économique (CAE), un organisme rattaché au Premier ministre, préalablement à la publication de ses recommandations, la semaine dernière, qui prônent la poursuite de l’augmentation de la « taxe carbone » – appelée improprement ainsi d’après les représentants de Bercy que nous avons auditionnés – ou contribution climat énergie, à la condition de mieux en affecter le produit au bénéfice des personnes ou secteurs d’activité les plus touchés par l’augmentation des prix qui en résulterait.

Plus généralement, quelle cohérence faudrait-il privilégier entre la politique fiscale et climatique et la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui fait actuellement l’objet d’une redéfinition ?

Enfin, notre commission d’enquête doit aussi comprendre pourquoi l’émergence des EnR n’a pas suscité, en France, la construction de filières industrielles fortes.

Vous succédez, monsieur le directeur général, à une audition de représentants du ministère des finances, qui nous a permis de toucher du doigt l’écart entre le discours politique et l’usine à gaz de la fiscalité énergétique. Il sera intéressant d’entendre votre point de vue sur la manière dont l’évolution de cette fiscalité intervient en liaison avec Bercy.

Nous allons vous écouter au titre d’un exposé liminaire d’une quinzaine de minutes. Puis, je vous poserai des questions, et enfin Mme le rapporteur et les membres de la commission vous interrogeront.

Avant de vous laisser la parole, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment.

(M. Laurent Michel prête serment.)

M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat au ministère de la transition écologique et solidaire. Monsieur le président, madame la rapporteure, mesdames et messieurs les députés, je commencerai par quelques mots d’introduction sur le positionnement de la politique énergétique et son financement. Après une mise en perspective des objectifs et des orientations concrètes des politiques de transition énergétique, parmi lesquelles la stratégie nationale bas carbone (SNBC) et la PPE, dans le cadre légal européen et français, je me focaliserai sur deux volets importants de la transition énergétique.

Le premier concerne la mise en œuvre de la diminution des consommations d’énergie, l’efficacité énergétique des différents secteurs, ainsi que l’outil transverse que constituent les certificats d’économie d’énergie (CEE). J’évoquerai également quelques autres moyens publics consacrés à la diminution des consommations d’énergie.

Le deuxième gros volet de la transition énergétique porte évidemment sur le développement des énergies renouvelables, au cœur des travaux de votre commission d’enquête et plus généralement du Parlement et du Gouvernement. J’exposerai à fois les objectifs, les orientations, les actions et les moyens de mise en œuvre, en particulier les choix de filières retenus dans le cadre du projet de PPE, ainsi que les implications financières qui en découlent, ce qui me permettra d’aborder la question d’organisation budgétaire que vous avez évoquée, et notamment la création du CAS « Transition énergétique ».

Pour finir, j’évoquerai les questions de l’accompagnement de la transition énergétique et de son acceptabilité par les ménages et les entreprises, en particulier les plus exposés au coût de la facture énergétique.

Nous évoluons dans le cadre à la fois européen et français de la contribution dite nationale de l’Union européenne à l’Accord de Paris. Cette contribution s’est traduite par un ensemble législatif issu de l’accord du Conseil européen d’octobre 2014 et par des directives donnant des outils ou fixant des objectifs aux États. Parmi les principales orientations définies par des textes législatifs au niveau européen, on peut citer l’efficacité énergétique, la performance énergétique des bâtiments, les EnR, divers règlements sur la sécurité d’approvisionnement et la préparation des crises, ainsi qu’un paquet mobilité propre qui se traduit par l’obligation d’évolution des performances des véhicules en termes d’émission de gaz à effet de serre (GES). Ce paquet est supposé suffisant pour atteindre moins 40 % d’émissions de gaz à effet de serre au niveau européen entre 2005 et 2030. En théorie, la bonne mise en œuvre des directives permettrait même d’atteindre moins 46 %. Une réflexion est donc en cours sur le possible rehaussement de l’engagement de l’Union européenne dans le cadre de l’Accord de Paris, les États parties à la Convention climat devant soumettre à nouveau leurs contributions d’ici 2020.

Les objectifs nationaux découlent à la fois de ce cadre européen et de nos dispositions législatives propres. Ils ont été adoptés, en 2015, par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Le plan climat de juillet 2017 les a renforcés en introduisant l’objectif de neutralité carbone. Quant au projet de loi énergie-climat, il procédera à plusieurs ajustements nécessaires : d’une part, pour prendre en compte le report à 2035 de l’objectif de réduction à 50 % de la part du nucléaire dans le mix électrique ; d’autre part, pour ajouter l’objectif de neutralité carbone à celui de la division par quatre des émissions de gaz à effet de serre, conformément aux souhaits du Président de la République et du Gouvernement. Ce projet de loi, qui prévoit d’autres ajustements que sur les articles programmatiques, devrait être adopté en Conseil des ministres ce printemps, pour une discussion à l’Assemblée avant la fin de session, une fois les six semaines de préparation nécessaires écoulées.

En termes de planification stratégique et opérationnelle, les objectifs génériques de moins 40 % de GES d’ici 2030, de développement des énergies renouvelables et d’efficacité énergétique, sont traduits dans la SNBC et dans la PPE, adoptées en 2015 et 2016, et révisées normalement dans l’année et demie qui suit chaque début de mandat. Les projets ont été publiés fin 2018 et les consultations sont en cours.

La stratégie nationale bas carbone de réduction des émissions de gaz à effet de serre s’inscrit dans le moyen terme, avec les budgets carbone jusqu’à 2033, mais aussi dans le long terme, puisqu’elle vise la décarbonation de l’économie à horizon 2050. Elle repose en réalité sur le triptyque suivant : une réduction forte des consommations d’énergie, la décarbonation totale des consommations et productions d’énergie, et une forte baisse des émissions industrielles et agricoles de gaz à effet de serre. Les émissions résiduelles, très réduites, devraient être couvertes par une croissance réaliste du puits naturel.

Tout ceci conduit à prévoir, dans un scénario qui comporte évidemment des variantes et des incertitudes, des efforts importants d’efficacité et de sobriété énergétique, et l’électrification croissante de divers usages. La consommation d’énergie électrique devrait décroître légèrement jusqu’à 2030, sous l’effet de l’efficacité énergétique, et réaugmenter ensuite du fait des transferts d’usage. Le développement du biogaz et des biocarburants pour les transports, et du biogaz pour la chaleur, dans des parts relatives qui restent à affiner, est également prévu, les deux technologies étant selon les cas concurrentes ou complémentaires. Si vous le souhaitez, je pourrai ensuite entrer dans le détail des chiffres s’agissant du développement de l’électricité et du biogaz à l’horizon 2050.

La programmation pluriannuelle de l’énergie, qui engage les actions concrètes sur une période de dix ans, comporte une feuille de route opérationnelle 2019-2028 pour la métropole continentale, d’autres PPE devant être adoptées pour les zones non interconnectées. Elle fixe un objectif global de baisse de consommation de 14 % d’ici 2028 et prévoit un effort accentué sur la baisse des consommations d’énergies fossiles : moins 40 % en 2030. L’objectif initial, qui était de moins 30 %, pourrait être repris dans la loi énergie-climat.

La réalisation de ces objectifs passera à la fois par des actions emblématiques sur des émetteurs forts, tels que les centrales à charbon, et par des efforts de fond dans les secteurs de la mobilité et du bâtiment. Le secteur du bâtiment devrait voir sa consommation d’énergie réduire de 12 %, avec une quasi-stabilité de l’électricité, une croissance des EnR thermiques ou de récupération par traitement des déchets, et une forte réduction des énergies fossiles.

Au sein de la PPE, dans un objectif de diversification et de décarbonation, les énergies renouvelables progressent. La chaleur renouvelable atteindra 160, 220 TWh en 2023, puis 250 térawattheures d’ici 2028. Le biogaz pourrait être multiplié par six d’ici 2028, mais son développement doit s’accompagner d’efforts sur les coûts. Pour les EnR électriques, la puissance installée, autour de 50 gigawatts (GW) actuellement, devrait monter à 74 GW en 2023 et atteindre une fourchette de 102 à 113 GW en 2028. Nous serions ainsi à 36 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique en 2028, et à 45 % à l’horizon 2035.

Cet ensemble sera complété par une réflexion, qui va bientôt démarrer, sur l’après-2035. Quel sera le mix des années 2050 ? La question est en réalité de savoir quelle répartition sera possible entre les EnR et le nucléaire, mais aussi quels seront les coûts, les conditions de stockage, l’organisation et la réalisabilité industrielle et financière.

En ce qui concerne l’efficacité énergétique et les consommations, deux gros secteurs sont ciblés prioritairement, le bâtiment et la mobilité, pour lesquels nos efforts n’ont pas jusqu’ici été suffisants. Dans le bâtiment, il s’agit désormais d’accélérer les efforts de rénovation en renforçant l’accompagnement des ménages, dès les phases de diagnostic et de construction des projets, et en améliorant les dispositifs d’aides, ceux de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH) et le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE). Ces aides seront ciblées davantage sur les gestes les plus efficaces. En 2020, un versement du CITE aux ménages aidés par l’ANAH, donc les plus modestes, devrait être mis en place et versé sous forme de prime, le plus rapidement possible, et non de crédit d’impôt. La mobilisation des CEE pour l’isolation et l’amélioration des chauffages est également envisagée. Plus globalement, tout un ensemble de travaux méthodologiques seront menés afin de trouver, tester et industrialiser des solutions de rénovation massifiantes, plus simples mais efficaces. Enfin, il est prévu de renforcer l’accompagnement et la formation des acteurs.

Le levier réglementaire sera également mobilisé. Pour le neuf, la réglementation environnementale 2020 (RE 2020) prendra désormais en compte les aspects construction et déconstruction, c’est-à-dire le carbone émis et l’énergie produite lors de ces phases, et pas seulement la consommation pendant l’existence des bâtiments. Le décret sur la rénovation des bâtiments tertiaires est par ailleurs attendu prochainement. Enfin, des obligations s’imposeront progressivement, tout d’abord de diagnostic au moment des mutations, puis à terme de rénovation et d’amélioration des performances pour les « passoires thermiques », logements de catégories F et G.

La mobilité propre fera l’objet d’actions en faveur de l’efficacité de la mobilité, telles que le développement du covoiturage ou l’amélioration du taux de charge des véhicules de transport. Le déploiement de la mobilité électrique pour les véhicules légers sera facilité par la réglementation européenne, qui obligera les constructeurs à produire des véhicules moins émetteurs et à proposer une part importante de véhicules électriques à partir de 2025 ou 2030. Des volets incitation et préparation sont également prévus, avec notamment la poursuite de la montée en puissance du réseau de bornes de recharge.

L’industrie est un enjeu important et ne sera pas oubliée. Outre des audits énergétiques, le couplage de réductions de tarifs, sur le transport d’électricité notamment, et des programmes d’efficacité énergétique sera mis en œuvre. Dès que la loi relative au plan d’action pour la croissance et la transformation des entreprises, dite loi PACTE, sera adoptée définitivement, les certificats d’économies d’énergie pourront bénéficier aux plus gros consommateurs, dotés d’installations soumises au système d’échange de quotas d’émission – emission trading scheme (ETS), – ce qui leur permettra non seulement de consommer et d’émettre moins, mais aussi d’améliorer leur compte d’exploitation et leur positionnement compétitif.

Les CEE constituent un levier important pour la période 2018-2020 et pourraient représenter 1 600 térawattheures cumulés d’économies d’énergie, ainsi qu’un financement obligé de 9 à 11 milliards d’euros pour les énergéticiens. Les actions entreprises ces derniers mois visent à faciliter la production des CEE et à réduire leur prix et leur coût de production par des opérations nouvelles éligible au soutien. Des programmes d’accompagnement sont prévus, que ce soit dans la mobilité ou dans le bâtiment, avec par exemple des rénovations dans le secteur agricole ou des programmes d’action pour les navires de pêche. Il s’agit également d’attribuer plus de CEE pour le même investissement, afin de favoriser le changement de chauffage et l’isolation des combles comme des planchers.

L’un des débats de la période actuelle concerne l’allongement de la période d’obligation 2018-2020. Un retard au démarrage a été constaté chez certains acteurs. Il est donc proposé de prolonger le dispositif des CEE jusqu’à 2021 afin de soutenir les actions engagées et d’éviter aux acteurs d’avoir à réinvestir dans leur déploiement méthodologique et leur publicité. Cette mesure s’accompagnerait d’une hausse proportionnelle de l’objectif.

S’agissant toujours des CEE, l’autre volet, que nous avons eu l’occasion d’aborder, lors de diverses auditions parlementaires, est le renforcement des contrôles et la lutte anti-fraude, grâce à plusieurs mesures : l’exclusion des opérations les plus susceptibles de fraudes ; la sélectivité et l’encadrement des délégataires qui peuvent intervenir à la place des obligés ; des contrôles par tierce personne, soit sous la responsabilité des maîtres d’ouvrage, soit par les services du Pôle national des certificats d’économies d’énergie, dont les effectifs ont été, à ce titre, renforcés.

Les CEE constituent à mon sens un dispositif puissant, agile, et qui fait émerger l’innovation. Ce sont les acteurs obligés, et non l’administration, qui ont initié plusieurs opérations, parmi lesquelles l’isolation des combles à 1 euro. Il faut poursuivre le renforcement de la lisibilité du dispositif, par la prolongation de la période d’obligation, mais aussi par la transparence. Nous entendons lutter contre les malfaçons et les fraudes par des contrôles renforcés et par une collaboration accrue avec les services de Bercy.

En ce qui concerne le développement des énergies renouvelables, il passera par l’intégration de la chaleur renouvelable dans les bâtiments, avec l’aide du CITE et des obligations réglementaires dans le neuf. Le renforcement du fonds chaleur, souvent évoqué, est désormais d’actualité. Le projet de PPE prévoit une trajectoire pluriannuelle mise en œuvre dès 2019. Le fonds est porté à 307 millions d’euros cette année et à 350 millions l’année prochaine. Il constitue un outil efficace pour la puissance publique, notamment en termes de rapport coût-bénéfice, qu’il s’agisse des tonnes de CO2 évitées, mais aussi de l’effet d’entraînement des projets de mobilisation de la ressource bois, de la valorisation des ressources locales et de la géothermie. Doubler le rythme en termes de tonnes d’équivalent pétrole produites nécessite de choisir des projets plus difficiles et parfois plus petits, de créer des réseaux de chaleur dans des villes moyennes, d’étendre les réseaux et de les densifier, de verdir la production et de récupérer la chaleur fatale de certaines industries pour les connecter au réseau urbain. De ce point de vue, l’exemple de Charleville-Mézières, avec PSA, est intéressant. Les projets sont plus compliqués, il faut en mener davantage, d’où le besoin de renforcer le fonds chaleur.

Le biogaz, comme je l’ai dit, devrait connaître un décollage dans les transports et la chaleur. C’est pourquoi nous souhaitons lui donner de la lisibilité, mais aussi l’assortir d’un objectif de baisse des prix. Il nous faut toutefois trouver le bon phasage. Si les prix baissaient trop vite, la filière ne pourrait pas monter en puissance, mais on ne peut pas non plus attendre à l’infini la baisse des prix. Nous cherchons en outre à rendre le dispositif de soutien au biogaz le plus souple possible. C’est pourquoi, par exemple, nous avons créé un dispositif de soutien au bio-GNV non injecté, qui figurera dans la loi d’orientation des mobilités. Il n’y a pas toujours un réseau à proximité, mais une opportunité peut parfois se présenter, pour une collectivité locale par exemple, d’injecter du biogaz dans une flotte de véhicules, d’où l’intérêt de ce dispositif. Enfin, les appels d’offres seront rendus nécessaires pour les moyens et gros projets, ce qui permettra de renforcer la concurrence.

Pour les EnR électriques, qui recueillent le plus gros volume de soutien, le ciblage se fera sur les énergies matures, l’éolien terrestre, le solaire photovoltaïque, en particulier au sol, et l’éolien en mer, qui connaît actuellement une montée en puissance. La décision a été prise de mettre fin, à ce stade, au soutien à de nouveaux projets de cogénération de biomasse, compte tenu de leur coût élevé et de leur usage non optimal de la biomasse, qu’il paraît préférable de réserver à des projets de chaleur renouvelable. Il sera également mis fin au soutien à l’hydrolien tant qu’il n’aura pas atteint sa maturité, ainsi qu’à la géothermie électrique.

L’éolien en mer connaît un développement important en Europe du Nord, avec un fort potentiel de baisse de prix, qui pourrait se traduire prochainement par les résultats de l’appel d’offres de Dunkerque, une fois les candidatures analysées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). À noter également, l’émergence de l’éolien flottant. Avec quelques années de retard, les acteurs estiment qu’il pourrait connaître la même évolution à terme que l’éolien posé, d’où la nécessité de fixer, de manière lisible, une trajectoire de dépenses publiques compatible avec le développement de cette filière, porteuse d’un avenir industriel. Nous avons en France des acteurs qui produisent des flotteurs et des sous-stations de raccordement. Ils ne peuvent dépendre que de leur marché national, mais il y a évidemment là un enjeu.

Sur le plan budgétaire, depuis la réforme de 2016, les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, électriques et biogaz, ne font plus l’objet d’un mécanisme extrabudgétaire, la contribution au service public de l’électricité (CSPE), mais d’un compte d’affectation spéciale soumis au Parlement. Ce compte d’affectation spécial, qui retrace les projections de dépenses pour l’année, est désormais alimenté par l’affectation d’une taxe sur les énergies fossiles, la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE). Le Parlement se prononce chaque année sur le budget de l’année suivante. Puisqu’il s’agit d’engagements de longue portée, nous proposons d’indiquer, dans les prochains documents de présentation, non seulement les dépenses pour l’année, mais également celles découlant de décisions en cours d’exercice – attributions d’appels d’offres, mégawatts restants dans les guichets ouverts – et reportées sur les années suivantes.

Dans le domaine de la maîtrise des prix, à l’exception des toutes petites puissances, je rappelle que les appels d’offres sont désormais systématiques, y compris au-dessous des seuils européens qui les rendent obligatoires. Pour le solaire, les appels d’offres commencent en France à 100 kilowatts (KW), alors que la législation européenne les rend obligatoires à 500 kW seulement. Pour notre part, nous estimons possible une concurrence dès 100 kW.

Il est important de donner de la lisibilité aux appels d’offres. Leur calendrier pour les années à venir figure dans le projet de PPE. Il est évidemment cohérent avec les objectifs qu’elle a fixés. Nous souhaitons en outre faciliter les projets, en amont et dans leur déroulement, pour les « dérisquer », les fluidifier et les sécuriser, avec dans un certain nombre de cas des procédures contentieuses accélérées. Cette fluidification et cette sécurisation permettent de diminuer les coûts.

Pour l’éolien offshore, conformément aux nouvelles procédures, l’État mènera, à partir du prochain appel d’offres sur des installations éoliennes en mer, des études sur l’environnement, la mer, les courants, la houle, les fonds marins et le vent. Elles seront fournies aux porteurs de projet dès leur première réponse à un appel d’offres afin de les aider à mesurer les risques de l’opération dans laquelle ils s’engagent, y compris en termes de coûts. C’est ce que nous appelons le « dérisquage », un concept que nous avons emprunté aux pays de l’Europe du Nord.

La focalisation sur les filières matures, ainsi que la baisse des prix, ont conduit au projet actuel d’engagement de la PPE. Le soutien public à de nouveaux projets est chiffré à 30 milliards d’euros. Les projets déjà engagés représentent quant à eux 95 milliards d’euros. Les procédures d’appels d’offres et l’évolution des technologies ont permis une production bien plus importante, pour un prix de soutien moindre. À terme, probablement à l’horizon 2028-2030, les subventions à certaines filières pourraient prendre fin, peut-être simplement remplacées par des mécanismes de garantie des prix en cas d’effondrement du marché.

J’aimerais aborder à présent la question de la précarité énergétique. Les dépenses énergétiques des ménages, transports et logement, s’élèvent en moyenne à 3 000 euros par an. Il existe bien sûr des disparités selon les classes sociales, le poids de ces dépenses étant plus important pour les ménages modestes. L’Observatoire de la précarité énergétique indique qu’un peu moins de 12 % des Français dépensent plus de 8 % de leur revenu dans l’énergie du logement. Ce taux, corrigé des variations climatiques, était légèrement inférieur à 14 % en 2013. Les dépenses énergétiques baissent donc, mais pas assez vite. Elles restent soumises aux variations du marché. Il suffit que les prix flambent pour que leur pourcentage augmente, sans oublier les 7 à 8 millions de « passoires énergétiques » de notre pays. Les actions curatives ont été renforcées, avec l’extension et la hausse du chèque énergie, qui touche désormais 5,6 millions de ménages, le programme sur le logement et la prime à la conversion des vieux véhicules.

S’agissant de la compétitivité des entreprises, en dehors des actions sur l’efficacité énergétique, elle est prise en compte par des exonérations de taxes sur l’énergie, des allocations de quotas gratuits pour le CO2, voire des compensations de coûts indirects. Outre qu’elles ont un coût pour les finances publiques, ces différentes mesures font peser une incertitude sur les entreprises. Comment leur garantir, en effet, que le dispositif d’allocation de quotas gratuits durera à l’infini ? Les quotas gratuits, au moins pour certains secteurs, vont d’ailleurs baisser au niveau européen. En ce sens, l’un des principaux enjeux auxquels fait face aujourd’hui la DGEC – outre la mobilisation des CEE, délivrés à 21 % dans l’industrie, et le fonds chaleur renouvelable pour les gros consommateurs, papeterie et chimie notamment – est de réussir à soutenir structurellement les investissements qui réduisent les consommations.

J’ai l’impression d’avoir dépassé le quart d’heure qui m’était imparti. Je vous prie de m’en excuser.

M. le président Julien Aubert. Le sujet de la transition énergétique est vaste ! Nous allons tenter de le circonscrire quelque peu.

S’agissant du projet d’engagement de la PPE, vous avez indiqué que les projets en cours représentaient 95 milliards d’euros, auxquels s’ajoutent 30 milliards d’euros de nouveaux projets. Ce second montant correspond-il au financement des énergies renouvelables ou au surcoût total à mobiliser dans le cadre de la PPE ?

M. Laurent Michel. J’ai donné ce chiffre lorsque je présentais l’évolution du soutien aux énergies renouvelables, électriques et biogaz. Je comparais les contrats déjà signés et engagés avec ceux prévus dans le cadre de la PPE pour un volume de production. Comme je l’ai également souligné, ce soutien devrait rapidement prendre fin pour certaines filières, et éventuellement céder la place à un mécanisme de garantie comme il en existe dans plusieurs pays, si le marché de l’électricité tombe à 30 euros le mégawattheure (MWh). Les 30 milliards d’euros de nouveaux projets concernent donc bien l’électricité et le biogaz. Ce montant vaut pour toute la durée des contrats, et pas uniquement pour les dix ans de la PPE.

Au sein du CAS « Transition énergétique », le soutien aux EnR électriques s’élève à 5,4 milliards d’euros. Reflétant la mise en service d’un volume croissant et le développement des parcs éoliens offshore, la projection pour 2022 l’estime à 6,5 milliards d’euros. Un pic est prévu en 2026 à 8 milliards d’euros, puis une décroissance rapide et forte aux tournants des années 2030, quand prendront fin les contrats solaires d’avant le moratoire de 2011, qui représentent encore aujourd’hui un montant de soutien de 2 milliards d’euros. Les contrats suivants feront l’objet d’un soutien minimal.

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie de bien vouloir faire des réponses courtes, car nos collègues ont certainement des questions à vous poser.

Sur la base de quel calcul économique en est-on arrivé à considérer que ces 30 milliards d’euros de soutien public seraient mieux utilisés en bénéficiant au développement des énergies renouvelables ? On aurait pu tout aussi bien décider, en effet, d’affecter ce montant à la politique du logement.

Comment sait-on, par ailleurs, que l’on obtient un meilleur impact CO2 en ciblant le développement de l’énergie électrique plutôt que d’autres aspects de la transition énergétique ?

M. Laurent Michel. Nous essayons, dans chaque secteur et de manière globale, d’atteindre un objectif d’efficience et de maîtrise de la dépense publique. Le soutien à la rénovation des bâtiments représente actuellement près de 2 milliards d’euros, entre le CITE et les aides de l’ANAH, sans compter le Fonds chaleur renouvelable, qui intervient lui aussi sur les bâtiments via les réseaux de chaleur. Le soutien au logement est donc loin d’être négligeable.

M. le président Julien Aubert. Il n’est pas si important que cela quand on le compare aux 95 milliards déjà engagés pour les énergies renouvelables.

M. Laurent Michel. Mais ce sont 2 milliards par an. Le montant de 30 milliards correspond à une projection de l’ensemble des nouveaux projets sur les dix ans à venir. Il vaut en outre pour toute la durée des contrats, et pas uniquement pour la PPE.

Lorsque je parle du logement, j’entends le bâtiment en général, hors logement social

– celui-ci représente 100 000 logements par an, ce qui n’est pas rien non plus. Les 2 milliards d’euros par an correspondent donc au fonds chaleur, via les réseaux de chaleur, au CITE et aux aides de l’ANAH. Sur dix ans, et en ajoutant le logement social, l’effort public pour le logement et le bâtiment est important.

M. le président Julien Aubert. Certes, mais ce n’était pas le sens de ma question. Aujourd’hui, les énergies renouvelables électriques bénéficient d’un soutien d’environ 6 milliards d’euros, ce qui signifie que l’on dépense trois fois plus pour elles que pour la politique de rénovation des bâtiments. Il s’agit donc bien d’un choix politique puisque l’on aurait pu aussi décider d’affecter 2 milliards à l’éolien et au photovoltaïque et 6 milliards au logement.

Ma question est donc la suivante : quels calculs ont-ils été effectués pour déterminer le secteur dans lequel l’impact CO2 sera le meilleur et décider de cette répartition de milliards d’euros qui ne sont d’ailleurs pas encore collectés ? La colère des gilets jaune montre bien que l’on ne perçoit pas toujours le volume de recettes fiscales prévu au départ. Il est également important de savoir comment sont répartis les postes de dépenses.

Pourquoi, en France, quand on parle de transition énergétique, cible-t-on trois fois plus les énergies renouvelables ?

M. Laurent Michel. Nous sommes fortement tributaires des décisions du passé. La nouvelle orientation de la PPE va amener le biogaz et les énergies renouvelables électriques à des flux de 3 à 4 milliards d’euros en fonction des années. Le rapport n’est donc pas trois fois supérieur.

L’équation est en réalité difficile à résoudre. Nous sommes soumis à l’atteinte d’un ensemble d’objectifs de décarbonation, de diversification et de préparation de l’avenir. Pour le mix électrique, un choix politique a été fait, en effet : il ne dépendra plus demain à 75 % d’une seule énergie. C’est l’un des paramètres pris en compte dans la perspective de l’échéance de 2035. La conception du mix électrique à cet horizon nous apparaît réaliste, mais nous gardons ouvertes certaines options, notamment sur la part du nucléaire, à 40 % ou 50 %.

En ce qui concerne les EnR électriques, il est apparu évident que leur rythme de développement, à la fois physique et financier, ne permettait pas d’envisager une transition plus rapide, ce qui a conduit à repousser à 2035 l’objectif de réduction du nucléaire dans le mix électrique. Nous entendons profiter de la baisse des coûts des EnR, tout en donnant leur chance aux filières pas encore tout à fait matures, comme l’éolien offshore, et en conservant une possibilité de choix, dans les trois à cinq ans, sur les programmes lourds à l’horizon 2050. Car nous n’aurons plus, en 2050, les centrales électriques nucléaires actuelles.

M. le président Julien Aubert. Pour résumer, c’est le choix de diminuer la part du nucléaire qui explique les engagements en matière d’énergies renouvelables électriques.

M. Laurent Michel. C’est l’un des éléments de choix. La nécessité de maximiser le rapport coût-bénéfice en termes de CO2, l’émergence de nouvelles filières, l’optimisation de l’usage de nouvelles ressources, le choix de réserver la biomasse à la chaleur renouvelable : tous ces éléments nous ont conduits à viser une trajectoire réaliste dans les énergies électriques, et à la décision d’augmenter le fonds chaleur, car son bénéfice en termes de CO2 rejeté est intéressant. Cependant, prévoir 600 millions d’euros de dépenses pour le fonds chaleur ne servirait à rien tant que les projets ne sont pas montés en puissance.

Ces différents éléments, et le critère de faisabilité, nous ont également conduits à modifier plusieurs leviers par rapport à la trajectoire de la loi du 18 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Nous avons considéré qu’il était nécessaire de fournir un effort important et efficient dans les secteurs du transport et du bâtiment. Nous nous sommes interrogés, au niveau interministériel, sur les mesures les plus efficaces dans le bâtiment. Certains points seront sans doute tranchés dans le projet de loi de finances pour 2020.

M. le président Julien Aubert. Pourrions-nous revenir sur les dépenses que vous projetez dans le transport et le logement ? Vous avez dit beaucoup de choses et il me semble nécessaire de simplifier. Il y a donc 30 milliards supplémentaires pour les énergies renouvelables. Pour le logement, combien représente la montée en gamme de la PPE ?

M. Laurent Michel. À ce stade, compte tenu des arbitrages qui restent à faire, le logement représente environ 2 milliards d’euros par an, hors logement social.

M. le président Julien Aubert. Ce montant correspondant à la situation actuelle.

M. Laurent Michel. En effet, mais il faut y ajouter la mobilisation de 1,5 milliard d’euros de CEE. Globalement, les CEE, le CITE et l’ANAH ont un effet multiplicateur. Au total, l’effort de soutien public pour le logement approche les 3 milliards d’euros, plus le logement social, pour lequel je vous ferai parvenir des estimations précises. Avec 100 000 logements par an, on atteint relativement vite des centaines de millions d’euros.

Dans le secteur du transport, notre direction gère principalement la mobilité électrique et la prime à la conversion, c’est-à-dire le bonus pour le véhicule électrique, son environnement et le développement des infrastructures de recharge. Un effort est également prévu sur le gaz naturel véhicules (GNV). En 2019, les nouvelles mobilités font l’objet d’investissements publics à hauteur d’1 milliard d’euros, hors politique générale des transports et transports en commun, et d’une mobilisation de 100 à 150 millions d’euros pour les CEE, ce qui marque une inflexion dans le secteur des transports. Les outils réglementaire, incitatif et organisationnel sont parfois nécessaires tous en même temps. Aucun ne peut fonctionner seul.

M. le président Julien Aubert. Merci de bien vouloir nous faire des réponses courtes, faute de quoi nous risquons de manquer de temps.

Pour résumer : 6 milliards d’euros sur les énergies renouvelables, qui devraient passer progressivement à 4 milliards ; 3 milliards sur le logement ; 1 milliard sur le transport, pour le volet mobilité propre.

Les EnR bénéficient donc de 50 % du soutien public, l’autre moitié revenant au logement et au transport.

M. Laurent Michel. Hors transports en commun et ferroviaires.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vous remercie pour ces éclairages. De toute évidence, la dynamique des dépenses destinées aux EnR connaîtra une nette évolution à l’avenir. Leur niveau actuel s’explique par le statut de filières émergentes. Une fois lancées, elles produiront plus d’énergie, à un coût moins important, et nécessiteront à terme un investissement moindre de l’État, voire, si je vous ai bien compris, plus d’investissement du tout, mais un simple mécanisme de garantie des prix. Dans le domaine des transports, en revanche, les investissements vont continuer à être nécessaires. Quant au logement, il répond à une logique intermédiaire, où ce que l’on investit revient en retour sur investissement dans l’exploitation des bâtiments.

Ce sont donc là trois logiques différentes. Ce que l’on investit sur les EnR, on en sera libéré à terme. Dans le logement, la contractualisation des efficacités énergétiques pourrait se traduire par un système de prêts autoremboursés sur l’exploitation. Dans le transport, le retour sur investissement de l’engagement public est plus difficile à évaluer. Ai-je bien compris ?

M. Laurent Michel. Les différentes problématiques comportent des convergences et des divergences. Le transport est, à ce stade, le secteur dans lequel le coût de la tonne de CO2 évité est le plus important à court terme. Les filières décarbonées sont en phase d’amorçage : filières électrique et hydrogène pour le véhicule léger ; filières gaz, biogaz ou hydrogène pour le véhicule lourd, à moins que l’électrique ne parvienne à s’imposer, ce que certains prévoient. Dans le transport, nous en sommes donc à soutenir les premiers développements et à créer une incitation réglementaire forte au niveau européen. Si les constructeurs automobiles ne sont pas soumis à l’obligation de délivrer sur le marché des véhicules moins émetteurs, aucune évolution n’est à attendre. Un cadre est nécessaire, pour la recharge en gaz et en électricité, mais aussi pour la confiance. Nous devons expliquer l’usage du véhicule électrique. De nombreuses personnes pensent à tort qu’il est adapté uniquement à la ville, alors qu’il peut très bien être utilisé en milieu rural pour des trajets de 80 kilomètres par jour.

Dans le logement et le bâtiment, les flux d’investissement resteront importants pendant encore longtemps. Les rénovations engagées dans le logement social, pourtant bien avancées, dureront encore dix ans, et quinze à vingt ans dans le parc privé locatif. Celui-ci est confronté à un défi puisqu’il s’agit d’inciter les propriétaires à investir au bénéfice des locataires. Toutefois, comme vous l’avez souligné, les logements aidés s’y retrouvent. Des évaluations très sérieuses montrent que les aides de l’ANAH – entre 20 000 et 25 000 euros par logement – permettent une baisse de consommation d’énergie de 40 %, très nette sur la facture. Quoi que nous fassions pour accélérer le rythme, et tout en cherchant toujours à réduire son coût, la rénovation du parc devrait durer encore dix à vingt-cinq ans selon les secteurs.

Pour la chaleur, la logique est encore différente. Nous investissons, puis nous trouvons un prix proche de celui des énergies fossiles, voire légèrement inférieur, grâce aux aides de l’État à l’investissement.

Le modèle le plus courant en Europe, pour les EnR électriques et biogaz, repose sur une aide annuelle qui équilibre les projets. À terme, nous devrions pouvoir obtenir, sur le marché français, des EnR avec très peu de subventions, tout en prenant en compte, bien sûr, les coûts d’adaptation du système électrique et plus tard de stockage.

Il reste cependant une incertitude pour le biogaz, les objectifs de baisse de prix, jusqu’à 45 euros le MWh, nous plaçant à un niveau plus cher que le gaz naturel sans « taxe carbone », et même avec la « taxe carbone » actuelle. En revanche, dans un horizon d’économie décarbonée, un gaz à 45 euros le MWh représenterait un coût de décarbonation tout à fait compétitif. Si nous atteignons ce prix dans les dix à quinze ans à venir, nous devrons, comme pour les biocarburants liquides, appliquer ou bien un équivalent de « taxe carbone », ou bien une réglementation rendant obligatoire l’utilisation d’un taux minimum de biogaz. La subvention sera ainsi rendue à un coût raisonnable, ou même non nécessaire.

Contrairement à l’électricité, le développement du biogaz ne s’équilibrera pas tout seul, par le jeu des technologies. On imagine mal, en effet, passer au-dessous du prix du gaz extrait. C’est donc la politique carbone qui, sous forme de réglementation ou d’équivalent valeur du carbone, amènera le biogaz à ne plus dépendre un jour du soutien public, en taxant ou en pénalisant le gaz fossile.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pouvez-vous revenir sur l’historique des politiques en matière d’énergie solaire ?

Par ailleurs, est-il plus efficace, dans la perspective de la neutralité carbone, de cibler uniquement la problématique carbone ou faut-il, comme dans le bâtiment, se focaliser également sur la consommation d’énergie, et donc la sobriété énergétique ? Peut-on poursuivre les deux objectifs sans pénaliser l’un par rapport à l’autre ? Autrement dit, neutralité carbone et/ou efficacité énergétique ?

M. Laurent Michel. La première phase de développement du solaire en France s’est caractérisée par l’émergence de la technologie et la mise en place de politiques tarifaires. Comme dans d’autres pays européens, elle a rapidement été suivie d’une baisse des prix liée à la massification et au dumping. Les projets ont pu très vite se réaliser à des coûts beaucoup moins chers que prévus. Les tarifs trop élevés par rapport à la rentabilité ont engendré un emballement du nombre de projets, qui a conduit l’État à imposer un moratoire en deux étapes. Si ma mémoire est bonne, ce moratoire est intervenu lorsque Jean-Louis Borloo, puis Nathalie Kosciusko-Morizet, étaient ministres de l’écologie, sous la présidence de Nicolas Sarkozy. Un coup d’arrêt a alors été porté à de nouveaux projets basés sur des tarifs aussi hauts. En revanche, il n’a jamais été question, en France, de revenir sur les contrats existants, à la différence de l’Espagne par exemple, qui paie aujourd’hui des contentieux pour décision abusive.

Au cours de la période suivante, entre 2012 à 2015, des ajustements sont intervenus pour réduire les tarifs des petites et moyennes puissances. En effet, les tarifs s’ajustent plus rapidement aux volumes, un gros volume témoignant de tarifs devenus trop intéressants. Les appels d’offres sont par ailleurs devenus systématiques pour les centrales au sol et les bâtiments au-dessus de 100 kW. Des procédures simplifiées ont été prévues entre 100 et 500 kW, 100 kW correspondant à un bâtiment de 1 000 mètres carrés environ. Au-dessus de cette puissance, les appels d’offres fixent des critères plus compliqués.

Depuis 2015 et la préparation de la première PPE, le système retenu se base sur des cahiers des charges et un calendrier pluriannuels. Les professionnels ont la possibilité de planifier industriellement leur déploiement, en fonction d’appels d’offres guichets tous les quatre mois. L’une des grandes problématiques du solaire est la recherche de sites. Depuis 2015, les professionnels sont incités à investir les terrains dégradés, par exemple décharges et anciennes friches difficiles à exploiter. La lisibilité du dispositif d’appels d’offres permet aux acteurs, industriels et collectivités locales détentrices de ce foncier, de monter des projets. La première PPE a duré trois ans, entre 2016 et 2018. La prochaine définira les appels d’offres pour la période de cinq ans 2019-2023.

Après le solaire, la France a commencé à développer les appels d’offres éolien terrestre à partir de 2016. Aujourd’hui, nous envisageons quelques projets d’éolien offshore.

Quant au diptyque redoutable que constituent la neutralité carbone et l’efficacité énergétique, je suis personnellement convaincu que l’on ne décarbonera pas si l’on ne consomme pas le moins possible d’énergie dans chaque secteur. Tôt ou tard, en effet, nous n’aurons plus assez d’énergie décarbonée en volume, ou elle deviendra très chère et nous basculerons sur le fossile. Néanmoins, les problématiques diffèrent selon les cinétiques et les secteurs. Dans certains domaines, ciblés par la PPE, il est possible d’utiliser des énergies déjà décarbonées comme l’électricité. Dans d’autres, ce n’est pas immédiatement possible et l’effort d’efficacité énergétique en carbone va rapporter beaucoup tout de suite. Dans certains cas, la combinaison d’un changement de vecteur et de l’efficacité énergétique est la meilleure voie pour avancer.

Dans le bâtiment, nous essayons d’adopter une approche pragmatique en fonction de l’état des projets, des acteurs et de leur capacité financière. Nous ne pensons pas qu’il soit contradictoire de proposer en même temps le CITE, les aides de l’ANAH, les CEE, le remplacement de l’ancienne chaudière gaz ou fioul par une chaudière gaz à 1 euro, et la rénovation du logement. Certains gestes simples permettent des économies dans les consommations d’énergie. Bien entendu, les derniers grammes de CO2 ou d’énergie coûtent toujours plus chers. Il n’est pas toujours simple de savoir quel type de rénovation, par étapes ou globale, a le meilleur rapport coût-bénéfice.

Mme Laure de La Raudière. J’aimerais revenir sur le mix énergétique choisi par la France en matière d’électricité. Quels sont les résultats de la France, dans le cadre de la stratégie nationale bas-carbone, par rapport aux autres pays, en ratio par habitant ?

Pour calculer les émissions de CO2 des énergies renouvelables par rapport à celles du nucléaire et de l’hydroélectricité, prend-on en compte l’ensemble de la filière, c’est-à-dire également le recyclage des installations éoliennes et photovoltaïques ?

À terme, vous venez de l’expliquer, les énergies renouvelables ne demanderont plus de subventions publiques. Pourtant, certains secteurs comme l’éolien terrestre n’ont pas atteint leur maturité industrielle dans notre pays. L’objectif de 50 % de nucléaire dans le mix énergétique n’a-t-il pas été fixé trop tôt par rapport au niveau de développement des filières énergétiques renouvelables ? La question mérite d’autant plus d’être posée que le nucléaire est également une énergie bas carbone. Avec quels critères et sur la base de quelles études, cet objectif a-t-il donc été fixé, sachant qu’il nous faut répondre aux objectifs de la stratégie nationale bas-carbone et tenir compte du coût de l’électricité pour nos citoyens ?

Après l’emballement du photovoltaïque, quelle analyse la DGEC fait-elle de la rentabilité actuelle de certains opérateurs des énergies renouvelables, en particulier dans l’éolien terrestre ? Quelle est la part des éoliennes terrestres qui font l’objet d’un appel d’offres ? Nous assistons actuellement à un emballement de l’éolien terrestre, avec le déploiement extrêmement rapide de certains promoteurs. Les subventions restent importantes et les tarifs sont aujourd’hui garantis, mais vous allez nous dire demain que ces professionnels n’auront plus besoin de soutien public. Il ne paraît pas judicieux de réduire les aides tant que la filière n’est pas mature et rentable.

À vous écouter, on a le sentiment qu’on aurait peut-être eu intérêt à fixer l’objectif de 50 % de nucléaire à une date ultérieure, pour donner du temps aux filières d’énergies renouvelables de monter en maturité. Je parle, bien entendu, du point de vue de la consommation de l’argent public.

M. Laurent Michel. Ces débats sont anciens et je me permettrai d’être franc. Je pense que si l’on fixe à 2045 ou 2050 l’objectif de 50 % de nucléaire dans le mix énergétique - ou de 51 %, ou de 52 %, peu importe –, on ne prépare pas l’avenir et on commet une très grave erreur. Je le dis en dehors de tout parti pris pro-nucléaire, anti-nucléaire ou pro-EnR.

La DEGC a mené diverses projections s’agissant du mix électrique. Comme le précédent ministre l’avait lui-même indiqué lors de diverses auditions, l’échéance de 2025 est apparue trop proche sur le plan physique et financier. La date de 2035 a fait l’objet de nombreuses simulations intégrant toutes les incertitudes existantes, notamment sur le coût du nucléaire prolongé et les capacités du nouveau nucléaire. Nous avons estimé, au regard de ces différentes études présentées en annexe du projet de PPE, que la trajectoire actuelle conduisait, vers une date située autour de 2035, à un coût équivalent de production de l’électricité et permettait de profiter de la baisse des prix des EnR électriques, qui est aujourd’hui un fait.

Deux questions restent cependant à examiner. Comment, tout d’abord, profiter de l’émergence des technologies de l’éolien offshore pour générer des retombées industrielles en France ? Ces technologies seront de plus en plus compétitives et nous avons des outils. Je pense notamment aux chantiers de l’Atlantique, qui, grâce à leurs compétences pointues, fabriquent des sous-stations électriques de raccordement. Nous possédons aussi des entreprises hors secteur des ENR qui produisent des flotteurs pour l’éolien flottant et qui pourront exporter. Nous cherchons donc à nous positionner pour faire grandir l’éolien flottant en France, ni trop vite, parce que nous payerions très cher huit parcs éoliens flottants de 1 000 mégawatts en trois ans, ni trop lentement, car alors nous n’aurions pas les compétences en France pour développer cette filière, qui sera peut-être la plus compétitive dans dix ans.

Mme Laure de La Raudière. Ma question portait sur l’éolien terrestre.

M. Laurent Michel. Oui, mais je vous expliquais quels étaient les deux sujets qui restaient à traiter.

Le second concerne notre capacité opérationnelle et financière à investir dans le nouveau nucléaire, dans le respect du droit de la concurrence. Quel nouveau nucléaire et quel coût pour les finances publiques ?

Il y a en réalité un troisième sujet, celui de l’intermittence, du stockage et de leur coût. Nous devrons examiner ces trois sujets dans les trois à cinq ans qui viennent, peut-être même avant, pour définir le mix électrique. Ma conviction personnelle est que repousser ces réflexions à un horizon plus lointain serait une grave erreur, y compris pour l’avenir de la filière nucléaire. La décision doit être prise maintenant, pour un horizon 2035-2040.

Mme Laure de La Raudière. Mais je m’interrogeais sur l’éolien terrestre, qui pose d’ailleurs aussi une question d’acceptabilité sociale. Les territoires sont de plus en plus nombreux à refuser l’implantation d’éoliennes terrestres, qui donnent rarement lieu à des appels d’offres et sont une source de rentabilité considérable. Je voulais savoir quelle était la réflexion de la DGEC à ce sujet. Vous avez parlé des projets offshore et flottants, mais pas de l’éolien terrestre.

M. Laurent Michel. La majorité des projets d’éolien terrestre bénéficient aujourd’hui des tarifs d’achat du guichet fermé fin 2016. Les petits projets de moins de six mâts et de moins de 3 MW peuvent encore bénéficier de ce tarif. En revanche, les nouveaux projets de gros parcs éoliens doivent faire l’objet d’appels d’offres. Nous préparons une réforme qui conduira à réduire encore le champ des parcs éligibles au guichet.

M. le président Julien Aubert. Dans l’éolien terrestre, quelle est la proportion de gros parcs et de petits projets non soumis à la procédure d’appel d’offres ? Du fait de cette distinction, il semblerait que l’on multiplie les petits projets éoliens, contrairement à ce qui se fait dans d’autres pays, ce qui pose d’ailleurs un problème de rentabilité.

M. Laurent Michel. Les parcs actuels sont dans leur quasi-intégralité soumis aux tarifs d’achat du guichet fermé fin 2016. C’est logique vu leurs délais de réalisation. Je ne saurais vous donner le nombre de demandes d’autorisation déposées, mais nous nous apprêtons, dans un objectif de compétitivité et d’action anti-mitage, à réduire le nombre de machines autorisées à deux ou trois, et plutôt pour des extensions que pour de nouveaux parcs. Compte tenu du tarif de rachat de l’électricité produite à deux ou trois machines, il n’est plus intéressant de construire un parc nouveau. Le tarif va donc être réduit à sa portion congrue.

Il nous faudra réfléchir à l’opportunité d’un mécanisme de soutien pour l’éolien terrestre. Pour favoriser son acceptabilité, nous voulons faire émerger le repowering, c’est-à-dire la réingénierie des parcs existants. Des mécanismes transparents seront mis en place sur le même modèle que l’hydroélectricité. Soit les parcs seront entièrement nouveaux et ils entreront dans le mécanisme d’appels d’offres, soit – mais la décision n’a pas encore été prise – un mécanisme de soutien au réinvestissement sera mis en place. Pour la collectivité, le repowering des parcs éoliens constitue une solution bien meilleure et beaucoup moins chère, qui évite les problèmes d’acceptabilité, puisque l’on remet des éoliennes là où il y en avait déjà. Le renouvellement des parcs est donc un axe intéressant, qui se pratique dans d’autres pays et qui permet d’augmenter les puissances, les productibles et les durées de production sans créer de nouveaux parcs.

M. Hubert Wulfranc. Les 2 milliards d’euros affectés au logement dans le cadre de la politique d’efficacité énergétique décidée par la France correspondent, selon vous, à une soutenabilité raisonnable à moyen terme pour mettre fin aux 7 millions de « passoires thermiques » de notre pays. Mettons de côté le logement social, qui, d’après les objectifs 2018-2022, devrait achever sa rénovation thermique à la fin du quinquennat. Dans le logement privé, considérez-vous que la trajectoire est à la mesure des enjeux en termes de consommation ?

On sait que les procédés industriels sont particulièrement heurtés par la transition énergétique. Pouvez-vous nous donner des chiffres sur le coût de la transition énergétique dans les différentes filières industrielles, notamment la chimie, la papeterie et la métallurgie ?

M. Laurent Michel. En ce qui concerne le logement, je précise que le CITE représente 1,2 milliard d’euros et les aides de l’ANAH 500 millions d’euros. Ces dernières devraient passer à 800 millions et ne concernent pas uniquement la rénovation. Les CEE représentent quant à eux 1,5 milliard d’euros, y compris pour des bâtiments tertiaires.

Il est évidemment difficile de lire dans les boules de cristal et, pour un fonctionnaire, de dire s’il y a trop ou pas assez d’argent. Il me semble toutefois qu’en matière de logement, l’argent n’est pas seul nécessaire. La mobilisation, l’accompagnement et la formation sont tout aussi importants. Nous devons rechercher les gains, y compris financiers, des programmes qui testent différentes solutions de rénovation. Si on peut faire pour moins cher, il faut le faire.

Nos analyses montrent cependant qu’au-dessous des moyens engagés, nous n’arriverions pas à tenir le rythme, ni à l’augmenter. Ce n’est peut-être pas très orthodoxe de le dire, compte tenu de la rigueur attendue dans la gestion des finances publiques, mais nous devons être cohérents. Sans ces 2 milliards d’euros, hors logement social, et les CEE, sans la combinaison des aides qui permet de faire masse, nous n’y arriverons pas. Nous pouvons en revanche espérer qu’en industrialisant les process, nous réussirons à rénover un nombre de logements plus important avec le même niveau d’engagement public. Si on divisait par deux le montant des sommes investies, on ferait plus que diviser par deux le nombre de logements rénovés. Il y a donc un effort de notre collectivité nationale à fournir dans la durée, jusqu’au jour où l’on aura épuisé le stock, mais celui-ci est encore important.

Quant au coût de la transition énergétique pour l’industrie, je vais avoir du mal à trouver rapidement les éléments de chiffrage que vous me demandez dans le document de deux cents pages que j’ai avec moi, mais je vous les transmettrai ultérieurement.

Nous avons chiffré la stratégie nationale bas-carbone à long terme, ainsi que les investissements macroéconomiques dans l’industrie. Nous devons résoudre une triple et difficile équation. À court terme, compte tenu de la compétition internationale, les entreprises ont besoin de prix de l’énergie plutôt bas. Un système subventionné comporte toutefois deux dangers : d’une part, les subventions peuvent s’interrompre ; d’autre part, les entreprises ne sont pas incitées à investir. Lorsqu’elles le font, c’est sur un mode incrémental, par exemple pour réduire leur consommation d’énergie, en installant une chaudière biomasse. Pour une grosse usine de la chimie ou de la papeterie, un tel chantier représente 100 à 200 millions d’euros d’investissement. Quand la valeur carbone sera importante pour les acheteurs, les besoins d’investissement des entreprises seront élevés si elles veulent rester compétitives au niveau européen et mondial.

Les secteurs de la sidérurgie et de la cimenterie pourraient connaître des changements radicaux avec, pour la sidérurgie, la fin du charbon dans les hauts fourneaux et l’utilisation de l’électricité ou de l’hydrogène, au lieu des énergies fossiles, dans les procédés métallurgiques. Certains groupes industriels se sont résolument lancés dans un processus d’innovation, avec des projets de prototypes de plusieurs centaines de millions d’euros. Le déploiement de solutions énergétiquement plus performantes nécessitera quelques milliards d’euros d’investissement dans ces secteurs une fois la rupture technologique atteinte. Le sujet prendra alors une ampleur européenne. La transition énergétique sera massive et nécessitera la mobilisation de fonds publics. Si les investissements incrémentaux n’ont pas besoin d’être beaucoup aidés, les grosses ruptures appellent un soutien plus conséquent.

M. Vincent Thiébaut. Dans la PPE, la géothermie est aujourd’hui affectée à la production de chaleur, et donc au fonds de chaleur. Il s’avère que, dans certains territoires, la géothermie profonde permet aussi la production d’électricité, et pallie de ce fait le manque d’EnR. Dans le nouveau projet de PPE, cette opportunité ne sera malheureusement plus subventionnée. Je suis député de l’Alsace. Dans mon département, le manque de grands couloirs aériens nuit au développement des projets éoliens. Nous sommes donc handicapés par la PPE et son nouveau positionnement sur la mixité des aides.

J’aimerais vous interroger sur la territorialisation des politiques énergétiques. Nous travaillons beaucoup au niveau national, mais le meilleur niveau pour porter les énergies renouvelables n’est-il pas celui des territoires ?

Les dépenses nécessaires pour atteindre les objectifs environnementaux ont été évoquées, mais avez-vous réfléchi aux conséquences secondaires des politiques déployées, c’est-à-dire les recettes ? Je pense à celles des collectivités, aux emplois créés et au développement de nouvelles industries. Quel sera l’impact, sur le plan économique et en termes de PIB, des politiques environnementales ?

M. Laurent Michel. La géothermie est en effet un sujet difficile. Dans certains cas, elle ne permet pas la production d’électricité. L’usage chaleur est donc le meilleur. Cependant, de nombreux projets de recherche ont montré que la géothermie profonde pourrait à la fois constituer une source de chaleur et d’électricité. Quand on consomme moins de chaleur, on peut produire plus d’électricité et maintenir l’équilibre économique. Si le consommateur de chaleur est un industriel, les projets sont plus aisés et le débouché chaleur est stable. Les cogénérations ont l’intérêt de pouvoir utiliser physiquement la chaleur produite sous forme d’électricité quand il n’y a plus de consommation de chaleur l’été.

Le choix de ne plus subventionner la géothermie pour la production d’électricité n’a donc pas été simple, mais il pourrait être revu à l’avenir en fonction des propositions de la filière et des évolutions technologiques. Ce choix a résulté du constat d’un prix de rachat de l’électricité toujours cher, environ 120 euros le MWh, malgré les progrès de la géothermie profonde. D’autres filières trouvent également que leurs objectifs de prix sont trop bas. Nous avons des échanges réguliers avec la filière géothermie sur la possibilité d’une phase d’amélioration des procédés avant le déploiement ou de leviers de réduction des coûts, tels que le financement ex ante.

La géothermie pourrait-elle devenir tout à la fois une bonne productrice de chaleur et d’électricité ? Il m’est difficile de répondre, mais s’il est démontré que l’équation économique est bonne, il n’y aura pas de raison de ne pas le prendre en compte dans la PPE. Notre intention, en interrompant les subventions à la géothermie productrice d’électricité, était d’éviter que cette filière ne concentre ses financements sur l’électricité, à des tarifs très élevés, ce qui conduirait à des dépenses superfétatoires, engendrant elles-mêmes un prix artificiel de la chaleur et bloquant du même coup le développement des autres projets chaleur. L’exemple de la cogénération au gaz est instructif. Elle permettait, avec de gros tarifs d’achat de l’électricité, d’obtenir de la chaleur à un prix peu élevé, artifice qui n’est pas souhaitable. Pour conclure, la fin du soutien à la géothermie des profondeurs n’est pas à une religion. La PPE fait aujourd’hui le choix des filières matures, mais je rappelle qu’elle est revue tous les cinq ans et qu’elle s’inscrit dans un environnement technologique en constante évolution.

La territorialisation est un vaste sujet et le président me dira à juste titre que j’ai déjà été trop long. Au-delà des grands travaux nationaux, qui prennent du temps et déchaînent les passions, il est nécessaire de conforter les dynamiques territoriales et partenariales entre trois échelons : l’État, qui fixe des objectifs et dispose de moyens financiers ; la région, qui planifie les aménagements et la mobilisation des ressources ; enfin, les EPC intercommunalités. En 2019 et 2020, de nombreuses actions seront lancées pour consolider les échanges entre ces différents échelons, ce dont il faut se féliciter.

S’agissant du service public de la performance énergétique de l’habitat (SPPEH), nous avons suggéré à nos ministres de proposer aux régions une animation conjointe. Nous envisageons de relancer plusieurs dispositifs pour encourager tous les projets de rénovation, d’EnR et de mobilité propre. Il ne sert à rien que nous inventions à la DGEC un dispositif d’aide à l’installation de bornes de recharge électrique si personne ne le connaît. L’un des gros enjeux de 2019 et 2020 sera de relancer la dynamique contractuelle.

M. le président Julien Aubert. Je suis tout à fait d’accord avec vous. Le jacobin que je suis pense même qu’il faudrait clarifier les responsabilités et les financements en fixant des objectifs nationaux déclinés en objectifs régionaux, et en laissant chaque acteur maître de ses moyens.

M. Vincent Thiébaut. Vous n’avez pas répondu quant à l’impact des politiques environnementales en termes de recettes.

M. Laurent Michel. Deux évaluations macroéconomiques existent sur la PPE et la stratégie nationale bas-carbone, qui reposent à moyen terme sur le même scénario. Nous comparons actuellement le scénario « avec mesures existantes » et le scénario PPE-SNBC. Nous remettrons prochainement le rapport d’accompagnement de la stratégie nationale bas-carbone, qui détaille les résultats de cette comparaison.

Avec toute la prudence requise, à moyen et long terme, des hausses différentielles de PIB de l’ordre de 3 % apparaissent, ainsi que des créations d’emplois jusqu’à 300 000 et des variations selon les périodes d’investissement et de fonctionnement. Bien entendu, les impacts sont différents selon les filières. Je ne crois pas, en revanche, qu’on ait calculé le montant des taxes perçues par les collectivités locales, ces taxes étant différentes selon les types d’énergie, mais je vous transmettrai une réponse écrite.

M. le président Julien Aubert. Vous avez dit tout à l’heure que le coût de la tonne de CO2 évitée était le plus cher dans les transports. Voilà qui nous fournit un élément de comparaison méthodologique pour évaluer les différentes politiques de transition énergétique.

Utilisez-vous le coût de la tonne de CO2 évitée pour analyser, de manière transversale, l’impact des actions menées dans le logement, le transport et les énergies renouvelables ?

M. Laurent Michel. Nous disposons en effet de données sur les différentes politiques, outre les travaux de la commission Quinet sur la valeur tutélaire du carbone ou nos projections de long terme. Selon les valeurs que l’on attribue à l’action du carbone, certaines politiques sont plus rapides. C’est le cas du logement. Dans le transport, la valeur du carbone augmente plus fortement pour atteindre les réductions visées.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, il y a une élasticité sociale plus grande au coût du carbone dans le logement que dans le transport. Ou encore : la sensibilité à l’effet prix est plus grande dans le logement que dans le transport en cas d’augmentation du prix du carbone.

M. Laurent Michel. En effet. Mais nous faisons le pari, en France comme d’ailleurs en Europe et en Chine, que l’électrification du transport permettra tôt ou tard, grâce aux technologies et à la massification des productions, d’atteindre le point de bascule où le coût du véhicule décarboné s’alignera sur le coût du véhicule carboné. Ce dernier est aujourd’hui plus cher ; la tonne de CO2 évitée l’est donc également. Il faut bien sûr prendre en compte aussi l’investissement en amont sur l’innovation et la contrainte réglementaire.

M. le président Julien Aubert. Lorsque l’on investit dans l’éolien, le coût de la tonne de CO2 évitée est logiquement plus important puisque l’on substitue l’éolien au nucléaire. Il n’y a donc pas de CO2 évité. Investir dans l’éolien représente donc un coût, pour un effet CO2 limité.

M. Laurent Michel. Ce point fait l’objet de nombreux débats, selon que l’on considère la plaque française ou la plaque européenne. Le fait que la France continue à produire plus d’énergie décarbonée aide à substituer des énergies carbonées dans d’autres pays, grâce à sa capacité d’export.

M. le président Julien Aubert. Quand on exporte du nucléaire, on exporte déjà de l’énergie décarbonée.

M. Laurent Michel. Certes, mais le scénario tel qu’il existe aujourd’hui, et qui a fait débat, parie sur une augmentation des exportations, et donc sur une substitution plus forte d’électricité décarbonée sur la plaque ouest européenne.

M. le président Julien Aubert. Restons à l’échelle de la France. Si l’électricité nucléaire passe de 75 % à 50 % pour être remplacée par de l’électricité éolienne ou photovoltaïque, l’impact carbone est nul. L’argent utilisé pour la substitution, en coût de la tonne de CO2 évitée, est donc très important puisque l’effet levier sur le CO2 est faible. En revanche, si l’on investit 1 milliard d’euros pour passer du véhicule à essence au véhicule électrique, l’impact carbone est réel. Je ne comprends donc pas ce que la plaque européenne ou les exportations viennent faire ici.

M. Laurent Michel. Si vous exportez plus, vous substituez davantage d’énergies décarbonées à des énergies carbonées sur la plaque européenne. L’effet en termes de coût de la tonne de CO2 évitée est relativement faible au niveau français, mais il est plus important à l’échelle européenne.

Je rappelle que nous ne nous projetons pas uniquement à 2020 et que nous nous inscrivons aussi dans la perspective d’un mix électrique pour 2035 et 2050. Il existe évidemment de nombreuses opinions sur le meilleur mix décarboné. Je suis quant à moi persuadé que nous devons soutenir le développement des énergies renouvelables, sans exclure toutefois une option nucléaire, légitime et possible. L’un des moyens de faire baisser les prix est de préparer plusieurs options de mix électrique décarboné.

M. le président Julien Aubert. Il ne s’agit pas tant du nucléaire que de la manière dont nous construisons notre budget. On a l’impression que ce budget est infini et que l’on jongle avec les milliards d’euros. On sait bien pourtant que les choses ne sont pas si simples quand il faut prélever cet argent sur les Français. Je ne sais pas quelle trajectoire de la « taxe carbone » est prise comme hypothèse dans la PPE, mais je rappelle que cette taxe est aujourd’hui gelée. D’où ma question sur la méthodologie que vous utilisez, puisque vous avez souligné que, dans le domaine du transport, le coût de la tonne de CO2 évitée était plus élevé. J’en déduis que vous disposez d’éléments pour comparer les différentes politiques de transition énergétique. Pour chacune d’elles, la corrélation entre le coût de la tonne de CO2 évitée et l’objectif environnemental vous conduit à faire des arbitrages financiers par rapport à des objectifs budgétaires réalistes. Quel est le coût global de la PPE ?

M. Laurent Michel. Les dépenses nouvelles engagées – ensemble des EnR, Fonds chaleur et CITE – représentent 40 milliards d’euros, auxquels il faut ajouter 20 milliards pour la rénovation, hors logement social, et 10 milliards pour le transport. Le coût global de la PPE s’élève donc à environ 80 milliards d’euros, hors investissements dans les départements d’outre-mer (DOM), péréquation et chèque énergie.

M. le président Julien Aubert. La PPE prévoit l’augmentation des dépenses en matière de transition énergétique. Pouvez-vous nous préciser quel sera précisément le montant de cette augmentation ? À combien ces dépenses s’élevaient-elles en 2018 ?

M. Laurent Michel. En dépenses publiques, elles représentaient un peu plus de 11 milliards d’euros en 2018. Elles atteindront progressivement un montant de 12 à 13 milliards par an, puis redescendront à 6 à 8 milliards quand les EnR seront beaucoup moins chères.

M. le président Julien Aubert. Nous dépensons donc aujourd’hui 11 milliards d’euros pour la transition énergétique, dont environ 6 milliards pour les EnR et le reste pour le transport et le logement. La PPE prévoit une augmentation de ce volume, puis une baisse, mais la répartition des sommes entre le logement, le transport et les énergies renouvelables restera globalement identique : 50 % des dépenses publiques pour le soutien aux EnR, 50 % pour le transport et le logement.

M. Laurent Michel. À court terme, c’est bien cela. Une réorientation interviendra vers la fin de la PPE quand les prix des EnR auront baissé, parallèlement à la montée du biogaz, vecteur important de décarbonation.

M. le président Julien Aubert. Tous ces sujets sont pour vous évidemment très familiers, mais ils le sont moins pour nous et je cherche à comprendre la logique. La PPE fixe donc un horizon de dix ans pendant lesquels l’effort budgétaire pour la transition énergétique augmentera de quelques milliards par an. À la fin de la période, une fois passé le pic des EnR, une partie des dépenses publiques sera rebasculée sur les autres politiques.

M. Laurent Michel. Elle le sera en pourcentage. À l’intérieur des EnR, une bascule est également prévue, avec l’augmentation progressive du fonds chaleur et du biogaz, celui-ci représentant 8 milliards d’euros sur la période.

M. le président Julien Aubert. Nous partons d’une situation structurelle où les énergies électriques bénéficient du soutien le plus important.

M. Laurent Michel. Certes, mais l’effort sur le biogaz est considérable. Derrière les chiffres bruts et l’inertie des soutiens existants, il y a des réallocations importantes dans les décisions nouvelles.

M. le président Julien Aubert. On nous dit que le photovoltaïque est devenu concurrentiel, que ce secteur est désormais une industrie et que les prix baissent. La logique européenne et française est d’interdire le soutien aux industries pour ne pas fausser la concurrence. Si les énergies renouvelables électriques sont arrivées à maturité, pourquoi ne pas arrêter tous les soutiens ? Cet argent pourrait être rebasculé plus rapidement, et pas dans sept ou huit ans, sur d’autres secteurs pour lesquels le coût de la tonne de CO2 évitée est plus faible.

M. Vincent Thiébaut. Je vois où veut en venir le président, mais le sujet du nucléaire ne doit pas être examiné du seul point de vue de la décarbonation. Il faut également prendre en compte l’impact et le coût de la dénucléarisation.

M. le président Julien Aubert. Je ne parlais pas du nucléaire. J’aimerais, si possible, entendre la réponse de la DGEC.

M. Laurent Michel. Certaines filières matures approchent en effet de la compétitivité. Le mécanisme d’appel d’offres le révélera et permettra de diminuer les besoins de subventions. Toutefois, interrompre dès maintenant le soutien aux énergies renouvelables électriques mettrait un coup d’arrêt à ces filières en cassant les processus industriels de montée en puissance.

M. le président Julien Aubert. Sans parler de l’éolien, les acteurs du solaire nous disent que leur filière est compétitive. C’est comme pour le vélo : on retire les petites roues à l’arrière quand l’enfant est capable de pédaler tout seul. Vous me dites qu’on ne peut pas retirer les petites roues aux filières des énergies renouvelables. C’est donc qu’elles ne sont pas compétitives.

M. Laurent Michel. Merci de bien vouloir me laisser terminer. Vous me permettrez de ne pas vous servir la soupe et de vous faire une réponse franche.

Les filières avancent effectivement, à des marches différentes, vers la compétitivité. Il arrivera un moment, plus ou moins proche selon leur secteur et les types de projet qu’elles choisiront de développer, où elles pourront se passer de subventions. Une autre forme de régulation que le tarif d’achat, de type garantie plancher, sera peut-être alors mise en place.

Dans le solaire, pour le photovoltaïque au sol, nous ne sommes plus très loin de ce moment. Nous devrions y arriver d’ici deux à cinq ans, en fonction de la nature des projets, mais aussi de la taille de ceux qui seront choisis, les plus gros étant les moins coûteux.

Dans le bâtiment, il faudra attendre plus longtemps, les coûts d’implantation étant plus élevés. Dans l’éolien, les appels d’offres seront un bon indicateur, mais nous n’en aurons pas besoin probablement d’aides pour le repowering. L’éolien en mer dépendra beaucoup des endroits et du vent. Comme dans d’autres pays, le nombre de parcs pour lesquels aucune subvention ne sera nécessaire pourrait rapidement augmenter en France. Seuls les appels d’offres le diront. Quand l’éolien en mer aura atteint un coût peu élevé, des appels d’offres inverses seront organisés : l’État, propriétaire du domaine public maritime, demandera aux acteurs d’installer un champ à tel ou tel endroit, et touchera des redevances.

Cette question nécessite donc un pilotage fin. On ne peut pas décider de manière uniforme d’arrêter les subventions dans tous les secteurs. Le jour où cela paraîtra possible pour l’un d’eux, un cadre clair et lisible devra être donné aux acteurs afin d’éviter les phénomènes de précipitation visant à profiter au maximum des subventions publiques.

Nous devons prendre garde à ne pas interrompre trop tôt les subventions, ce qui nuirait aux dynamiques des filières et les empêcherait d’émerger. Il est difficile, quand une filière a été stoppée dans son développement, de la faire redémarrer. Veillons à ne pas nous retrouver dans une situation où nous ne saurions plus faire notre mix électrique et où nous aurions mis tous nos œufs dans un seul panier, celui du nucléaire. Le nucléaire a toute sa place dans la réflexion, mais il doit se concevoir dans un ensemble de filières et dans le cadre d’un mix équilibré.

Ceux qui seront en charge de la prochaine PPE seront directement confrontés à ces questions. Quand et comment arrêter les dispositifs de subvention ? De manière transitoire ou avec une garantie des prix en cas de circonstance exceptionnelle, l’effondrement du marché par exemple ?

M. le président Julien Aubert. Avez-vous pris en compte, dans la PPE, la question de la décroissance marginale du rendement liée à la localisation ? Compte tenu de l’épuisement progressif des sites les plus favorables au solaire et à l’éolien, les nouvelles capacités seront implantées dans des endroits plus éloignés des centres de consommation. Comment avez-vous intégré cette dimension spatiale dans le rendement économique ?

M. Laurent Michel. Le solaire n’est pas confronté à cette question. En revanche, une décision politique devra être prise pour choisir entre le maintien de la politique de ciblage sur des sites non dégradés, limitant au maximum l’utilisation de sites naturels, ou l’installation de plus grosses centrales, avec les inconvénients que cela représente en termes d’utilisation des terres agricoles notamment. Il n’y a cependant pas de problème de ressource dans le solaire comme cela peut être le cas avec le vent.

Dans notre équation économique, nous sommes restés bien en deçà des potentiels techniques des parcs éoliens terrestres et nous avons pris en compte, de manière statistique, les questions d’acceptabilité. Le progrès des technologies, à tailles égales d’éoliennes, engendre des puissances et des rendements meilleurs sur les sites existants. Nous avons donc intégré le repowering dans l’augmentation de puissance.

Dans l’éolien offshore, les spots sont très isolés. L’extension des futurs parcs sera un axe important du développement de la filière. Les six premiers parcs des appels d’offres 1 et 2 sont destinés à être un jour étendus, si bien sûr ils donnent satisfaction sur tous les critères. Les extensions permettent, dans les mêmes conditions de vent, d’énormes économies d’échelle sur le raccordement et les sous-stations. Sur la durée de la PPE, les prévisions pour l’éolien offshore ne soulèvent pas de problème de ressource en vent.

M. le président Julien Aubert. Est-il possible de calculer l’impact carbone du nucléaire, de l’éolien et du solaire, à méthodologie et durée de vie équivalentes ? Il serait intéressant de comparer le CO2 émis lors du démantèlement et du renouvellement des parcs éoliens et solaires aux émissions d’un actif nucléaire pendant toute sa durée de vie, de manière à obtenir la même unité de compte. Quand on parle d’investissement et d’impact CO2, les durées de vie des installations considérées sont souvent différentes.

Une étude du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a montré que le nucléaire était quatre fois moins émetteur de gaz à effet de serre que le solaire, mais je ne sais pas si cette évaluation portait sur la durée de vie d’un actif nucléaire. Nous butons souvent sur des questions méthodologiques. Existe-t-il un cadre de référence permettant de comparer les coûts et l’impact carbone sur une durée de vie commune ?

M. Laurent Michel. Sur l’impact carbone, il existe en effet des valeurs de référence. Elles émanent de divers organismes, parmi lesquels l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Il faut, vous avez raison, comparer ce qui est comparable, mais inclure également le démantèlement du nucléaire et la gestion de ses déchets.

Ce sont des sujets sur lesquels nous travaillons. On entend un peu tout et son contraire, dans des approches parfois sujettes à caution. Les coûts doivent également être examinés en fonction de durées de vie objectives des installations. Il faut distinguer, en outre, le coût de production et le coût de soutien. La centrale nucléaire britannique d’Hinkley Point sera soutenue pendant trente-cinq ans à un certain prix, celui-ci étant distinct de son coût si elle fonctionne pendant soixante ans.

Pour le nucléaire, l’une des questions qui se posera à l’avenir sera justement de savoir quelle durée de vie raisonnable on choisira et quel coût de soutien sera nécessaire.

M. le président Julien Aubert. Serait-il possible de disposer d’une comparaison, sur la même durée de vie, entre le nucléaire - construction, démantèlement, déchets, impact carbone, coût –, l’éolien, le photovoltaïque et les autres énergies non électriques ? Cela nous permettrait d’identifier les avantages et les inconvénients des uns et des autres en termes d’impact carbone et de coût.

M. Laurent Michel. Nous pouvons vous fournir une synthèse de la littérature, mais pas de nos travaux, car ils débutent. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a mené différentes études, qui donnent des repères utiles. Il faut toutefois rester prudent s’agissant des projections de coûts des diverses filières à 2030. On peut déterminer le coût du nucléaire existant, mais il n’est pas reproductible. Le coût du nouveau nucléaire sera différent. Il est en cours d’évaluation.

M. le président Julien Aubert. Quel était le montant de l’investissement engagé par EDF pour la construction des 58 réacteurs du parc nucléaire historique ?

M. Laurent Michel. Nous devrions pouvoir retrouver ce chiffre, mais il n’est pas représentatif des coûts actuels.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les études et les chiffres des années 1980 ne sont peut-être pas une référence très fiable.

M. le président Julien Aubert. Je ne demande pas le coût de la construction du Palais Bourbon ! Il devrait bien être possible de savoir combien nous avons dépensé, il y a quarante ans, pour construire Gravelines ou Tricastin. On m’avait donné le chiffre de 90 milliards d’euros courants, mais je ne sais pas s’il est exact. Nous avons déjà engagé 95 milliards d’euros pour les EnR, ce qui fait réfléchir. Reste que le coût de construction du parc historique, une fois prise en compte l’inflation, serait sans doute bien supérieur à 90 milliards d’euros et approcherait sans doute plutôt les 400 milliards. En tout état de cause, ce chiffre nous donnerait un premier élément de comparaison.

Je ne vois pas d’autres questions. Nous levons donc la séance en vous remerciant, monsieur le directeur général.

L’audition s’achève à vingt et une heures.

*

7. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), accompagné de M. Dominique Jamme, directeur général adjoint, M. Julien Janes, directeur adjoint à la direction du développement des marchés et de la transition énergétique et de Mme Olivia Fritzinger, chargée des relations institutionnelles (4 avril 2019)

L’audition débute à neuf heures.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons aujourd’hui M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), accompagné de M. Dominique Jamme, directeur général adjoint, de M. Julien Janes, directeur adjoint du développement des marchés et de la transition énergétique, et de Mme Olivia Fritzinger, chargée des relations institutionnelles.

Notre commission d’enquête se devait d’auditionner les responsables de l’autorité en charge de veiller au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz, ouverts à la concurrence depuis 2007, dans un cadre régulé.

Même si la date en a été fixée bien à l’avance, cette audition paraît d’autant plus opportune qu’elle intervient alors que la délibération de la CRE, en date du 7 février, fait l’actualité : il est proposé au Gouvernement d’augmenter de 5,9 % les tarifs réglementés de l’électricité, et ce, avant le mois de juin.

La hausse proposée serait lourde de conséquences, puisqu’elle concernerait plus de 25 millions de foyers, dans un climat social marqué par les problèmes de pouvoir d’achat, et qu’elle poserait une nouvelle fois la question de l’acceptabilité des politiques de transition énergétique, au centre des réflexions de cette commission d’enquête. En dépit d’une certaine confusion au niveau gouvernemental, il semble « acté » que cette augmentation surviendra « pendant l’été », selon le propos de François de Rugy, et qu’elle tiendra compte de l’évaluation de la CRE.

Monsieur le président, monsieur le directeur général adjoint, vous voudrez bien nous rappeler dans quel cadre juridique et selon quelle méthodologie vos travaux aboutissent à préconiser une telle augmentation. Plus précisément, en quoi l’émergence des énergies renouvelables – EnR – a-t-elle des effets haussiers sur les prix de l’électricité ?

L’Autorité de la concurrence, que nous auditionnerons ce matin, a exprimé dans son avis du 27 mars son désaccord avec vos méthodes de calcul. Vos conceptions sur la nature et le rôle du dispositif de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) paraissent peu compatibles.

L’ARENH permet aux fournisseurs alternatifs d’obtenir auprès d’EDF des volumes d’électricité à des prix garantis qui, dans certaines situations de marché, sont particulièrement avantageux.

Ce désaccord était déjà perceptible dans un précédent avis de l’Autorité de la concurrence, en date du 21 janvier, relatif à un projet de décret réformant l’ARENH. Il y est reproché à la CRE de faire la « part belle » aux fournisseurs alternatifs – dont nous entendrons les représentants cet après-midi – et de ne pas restituer aux petits consommateurs les bénéfices d’un parc nucléaire historique compétitif. La transition énergétique actuelle prévoyant la diminution progressive de ce parc, nous entendrons avec intérêt vos projections et nous ne doutons pas que vous saurez trouver devant notre commission les arguments pour répondre à ces critiques.

Nous vous interrogerons aussi sur le fonctionnement du marché du gaz, qui n’est pas régi par un dispositif semblable à l’ARENH. Les nouvelles sont parfois bonnes : une baisse de 1,9 % des tarifs de vente réglementée, qui concerne 4 millions de clients, est survenue le 1er avril.

Nous ne pourrons pas faire ce matin le tour de tous les sujets sur lesquels travaille la CRE au titre de la transition énergétique. Toutefois, nous aimerions connaître les motifs qui ont conduit la CRE à engager un audit du système des certificats d’économie d’énergie (CEE), dont le coût pèse de plus en plus sur la facture des ménages. De son côté, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) se lance, plutôt tardivement, dans un « bilan approfondi et factuel du dispositif ». Avez-vous l’intention de vous rapprocher de l’ADEME pour ce travail indispensable ? Que pensez-vous de l’évaluation qui avait été réalisée par la Cour des comptes ?

Enfin, vous nous donnerez votre opinion sur le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) et sur la façon dont il intégrera les évolutions issues des récentes négociations sur l’éolien en mer.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment.

(Les personnes auditionnées prêtent successivement serment.)

Monsieur Carenco, vous avez la parole pour un exposé liminaire.

M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Merci de nous accueillir. Vous l’avez dit, la délibération de la CRE fait l’actualité. Je formulerai ainsi les choses : moi, je ne donne pas le prix du kilo de bananes ! Je m’en tiens à mon secteur et je n’empiète pas sur le terrain du voisin ; l’avis de l’Autorité de la concurrence, que je respecte en tant qu’autorité indépendante, n’avait pas été demandé, il est ultra petita. C’est tout ce que j’ai à dire sur cette affaire, que j’ai mal vécue. Pour moi, l’incident est clos.

Je souhaite débuter mon propos en mettant en lumière les caractéristiques du système énergétique, dans l’optique de la transition énergétique. Il est convenu que celle-ci passe par le développement des énergies renouvelables. Mais à mon sens, elle devrait passer par la baisse de la consommation, car elle seule permettrait d’éviter les « violences environnementales ».

Il ne faut pas s’y tromper : grâce au mix énergétique décarboné, composé principalement de nucléaire et d’hydroélectrique, nous bénéficions déjà de faibles émissions de CO2 et d’un prix de l’électricité maîtrisé. Vous le savez, nous émettons six fois moins de CO2 que nos voisins allemands et le prix de l’électricité pour un consommateur résidentiel moyen est de l’ordre de 180 euros par mégawattheure (MWh), contre 300 euros en Allemagne.

Le développement des énergies renouvelables (EnR) électriques ne sert donc pas à réduire les émissions de CO2. Il faut le rappeler, car on dit beaucoup de mensonges à ce sujet, et encore récemment à la télévision. Cela n’a aucun sens et procède d’une forme de populisme idéologique. Pourtant, le développement des EnR est indispensable pour répondre à l’enjeu de la diversification. À moyen et long termes, la compétitivité relative des filières est totalement incertaine. Les EnR, le photovoltaïque et l’éolien en tête, ont réalisé d’importants gains de performance ces dix dernières années et se développent partout dans le monde, au point que ce qui pouvait passer pour une chimère devient une option crédible pour le mix énergétique. Je suis convaincu que le prix à la production des énergies se situera demain dans une bande comprise entre 60 euros et 80 euros le MWh.

Dans le même temps, l’industrie nucléaire soulève la question, aujourd’hui non résolue, de la gestion des déchets et fait l’objet d’exigences environnementales croissantes de la part de la population et de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Nous ne pouvons pas continuer à dépendre à 75 % d’une seule et même filière de production, alors que les coûts se rapprochent et que l’énergie nucléaire devrait voir ses coûts de production augmenter.

Il est donc logique de réduire progressivement la part du nucléaire pour lui substituer des EnR – qui ne produisent pas de déchets. C’est la raison pour laquelle, je suis, à titre personnel, favorable à la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui enclenche cette réduction de manière résolue et raisonnable. L’avenir ne peut pas être de produire en permanence des déchets nucléaires que nous ne savons pas traiter !

Le développement des EnR soulève des questions de coûts, de délais, de techniques, mais nous devons le faire, évidemment au meilleur coût pour la collectivité, sans sacrifier les atouts du système électrique que sont le coût à la production, la sécurité et la qualité des approvisionnements. Ce dont la CRE est comptable, me semble-t-il, c’est la garantie pour le consommateur, industriel ou domestique, du prix, de la qualité et de la sécurité.

Le développement des énergies renouvelables repose aujourd’hui encore sur le soutien des pouvoirs publics. Des erreurs de politique se sont révélées coûteuses, j’y ai moi-même participé en tant que directeur de cabinet d’un ministre. Cela a donné lieu à la bulle photovoltaïque, en 2010 notamment. Le prix du MWh était de 600 euros ; il est aujourd’hui de 48 euros. La définition d’un cadre adapté et efficace assure un meilleur usage des ressources publiques et je regrette qu’à l’époque, la CRE n’ait pas joué un rôle de garde-fou.

La CRE évalue le montant prévisionnel des charges imputables aux missions de service public, intégralement compensées par l’État, dans les conditions prévues à l’article L. 121-9 du code de l’énergie ; elle détermine le montant des reversements effectués au profit des opérateurs qui les mettent en œuvre. C’est à ce titre que la CRE participe, aux côtés de votre collègue Richard Lioger, au comité de gestion des charges publiques.

Jusqu’en 2015, c’est la contribution au service public de l’électricité (CSPE) qui permettait de compenser les charges du service public de l’électricité. Elle a fait l’objet d’une refonte et est devenue un instrument fiscal banal, un impôt comme un autre, dont le législateur fixe le montant sur proposition du ministre de l’économie et des finances – 22,5 euros par MWh. On confond souvent l’ancienne CSPE et la nouvelle CSPE.

Aux termes de la loi de finances rectificative de 2015, les charges de service public de l’énergie imputables au développement des énergies renouvelables sont désormais financées par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » (CAs TE), qui n’est plus alimenté par la CSPE, mais par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre, comme la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) ou la taxe intérieure sur le charbon.

La CRE est aussi chargée de mettre en œuvre la politique de soutien à la production d’électricité. À ce titre, elle émet un avis sur les arrêtés fixant les tarifs, plus élevés, de l’énergie produite par les petites installations valorisant des déchets ménagers ou des énergies renouvelables.

Enfin, si les capacités de production ne répondent pas à la programmation, le ministre recourt à des appels d’offres. La CRE, pour des raisons qui m’échappent, n’est plus chargée de ces appels d’offres ; elle n’émet qu’un avis sur le modèle du cahier des charges, puis instruit les réponses. Ainsi, la CRE rendra son avis au début du mois de mai sur les installations éoliennes en mer au large de Dunkerque.

La CRE considère que les appels d’offres sont les vecteurs les plus efficaces pour le soutien public aux filières matures : ils permettent d’adapter le soutien public aux besoins de chaque projet et offrent aux pouvoirs publics le moyen de contrôler le rythme de développement.

Aujourd’hui, le soutien public est basé sur le système dit « marché + primes » : sur un prix de 100 euros garanti, si le marché est à 60 euros, la prime est à 40 euros ; si le marché est à 50 euros, la prime est à 50 euros. Mais si le marché est à 110 euros, alors le titulaire de l’appel d’offres doit rembourser les 10 euros. Le collège de la CRE estime que c’est le meilleur système, après appel d’offres, car il est vertueux.

Cela dit, les appels d’offres ne sont pas la panacée, car ils ne peuvent fonctionner sans concurrence. Or les appels d’offres sont programmés pour les cinq ans à venir, en indiquant tous les six mois le volume, ce qui empêche la concurrence de jouer. Je suis donc opposé à l’idée que les calendriers et les quantités soient fixés une fois pour toutes.

La part du photovoltaïque dans la consommation est de 2 %. C’est peu, et vous avez raison, monsieur le président, de mettre en regard le coût et le développement de cette EnR. Mais la croissance est rapide : au 30 septembre 2018, nous avions 8,4 gigawatts-crête installés, contre 6,8 fin 2016. La CRE estime que la filière est compétitive. Elle a recommandé que des projets de grande taille soient développés pour faire baisser les prix. Le Gouvernement va lancer des appels d’offres portant sur des installations de plus de 30 mégawatts (MW), ce qui semblait autrefois indépassable.

Il est vrai qu’il faut prendre garde à ne pas exploiter les terres agricoles. Mais il existe suffisamment de bases militaires et de terrains industriels qui offrent de grandes surfaces. Sur 100 hectares, le prix de production ne sera pas le même que sur un toit de 12 mètres carrés. Cela paraît une évidence, mais on a mis du temps à le comprendre. Le prix du MWh, sur les installations les plus vertueuses est de 48 euros, soit en dessous du nucléaire, tous coûts confondus ! La filière française est compétitive, puisque les coûts de production en Allemagne se situent entre 40 et 70 euros le MWh.

Nous devons nous interroger sur le pourquoi du comment des petites installations photovoltaïques. Leur objet n’est pas de fournir beaucoup d’électricité pour pas cher ; ce n’est pas pour autant qu’il ne fallait pas les soutenir.

Pour ce qui est de l’éolien terrestre, le dernier appel d’offres a fait émerger des projets à 65 euros le MWh, toujours dans cette bande comprise entre 60 et 80 euros le MWh. Le véritable enjeu de l’éolien terrestre, c’est le repowering – la reconception du parc – et le revamping – le remplacement des machines.

En 2021-2022, nous parviendrons au terme de la contractualisation pour les premières éoliennes. En lieu et place des mats de 1,5 MW, on peut installer des mats de 3, voire de 6 MW. Il sera donc possible de produire, sur la même surface, deux à trois fois plus d’électricité. Je plaide pour que les appels d’offres de repowering soient différents des appels d’offres portant sur des installations nouvelles.

Je prône aussi un retour au marché, au-delà de la période de quinze ou vingt ans prévue par le système. Il n’y a pas de raison de continuer à soutenir les éoliennes une fois qu’elles sont amorties. Il faut composer avec le lobby anti-éolien, assez fort en France, où l’on est souvent contre tout, mais il faut aussi mettre un terme à l’obligation d’achat. Enfin, il faut que nous parvenions à sortir de la situation inédite de blocage dans laquelle se trouve l’éolien terrestre, en l’absence d’autorité environnementale.

Sur l’éolien en mer, les appels d’offres ont été lancés en 2011 et 2013. La décision avait été prise par le Premier ministre avant 2010 – j’étais alors directeur de cabinet du ministre de l’environnement. Nous sommes en 2019 : si cela continue ainsi, nous aurons un musée des projets…

Oui, l’éolien en mer a un coût. M. Gérard Rameix, chargé de piloter les discussions, a bien travaillé et la CRE a été sollicitée. Nous avons obtenu une baisse de l’enveloppe de 25 % : d’une part, les coûts de raccordement, qui devaient être pris en charge par le titulaire du marché, seront désormais financés via le TURPE ; d’autre part, nous avons obtenu une diminution des prix. Cette baisse de 25 % n’est pas négligeable : le coût du MWh atteindra 150 euros, ce qui était prévu initialement. Disons la vérité, cela est dû au retard qui nous est imputable collectivement, aux atermoiements, à l’extrême complexité des procédures. Mais sur les installations au large de Dunkerque, nous avons tiré les conséquences et le coût du kilowatt sera raisonnable, ce qui en surprendra plus d’un.

Les power purchase agreement (PPA) – contrats d’achat à long terme entre un producteur et un utilisateur – demeurent encore embryonnaires en France. Ils doivent être développés.

Je veux évoquer avec vous le stockage. Ce n’est pas seulement un moyen de pallier l’intermittence, qui est le propre des énergies renouvelables. Son intérêt est surtout de permettre la flexibilité, absolument indispensable à notre réseau. Dans le système électrique français tel qu’il est, avec notamment beaucoup de chauffage électrique, et un excellent opérateur de transport, Réseau de transport d’électricité (RTE), que je salue au passage – la flexibilité suppose des interconnexions avec l’étranger, de l’interruptibilité, des capacités d’effacement et de stockage. La CRE rappelle cette double utilité du stockage et préconise des investissements dans ce domaine. Nous avons lancé un appel à réflexion en ce sens.

Un dernier mot sur les zones insulaires non interconnectées (ZNI), où le risque est celui de la surcapacité de production. La CRE s’investit dans les PPE et refuse de compenser les charges de service public si elles ne sont pas inscrites dans les programmations. Nous discutons fermement avec les autorités territoriales compétentes pour éviter que les PPE ne prévoient des absurdités écologiques – importer de Marseille de l’huile de palme en Guadeloupe, ou encore du bois en Guyane –, qui bien souvent conduisent à produire une électricité inutile.

M. le président Julien Aubert. Il reste un mystère que vous n’avez pas résolu. Nous sommes tous d’accord pour dire que les prix de l’électricité ont fortement augmenté ces dernières années et que le TURPE, que vous avez à peine évoqué, fait débat.

Vous avez parlé d’une baisse de 25 % sur l’éolien en mer, sans préciser qu’un cadeau avait été fait aux opérateurs : le raccordement à RTE, qui devait être à leur charge, sera financé via le TURPE, intégré à la facture d’électricité. Il existe donc bien un lien entre le développement des énergies électriques vertes et le prix de l’électricité.

Ce que je ne comprends pas, c’est que, lorsque l’on a ouvert le marché de l’électricité à la concurrence, les prix, au lieu de baisser comme promis, ont augmenté. Je vois trois raisons à cela : soit il existe un défaut systémique en France qui fait que la concurrence fait augmenter les prix ; soit on s’est servi du nucléaire pour tracter le développement des énergies renouvelables, et les cadeaux divers et variés finissent par provoquer une augmentation substantielle des prix de production ; soit le développement des EnR, qui sont plus chères à la production, a eu un effet massif au plan européen, et provoqué une augmentation des prix de gros.

Pourriez-vous nous expliquer comment nous en sommes arrivés là ? Alors que nous faisons face à une crise majeure et que les Français nous disent qu’ils en ont assez de payer des factures, les prix de l’électricité vont encore augmenter sensiblement. Comment l’expliquer à nos concitoyens ? Certes, la diversification énergétique est un objectif. Mais que fait-on du pouvoir d’achat ? Pouvez-vous expliquer le lien, dans la structuration des coûts, entre le prix de l’énergie verte et le prix payé par le consommateur ?

M. Jean-François Carenco. En 2017, le prix de l’électricité en France était de 169 euros le MWh pour le client ; il était de 304 euros en Allemagne et au Danemark, de 230 euros en Espagne, de 186 euros à Chypre et de 180 euros au Royaume-Uni. En 2018, le prix a augmenté partout en Europe, de 10 % en Belgique, de 3,3 % en Allemagne, de 8 % en Espagne et en Italie. Nous proposons une augmentation de 5,9 %.

Le prix de l’électricité est constitué de trois éléments : le coût de la production, le coût du transport et de la distribution, les impôts et taxes. Leurs parts respectives sont de plus en plus inégales, puisque le coût de la production pèse de moins en moins, mais que, parallèlement, le TURPE, qui finance le transport et la distribution, augmente. Cela constitue une difficulté.

Néanmoins, je continue à défendre l’idée selon laquelle il faut faire du renouvelable, parce qu’à terme on ne peut pas continuer à dépendre à 75 % du nucléaire. C’est impossible, ni les Français ni l’ASN ne le permettront.

Cette évolution va nous faire passer d’un système composé d’une centaine de lieux de production – dix-neuf sites nucléaires, quelques grands barrages, quelques grandes usines – à un autre qui en compte de centaines de milliers, voire des millions. Vous mesurez l’ampleur du défi, et c’est ce qui amène la CRE à considérer l’autoconsommation avec circonspection. Cette attitude nous est reprochée, mais rappelons que l’autoconsommation induit une importante extension des réseaux, et qu’elle repose sur une inégalité territoriale. Il fait beau dans le Sud, cela ne doit pas dispenser de payer les taxes sur l’électricité !

Les impôts et taxes constituent le premier élément du prix de l’électricité, et nous nous contentons d’appliquer les décisions prises par le législateur en ce domaine.

Transport et distribution constituent le deuxième élément du prix. Le TURPE est cher, et il augmente, par facilité, mais aussi dans un souci de diversification et par mesure de prudence. Je tiens à saluer la qualité du dialogue que nous entretenons avec les régulés : nous les supervisons, nous les rencontrons souvent, et nous essayons de mettre en place des systèmes incitatifs.

Le troisième élément du prix, ce sont les coûts de production. Les tarifs réglementés de vente (TRV) d’électricité concernent la production. La CRE ne fait qu’appliquer la loi – ce qui semblera peut-être étrange en ces temps…

La réglementation sur cette question est nationale et européenne, et curieusement, le mot « Europe » ne figure pas dans le rapport de l’Autorité de la concurrence. Le marché intérieur de l’énergie est totalement intégré, et nous nous en portons très bien puisque nous exportons 15 % de notre production électrique et que nous importons seulement 5 % de notre consommation. Notre balance commerciale est nettement positive, et nous le devons à l’Europe. Les 5 % que nous importons correspondent à ce que j’ai qualifié de « flexibilités », au-delà de l’interruptibilité. Je salue à cet égard la décision de RTE, annoncée le 13 janvier dernier, de mettre en œuvre cette interruptibilité. Le système nous coûte 90 millions d’euros par an, et il a marché.

J’en viens à la réponse à votre question, monsieur le président, mais il fallait la replacer dans le tableau d’ensemble. Comment se décomposent les 5,9 % de hausse des tarifs ? Premièrement, les coûts commerciaux, les CEE et le TURPE ne participent pas de cette hausse. Les marges ont été réduites afin de compenser les CEE, pour une somme nulle.

C’est la composante du prix liée aux capacités de production qui a fortement augmenté. La flexibilité impose aux producteurs de garantir qu’en cas d’incident ou de surconsommation, ils sont capables de fournir des capacités de production supplémentaires. On finance donc des capacités de production qui servent uniquement à garantir la sécurité des approvisionnements, et c’est très récent. Dans la hausse annoncée, 2,20 euros TTC par mégawattheure sont dus à l’augmentation de la capacité, soit 1,3 point sur les 5,9 %.

Les 4,6 points restants sont dus à la production. Considérons séparément le marché normal et l’effet du plafonnement de l’ARENH. Le fonctionnement normal du marché induit une hausse de 2,4 points de pourcentage du TRV, et de 2,2 points de l’ARENH.

Le marché est tendanciellement à la hausse depuis quelque temps, après avoir été structurellement à la baisse.

M. le président Julien Aubert. Les 5,9 % de hausse sont donc dus à l’augmentation de la capacité pour 1,3 point ; pour 2,4 points à l’évolution du marché et pour 2,2 points à l’ARENH.

Procédons par étapes. Vous nous avez dit que les augmentations de capacités de production, responsables de 1,3 point de hausse, étaient très récentes. Mais de mémoire, la facture d’électricité a augmenté de 30 % à 40 % en dix ans.

M. Jean-François Carenco. Je vais vous donner les augmentations précises des tarifs de l’électricité. Prenons le cas du tarif bleu résidentiel : il a augmenté de 3 % le 15 août 2010 ; de 1,7 % en juillet 2011 ; de 2 % en juillet 2012 ; de 5 % en 2013 ; de 2,5 % en novembre 2014 ; de 2,5 % au 1er août 2015 ; puis il a baissé de 0,5 % le 1er août 2016 avant d’augmenter de 1,7 % le 1er août 2017 ; de 0,7 % le 1er février 2018 ; puis de baisser de 0,5 % le 1er août 2018. Et nous préconisons maintenant une hausse de 5,9 %.

Je ne sais pas à combien abouti ces hausses combinées, je vous donne le détail des chiffres.

Mme Laure de La Raudière. Les pourcentages ne s’additionnent pas, donc ces hausses peuvent faire un total de 35 % sur dix ans.

M. le président Julien Aubert. L’explication que vous donnez pour la hausse en 2019 vaut-elle également pour les hausses précédentes ? Pouvons-nous considérer que ce sont ces trois facteurs qui jouent, ou qu’il y a une autre tendance ?

M. Jean-François Carenco. Oui, il y a une autre tendance à l’œuvre. Ni l’augmentation des capacités, ni l’ARENH n’entraient en jeu.

M. le président Julien Aubert. Seule l’évolution du marché explique donc ces hausses ?

M. Dominique Jamme, directeur général adjoint de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Non, c’est surtout l’évolution des taxes. Même si aujourd’hui, la contribution au service public de l’électricité (CSPE) est gelée à 22,50 euros par MWh et ne vient plus compenser le surcoût des énergies renouvelables, car la mécanique budgétaire a changé, il faut se rappeler qu’elle était de 3 euros il y a une dizaine d’années. Une part très importante des hausses s’explique donc par les taxes.

Mme Laure de La Raudière. Les taxes pour les énergies renouvelables…

M. Jean-François Carenco. Non, la CSPE ne finançait pas uniquement les énergies renouvelables, la péréquation pour les ZNI représente 2 milliards d’euros, auxquels s’ajoutent la cogénération et une composante sociale. Mais la majeure partie des hausses de tarif au cours des dix dernières années tient aux taxes.

M. le président Julien Aubert. Et une large partie des taxes finance les énergies renouvelables. Savez-vous dans quelle proportion ?

M. Jean-François Carenco. En gros, deux tiers de la CSPE vont aux énergies renouvelables.

Mme Laure de La Raudière. Les deux tiers de l’augmentation ?

M. Jean-François Carenco. Non, les deux tiers de la masse.

M. le président Julien Aubert. Pour résumer : 66 % des hausses de tarif passées sont liées à la part de la CSPE consacrée aux énergies renouvelables. En 2019, la hausse ne tient plus aux taxes, mais à la hausse des capacités de production, au marché et à l’effet rationnement de l’ARENH.

Lorsque vous parlez des capacités de production, vous parlez bien des capacités à fournir de l’électricité au moment du pic de consommation ? Et c’est un des problèmes, car les EnR sont, par définition, intermittentes.

M. Jean-François Carenco. Nous ne faisons pas de certificats de capacité pour régler le problème des intermittences. Les certificats de capacité sont faits pour les situations de pics de production, ou en prévision des révisions de certaines centrales nucléaires. Mais nous ne faisons pas de certificats de capacité pour les 2 % d’électricité d’origine solaire.

M. le président Julien Aubert. Pourquoi, en ce cas, est-ce apparu récemment ?

M. Dominique Jamme. C’est prévu par la loi. Le dispositif a été validé par le Parlement, au moment où les prix sur les marchés étaient extrêmement bas. Le souci était simplement d’assurer la sécurité d’approvisionnement, car en France comme en Europe, on a assisté à des fermetures et des mises sous cocon de centrales à charbon et à gaz. De fait, la production permettait de supporter un hiver normal, mais pas un hiver froid. C’est ce que l’on appelle en anglais le missing money : l’activité de production connaissait un déficit très fort. Pour assurer de façon certaine le passage de la pointe de consommation, RTE a calculé la capacité nécessaire lors des dix jours les plus froids chaque hiver. Une mécanique a ensuite été mise en place pour rémunérer ces capacités supplémentaires.

M. le président Julien Aubert. À l’avenir, si la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique augmente par rapport à celle du nucléaire et que nous n’avons pas de solution de stockage, aurons-nous besoin de capacités de production plus ou moins importantes ?

M. Dominique Jamme. C’est une question pertinente, et délicate. Les énergies renouvelables apportent leur contribution à la pointe, mais c’est une contribution statistique. Si l’on sait que les capacités « dispatchables » telles que le nucléaire, le gaz ou le charbon ont 90 % de probabilité d’être disponibles, ce pourcentage est de 10 % ou 20 % pour l’éolien. Il y a donc une contribution des énergies renouvelables, mais elle est plus faible, et c’est une contribution statistique.

M. le président Julien Aubert. Pour parler très clairement, si le pic de froid a lieu le 5 janvier et qu’il est absolument nécessaire d’avoir de l’électricité, il n’est pas certain que l’ensoleillement ou le vent permette d’en produire.

M. Jean-François Carenco. Exactement, c’est pourquoi ce qui compte, c’est un ensemble de flexibilité. RTE doit équilibrer l’offre et la demande d’électricité à chaque seconde, c’est impossible sans flexibilité. L’interruptibilité est une forme de flexibilité, et elle a été mise en œuvre le 10 janvier dernier. Autre forme d’interruptibilité, l’effacement ne marche pas en France, et il serait intéressant de savoir pourquoi.

J’en viens enfin au rôle de l’ARENH dans la hausse des tarifs. L’ARENH a été fixée à 42 euros le MWh par la loi depuis le début, et plafonnée à 100 térawattheures (TWh). À l’époque, 100 TWh paraissaient inatteignables, alors qu’il n’existait que trois ou quatre fournisseurs alternatifs. Aujourd’hui, on compte 30 ou 40 fournisseurs alternatifs. D’autre part, lorsque la commission Champsaur a décidé de ce tarif, nous étions convaincus que le prix de l’électricité allait monter à 100, voire 200 euros le MWh. Nous imaginions une tendance vers un renchérissement considérable de l’électricité. Nous pensions donc qu’il fallait que tout le monde profite de l’électricité nucléaire à 42 euros le MWh.

Pourquoi le prix de 42 euros a-t-il été finalement retenu ? Il fallait trancher à un moment, ce n’est pas toujours scientifique à la fin.

M. le président Julien Aubert. À l’image des certificats d’économies d’énergie (CEE)…

M. Jean-François Carenco. Exactement. Finalement, nous nous sommes trompés et le prix est resté inférieur à 42 euros, tandis que le nombre de fournisseurs alternatifs a augmenté. Puis arrive un moment où le prix et le nombre de fournisseurs sont tels que 42 euros le MWh n’est plus si cher, ils y trouvent un intérêt. Donc les fournisseurs alternatifs font appel à EDF pour avoir accès à l’ARENH à 42 euros plutôt que de se fournir sur le marché. Le volume soumis à l’ARENH est toujours limité à 100 TWh, mais les fournisseurs alternatifs ont demandé 133 TWh. Que faire pour les 33 TWh manquants ? La loi impose de se fournir sur le marché.

Il existait deux façons de faire pour se fournir sur le marché. Le prix du marché retenu pour le tarif régulé est lissé sur les deux dernières années. Nous aurions pu acheter ces 33 TWh au prix régulé sur le marché, ce qui aurait été un peu moins cher. Mais nous avons décidé de ne pas acheter au prix lissé, nous avons acheté ces 33 TWh en novembre/décembre, lorsque les fournisseurs alternatifs ont eu subitement besoin d’acheter. Le décret auquel nous avions travaillé et en faveur duquel nous avons milité, qui prévoit plusieurs guichets ARENH dans l’année, nous aurait permis d’obtenir un prix plus bas, mais il n’a pas été publié, pour des raisons diverses et variées. Et sans guichet, nous avons dû acheter lorsque les fournisseurs ont eu besoin d’électricité.

Il aurait été possible de considérer que les fournisseurs alternatifs allaient perdre de l’argent, et que ce n’était pas grave. Mais la loi française, toutes les décisions du Conseil d’État et toutes les directives européennes imposent d’assurer la contestabilité. Je suis convaincu que si nous avions fait perdre de l’argent aux fournisseurs alternatifs, notre décision aurait été immédiatement annulée par le Conseil d’État en référé. La jurisprudence du Conseil d’État est constante sur la contestabilité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le besoin de provisionner des capacités pourrait être réglé, à terme, par le stockage et l’effacement. En investissant dans ces domaines, ne pourrions-nous régler la problématique de ce pourcentage ?

M. Jean-François Carenco. Cela fait partie de ce que j’appelle les flexibilités. Peut-être sommes-nous excessivement prudents…

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous pensez qu’il s’agit de « sursécurisation » ?

M. Jean-François Carenco. Selon votre ex-collègue, François Brottes, ce n’est pas le cas. Il pense qu’il faut encore maintenir la centrale à charbon de Cordemais, tandis que je pense qu’il faut la fermer tout de suite. Nous avons prouvé que notre système d’interruptibilité fonctionnait, c’est pour cela que je le mets en avant, d’autant que c’est la moins chère des solutions. Nos interconnexions fonctionnent bien, c’est une bonne chose. Nous avons quelques problèmes avec l’Allemagne, que nous appelons les loop flows. Comme ils n’ont pas une liaison nord-sud, ils n’arrivent pas à exporter leur production chez nous quand nous en avons besoin. Pour que les interconnexions soient totalement efficaces pour assurer la sécurité d’approvisionnement et la flexibilité, il faut aussi améliorer les interconnexions entre la France et l’Allemagne. C’est la multiplication de ces facteurs de flexibilité qui fera que peut-être, le marché de capacité sera moins nécessaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le fait que le marché européen soit interconnecté et que notre balance commerciale soit très positive a-t-il une influence sur le prix pour le consommateur, ou est-ce uniquement un bénéfice pour les entreprises ?

M. Jean-François Carenco. L’interconnexion influence les prix à la hausse comme à la baisse.

M. Dominique Jamme. Tout ce système est optimisé pour réduire l’ensemble des coûts de production à l’échelle européenne. À chaque moment, ce sont les centrales de production les moins coûteuses, les plus efficaces, qui produisent, qu’elles soient en Allemagne, en Espagne, en Italie, au Royaume-Uni ou en France.

Nous avons connu en 2018 une hausse généralisée de l’ensemble des prix de l’énergie : charbon, pétrole, gaz, même les certificats de CO2 ont triplé pour passer de 7 à 20 euros. Dans ce cas, le prix de gros augmente partout en Europe, et aussi en France, du fait de l’interconnexion. Si en moyenne, sur l’année, la France est largement exportatrice, en période de pointe, en période hivernale ou quand le marché est tendu, elle importe. Dans ces situations, les importations permettent de faire baisser les prix en France et de passer la pointe. Donc, dans l’ensemble du marché des capacités, RTE compte sur une contribution très importante des interconnexions à la pointe.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Mais lorsque nous sommes en période de pointe, n’est-ce pas aussi le cas des autres pays ? Les vagues de froid ne s’arrêtent pas aux frontières.

M. Jean-François Carenco. Nous avons une particularité très marquée, c’est le système électrique de chauffage. Nous sommes les seuls à avoir autant de radiateurs électriques, et c’est pourquoi nous prenons de plein fouet la pointe.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Donc, si nous changions les radiateurs électriques en France, nous pourrions éviter cette part d’importation ?

M. Jean-François Carenco. Et surtout s’il faisait plus chaud ! (Sourires.)

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Nous n’allons pas aller jusqu’à souhaiter le réchauffement climatique ! Je préfère changer le chauffage.

M. le président Julien Aubert. Nous sommes passés à côté d’un black-out européen il y a quelque temps, n’est-ce pas ?

M. Jean-François Carenco. Nous avons connu, non pas un black-out, mais une différence de tension qui a provoqué un retard de toutes les anciennes horloges. Je vous invite tous à lire le roman policier Black-out, qui fait froid dans le dos. Son auteur, Marc Elsberg, imagine que tout s’arrête, et que pendant trois semaines, il n’y a plus d’électricité en Europe. Ce n’est pas une hypothèse absurde. Nous surpayons la sécurité pour nous prémunir de cet événement, mais je pense qu’il faut la surpayer de bon cœur.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pouvez-vous expliciter la notion de contestabilité ?

M. Dominique Jamme. La contestabilité concerne le marché de détail, pas le marché de production. Le marché de détail est ouvert à la concurrence, donc tous les consommateurs – PME, grandes entreprises, gros industriels, consommateurs résidentiels – ont le choix de leur fournisseur. Ce marché de la fourniture de détail doit être ouvert et concurrentiel, et pour cela il faut que tous les fournisseurs aient des conditions de départ équivalentes.

Pour les consommateurs résidentiels et les petites entreprises, il y a le tarif réglementé de vente, qui concerne encore 77 % des clients résidentiels, soit 25 millions de clients. Néanmoins, plus de 7 millions de clients résidentiels ont fait le choix d’offres de marché. Ils sont alimentés par des fournisseurs, dont le fournisseur historique car EDF propose aussi des offres de marché.

La contestabilité impose que les tarifs réglementés de vente, que la CRE est chargée de proposer au Gouvernement, assurent qu’un fournisseur alternatif…

M. Jean-François Carenco. Ne fera pas faillite !

M. Dominique Jamme. … peut répliquer, s’il est efficace, le tarif réglementé de vente dans des conditions équivalentes. C’est ainsi que le Conseil d’État applique la contestabilité dans sa jurisprudence.

M. Jean-François Carenco. La formule est la suivante : la contestabilité doit être entendue comme la possibilité, pour des fournisseurs alternatifs, de proposer des offres au moins aussi compétitives que le fournisseur historique.

Nous sommes convaincus que si les tarifs que nous proposons ne répondent pas à cette condition, ils seront annulés.

Monsieur le président, vous demandiez si la concurrence faisait baisser les prix, c’est le sujet principal. Je pense que dans la situation que nous connaissons, la concurrence ne fait pas baisser les prix à court terme. Mais c’est la seule façon de profiter des innovations. Les offres des fournisseurs alternatifs construisent le monde énergétique de demain pour le consommateur. C’est lié à Linky, par exemple. Les offres tarifaires des fournisseurs alternatifs sont plus agiles, plus proches du citoyen, plus proches du consommateur, plus propices à la domotique. La charge bidirectionnelle des véhicules électriques ne sera pas possible – vehicle to grid, vehicle to building, vehicle to home – sans les fournisseurs alternatifs. La concurrence permet cette inventivité débridée, ce sont les fournisseurs alternatifs qui vont faire baisser la consommation, même si cette idée est contre-intuitive, car on ne demande pas au pompiste de faire baisser la consommation d’essence du véhicule.

J’ai souvent des divergences avec Direct Énergie, mais je reconnais qu’ils sont les meilleurs pour utiliser les données, dans le respect de la loi. Je suis convaincu que la concurrence, c’est d’abord l’innovation. Dans le système énergétique totalement incertain que nous connaissons, il faut regarder vers les étoiles et non pas vers nos pieds, comme le disait Stephen Hawking.

M. le président Julien Aubert. Nous pouvons aussi regarder les tarifs…

M. Jean-François Carenco. Nous essayons, et le débat avec EDF est dur.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’en reviens à la hausse des tarifs de 5,9 %. Pour 1,3 point, elle tient à la capacité de production, sur laquelle nous pouvons agir avec les flexibilités offertes par l’Europe, le stockage, et l’effacement.

Une autre part est liée au marché de l’ARENH, et au plafond de 100 TWh. EDF se plaint d’avoir des freeriders sur son réseau, et explique devoir toujours supporter 100 % des coûts de production, mais en ne pouvant plus les répercuter que sur 75 % des clients.

M. Jean-François Carenco. Je vais vous faire une confidence : le plus grand bénéficiaire du dépassement du plafond de l’ARENH au-delà de 100 TWh, c’est EDF. C’est EDF qui produit, et au-delà de 100 TWh, il vend au prix du marché, supérieur à l’ARENH.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si les concurrents peuvent avoir 133 TWh au prix régulé au lieu de 100 TWh, c’est EDF qui est perdant.

M. Jean-François Carenco. Si l’on augmente le plafond, oui. Si le plafond est à 100 TWh et que la demande est à 133 TWh, les concurrents achètent au prix du marché de novembre-décembre et non pas sur un prix lissé. Ils achètent à un prix haut parce que c’est l’hiver.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’est bien cela, nous sommes d’accord.

EDF nous explique qu’il ne faut pas réduire leur assiette, car si l’on augmentait le plafond à 130, voire 150 ou 170 TWh, cela réduirait la possibilité de répercuter les prix de production, qui sont inclus dans le tarif auquel ils vendent au client. Le nombre de personnes sur lesquelles ces charges fixes sont répercutées serait réduit. Cela n’appelle-t-il pas à une révision du tarif réglementé ?

M. Jean-François Carenco. Cela appelle une révision complète de la régulation nucléaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’ARENH, actuellement fixé à 42 euros, devra peut-être augmenter si l’on porte le plafond à 130 ou 150 TWh, afin qu’EDF puisse revendre un peu plus cher.

Quelle est la part réelle du coût de production et celle des coûts commerciaux, en augmentation dans un marché devenu concurrentiel ? Les deux sont agrégés de manière un peu floue, si bien que l’on peut se demander si l’augmentation des coûts de production ne cache pas, en réalité, celle des coûts commerciaux.

M. Jean-François Carenco. Le système actuel de l’ARENH date de 2010. Depuis lors, le paysage a changé : nos centrales ont presque dix ans de plus ; le marché européen s’est intégré et a vu des concurrents apparaître.

Arrive le moment de financer la déstructuration de certaines usines et d’en gérer les déchets. Tout le monde est conscient qu’il faut revoir le système de régulation nucléaire. Les premières réflexions ont été lancées. Le Gouvernement aurait tout à fait pu vous proposer de passer de 100 à 133 TWh, mais il faut tout de même voir que cette question s’inscrit dans une négociation européenne. Le Gouvernement a réussi à obtenir le maintien des TRV, dans le quatrième paquet. Il existe une vraie convergence européenne autour de la nécessité de faire évoluer le système de régulation nucléaire. La variable prix et la variable quantité sont sur la table.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Concernant le prix du nucléaire, la période actuelle est idéale : le prêt de la voiture est soldé, sans qu’il n’y ait encore de réparations à faire. Mais à quel moment devrons-nous changer les plaquettes de frein ? À combien chiffrer les coûts de maintenance ? Les frais de démantèlement sont-ils prévus ? S’ils ne le sont pas, à combien les estimer ?

M. Jean-François Carenco. C’est plus à EDF qu’à moi qu’il faudrait poser la question ! Aujourd’hui, le programme de grand carénage est un bon investissement.

Mme Laure de La Raudière. Trop beau, peut-être ?

M. Jean-François Carenco. Les sociétés nationales ne sont pas obligées de perdre de l’argent, madame la députée…

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Notre commission s’intéresse au coût de la montée en puissance des EnR dans le prix de l’énergie. Ce coût, d’abord très fort, est allé en se réduisant. On peut imaginer que ce sera l’exact inverse pour le nucléaire.

M. Jean-François Carenco. C’est bien pour cela que la part du nucléaire dans le mix énergétique va se stabiliser entre 60 % et 80 %. Nous pouvons aujourd’hui faire sereinement du mix.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Sans le développement des EnR, la perspective de démantèlement ferait donc augmenter le coût.

M. Jean-François Carenco. C’est déjà pris en compte.

M. le président Julien Aubert. Des provisions ont en effet été prévues. À ce propos, je tiens à faire un peu de publicité pour le rapport que j’ai réalisé sur la faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base.

M. Jean-François Carenco. Quant à savoir si ces provisions sont suffisantes, c’est un autre sujet…

M. le président Julien Aubert. Tout dépend, de fait, du délai. S’il fallait démanteler demain, ce ne serait pas la même chose que s’il fallait le faire dans quarante ans.

M. Hervé Pellois. Vous avez donné des prix moyens du photovoltaïque qui vont de 62 à 99 euros par MWh. Pourquoi présentez-vous une fourchette et non pas un prix moyen de 80 euros ? Cela correspond-il à des surfaces particulières ou à des dates d’installation différentes ?

M. Jean-François Carenco. Il faut d’abord distinguer le coût et le prix. À mon tour de faire un peu de publicité : en février, nous avons publié un rapport intitulé « Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropole continentale », que je vais remettre aux membres de votre commission. La notion de photovoltaïque recouvre des réalités complètement différentes : photovoltaïque pour les agriculteurs ou sur les grandes surfaces ; photovoltaïque en vente ou en autoconsommation ; et ainsi de suite. Faudrait-il circonscrire les lieux d’implantation du photovoltaïque, comme nous appelons à le faire pour le gaz, dans la mesure où le réseau de biométhane ne couvre que 30 % du territoire ? Pour l’instant, il n’en est pas question.

M. Dominique Jamme. Il existe en effet du photovoltaïque posé au sol, sur toiture ou sur ombrière de parking. Il y en a également de différentes tailles – le rapport prend en compte les installations allant de 100 kW à 30 MW. C’est pour ces raisons qu’il existe différentes catégories de coûts. Le rapport se fonde sur l’analyse de 4 600 dossiers déposés en appel d’offres en 2017 et 2018. Le coût moyen de 62 euros est celui du photovoltaïque au sol entre 10 et 30 MW, qui est le moins coûteux. Les 30 % de projets au sol de grande taille les plus compétitifs présentent aujourd’hui des coûts de production d’environ 48 euros. Les coûts les plus élevés correspondent à des installations de moindre puissance, sur toiture ou ombrière. Les coûts des petits dispositifs sur les toits des particuliers sont évalués aux alentours de 150 euros. Pour en savoir plus, je vous invite à lire notre rapport de quarante-six pages, qui est très digeste.

Mme Laure de La Raudière. Pour caricaturer, vous dites que nous produisons des énergies renouvelables à cause des déchets nucléaires. Mais avez-vous étudié l’efficacité écologique de toutes les filières du photovoltaïque et de l’éolien ? Cela me semble essentiel. Il suffit de penser au repowering de l’éolien terrestre : 10 % d’une éolienne ne seraient pas du tout recyclables, et son béton resterait dans le sol. Est-ce vrai ? Ces aspects sont-ils pris en compte ? Par ailleurs, la provision pour démantèlement est de 50 000 euros, ce qui ne correspond pas du tout au coût réel. Comme j’imagine mal les propriétaires fonciers payer le démantèlement, qui en aura la charge ?

Vous avez mentionné un coût de 65 euros dans les derniers appels d’offres. Mais quel est le coût de production actuel de la puissance installée dans l’éolien ? Et quelle part de l’éolien terrestre est-elle installée sans passer par un appel d’offres ? Un grand nombre de petits projets passent, en effet, sans appel d’offres, ce qui contribue à nourrir ce que vous avez appelé un lobby anti-éolien et que je qualifierais plutôt de faible acceptabilité sociale de l’éolien terrestre. Le lobby est plutôt du côté des promoteurs, à mon sens, que de celui de la société, qui a découvert que la présence des éoliennes pouvait avoir des conséquences sur le prix de leur maison et qu’elle imposait d’indéniables pollutions visuelles. Que préconisez-vous pour que la majorité de l’éolien terrestre soit mieux contrôlée, par le biais des appels d’offres ?

Avez-vous également regardé la rentabilité des acteurs et des promoteurs éoliens ? On parle de 150 % de rentabilité pour l’éolien terrestre. Confirmez-vous que beaucoup cèdent leur autorisation d’exploitation à de grands acteurs, à des prix très élevés de 800 000 euros par mégawattheure ? La CRE suit-elle ces sujets ?

Enfin, vous avez dit qu’il fallait sortir de l’autorité environnementale. Pourriez-vous nous préciser ce que vous vouliez dire par là ?

M. Jean-François Carenco. Un débat a eu lieu pour savoir si les préfets de région pouvaient être une autorité environnementale. Nous sommes au milieu du gué et ne savons pas quelle est l’autorité environnementale compétente, ce qui bloque tout.

Vous avez raison de vous intéresser à la pollution produite par les énergies renouvelables. On ne peut néanmoins pas comparer la pollution que représente une dalle de béton avec des déchets nucléaires, ce qui ne veut pas dire que ce n’est pas un sujet important. Mais mieux vaut un peu de béton en plus…

M. le président Julien Aubert. Sans vouloir vous porter offense, monsieur le président, cette question relève plutôt de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) et de l’ASN. Vous nous faites part de votre avis personnel et non pas d’une position de la CRE.

M. Jean-François Carenco. C’est l’avis de la CRE, en tant que soutien des énergies renouvelables.

Mme Laure de La Raudière. Ne pensez-vous pas qu’il serait intéressant de connaître l’efficacité écologique de l’ensemble des filières, ainsi que les unes par rapport aux autres – éolien terrestre, marin ou marin flottant et photovoltaïque, par exemple ?

M. Jean-François Carenco. Cette question ne s’inscrit pas vraiment dans le spectre de travail de la CRE. Dans les avis des appels d’offres, nous demandons systématiquement de faire augmenter la note environnementale. Nous nous battons avec la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et le Gouvernement pour cela. Le sujet est très compliqué : cette note dépendant des fournisseurs, on nous accuse de vouloir favoriser untel ou untel, par le biais de cette disposition. Près de chez vous, madame la rapporteure, des producteurs français se lancent dans la fabrication de petits mâts éoliens ; un autre fait des wafers. Il faut veiller à ce que les critères environnementaux ne soient pas considérés comme des aides d’État.

Mme Laure de La Raudière. Cela peut se régler grâce à un encadrement réglementaire !

M. Jean-François Carenco. Mais si le cadre réglementaire est attaqué, vous perdez… Je pourrai vous répondre par écrit sur la question de la note environnementale dans les appels d’offres.

M. le président Julien Aubert. Avec plaisir, monsieur le président !

M. Jean-François Carenco. L’avenir de l’éolien terrestre est dans le repowering, qui est aux mains de grands groupes rachetant massivement les petits ensembles éoliens de moins de 1,5 MW. Il y aura, à mon sens, très peu d’abandon et de démantèlement de sites. Les machines seront plutôt remplacées, puisque les sites initialement choisis demeurent pertinents.

M. Dominique Jamme. S’agissant du coût de l’éolien, le dernier appel d’offres est sorti à 65 euros, comme vous l’avez dit, madame la députée, quand le tarif d’achat tourne plutôt autour de 75 euros.

L’instabilité de l’autorité environnementale crée une insécurité juridique et nuit à la sortie de projets, sachant que les délais sont déjà de l’ordre de sept à huit ans. Il peut ainsi arriver que, dans un appel d’offres, la demande des acteurs soit inférieure à la quantité offerte, ce qui supprime toute concurrence. De fait, pour peu que vous le sachiez à l’avance, vous fixez un prix plafond, ce qui fait remonter les prix. Il est difficile d’ajuster la quantité des appels d’offres au potentiel réel de la filière, qui est pour l’instant en baisse. La CRE demande assez régulièrement de faire baisser le seuil des appels d’offres de 18 à 6 MW.

Pour ce qui est de la rentabilité et du fait que les acteurs se rachètent les uns les autres, c’est la vie de tout marché concurrentiel. Si nous n’avons pas de chiffres récents sur la rentabilité des projets éoliens, dans notre rapport sur le photovoltaïque, nous voyons que, quand la concurrence fonctionne bien, comme c’était le cas ces deux dernières années, la rentabilité peut aller de 4 à 7 %, ce qui nous paraît raisonnable.

Mme Laure de La Raudière. Je me permets de vous demander de nouveau quelle part du parc actuel a été installée sans appel d’offres ? L’appel d’offres suppose une concurrence. Mais beaucoup de parcs sont inférieurs aux 18 MW du seuil fixé.

M. Jean-François Carenco. Une majorité ! C’est pourquoi nous avons demandé de faire baisser le seuil au-delà duquel l’appel d’offres est obligatoire.

M. le président Julien Aubert. Monsieur le président, vous venez de nous dire que l’avenir est dans le repowering. Pensez-vous agrandir les petits parcs ou agrandir les mâts ?

M. Jean-François Carenco. Augmenter la capacité de production, sans agrandir le parc.

Mme Laure de La Raudière. Cela signifie-t-il que vous n’êtes pas favorable à l’installation de nouvelles éoliennes sur de nouveaux sites, mais que vous préconisez de rentabiliser les sites existants ?

M. Jean-François Carenco. Ce n’est pas à moi de me prononcer sur l’ouverture de nouveaux sites. En revanche, il est rationnel d’optimiser les parcs existants, en augmentant la puissance des mâts des éoliennes arrivées en fin de vie : cela coûtera moins cher et aura des répercussions moindres en matière d’acceptabilité.

M. Vincent Thiébaut. La tarification est parfois un argument électoral. Or, aujourd’hui, nous sommes très dépendants du nucléaire et faisons face à de vrais enjeux en matière de retraitement des déchets. Je suis persuadé que, pour garantir notre souveraineté énergétique, nous devons nous diversifier. Nous oublions en effet que le nucléaire a besoin de matières premières, qui proviennent de régions parfois soumises à des tensions politiques très fortes. Notre politique de tarification, qui est l’une des plus basses d’Europe, est-elle réellement à la hauteur des échéances auxquelles devra faire face le pays dans les décennies à venir ? Nous donnons-nous les moyens de diversifier les sources d’énergie et de garantir une vraie souveraineté énergétique ? Pour prendre le contre-pied de nos discussions : les tarifs ne sont-ils pas trop bas ? Comme l’a écrit Antoine de Saint-Exupéry, on ne doit pas tant prévoir l’avenir que le permettre.

M. Jean-François Carenco. Tout cela est en effet contradictoire. C’est sans doute cette contradiction même qui fait le bonheur de la vie politique et des décisions publiques. Il me semble que l’équilibre actuel est plutôt bon.

M. le président Julien Aubert. Mon cher collègue, je vous invite à vous pencher sur la question du dysprosium dans les éoliennes…

Mme Véronique Louwagie. S’agissant de l’augmentation du prix de l’électricité ces dix dernières années, pourriez-vous nous en dire un peu plus sur la part des taxes, alors que la CSPE est devenue un impôt banalisé ? Comment ce prix se décompose-t-il ? Quelle est la place des taxes dans son évolution ces dix dernières années ?

M. Jean-François Carenco. Je laisserai, à l’issue de la réunion, un tableau de la décomposition des prix au président et à la rapporteure. Au premier semestre 2019, soit après la hausse, le TURPE représente 27,1 % de la facture toutes taxes comprises ; l’énergie 27,5 %, dont 1,6 % dû à l’effet de l’écrêtement ; la capacité, 1,7 % ; les coûts commerciaux et les CEE, 6,6 % ; la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), 2,3 % ; la CSPE, 12,5 % ; la taxe sur la consommation finale d’électricité (TFCE), 5,3 % ; et la TVA, 15 %. Les taxes représentent donc un peu plus d’un tiers de la facture.

Mme Véronique Louwagie. C’est très intéressant. Mais pourrait-on voir comment cette décomposition a évolué ces dernières années ?

M. Jean-François Carenco. Cela nécessiterait un petit peu de temps.

M. le président Julien Aubert. Nous campons jusqu’au mois de juillet !

Mme Véronique Louwagie. Je voudrais également connaître la différence de coût de production en fonction du type d’énergie. Nous avons bien entendu que, pour l’éolien terrestre, dans les derniers appels d’offres, nous étions à 65 euros le mégawattheure, mais pourriez-vous nous indiquer, pour l’année 2018, non pas le coût moyen mais le coût réel de production de l’énergie émanant du nucléaire, de l’éolien terrestre et des autres énergies non renouvelables ?

M. Dominique Jamme. Il est assez difficile de vous répondre. En effet, l’éolien et le photovoltaïque – notamment – font l’objet d’un soutien qui est d’ailleurs budgétisé : il vient désormais du budget de l’État. Vous ne retrouvez donc pas directement, que ce soit sur la facture d’électricité ou dans la hausse de 5,9 % du prix de l’électricité proposée par la CRE, l’influence de l’éolien ou du photovoltaïque, pas plus que l’effet d’une hausse ou d’une diminution du coût de production du nucléaire, de l’hydraulique, du gaz ou du charbon.

M. Jean-François Carenco. Pour dire les choses autrement, la CSPE ne varie plus.

M. Dominique Jamme. Répondre à votre question supposerait, par exemple pour le photovoltaïque, de prendre en compte tous les éléments de production, y compris ceux qui ont été mis en service en 2008, 2009 et 2010, certains à 600 euros le mégawattheure.

Mme Véronique Louwagie. C’est effectivement le sens de ma question.

Mme Laure de La Raudière. Et de la mienne !

M. Dominique Jamme. Cela doit pouvoir être calculé.

M. Jean-François Carenco. Voici les engagements qui ont d’ores et déjà été pris pour la période 2019-2043 – je vous ferai passer le document : selon les hypothèses de prix du marché, pour le solaire, entre 39 et 41 milliards d’euros ; pour l’éolien terrestre, entre 21 et 25 milliards ; pour l’éolien en mer, entre 20 et 23 milliards ; pour la cogénération, entre 7 et 8 milliards ; pour la biomasse, entre 6,2 et 6,8 milliards ; pour le biogaz, entre 4,6 et 4,9 milliards ; pour l’hydraulique – ça, ce n’est pas cher –, entre 2,8 et 3,3 milliards ; pour les autres systèmes électriques, entre 2,5 et 2,7 milliards. Ainsi, le total des charges, s’agissant des soutiens engagés – et c’est le chiffre qui compte –, à la fin de l’année 2018, varie, selon les hypothèses de prix du marché, entre 104 et 115 milliards. Fin 2019, on sera plutôt à 120 milliards. Je rappelle que, dans ces 115 milliards, le solaire avant moratoire – je bats ma coulpe : ce sont les fameux 600 euros du MWh en 2010, que j’évoquais tout à l’heure – compte pour 25 milliards ; le solaire après 2010 ne représente plus, quant à lui, que 13,9 à 15,9 milliards, alors même que les volumes n’ont plus rien à voir. Je pourrais aussi détailler les engagements année par année entre 2019 et 2043 – là encore, je vous ferai passer le document.

Mme Sophie Auconie. J’imagine que, suivant les lieux et les territoires, le rendement d’une éolienne terrestre – ou de panneaux photovoltaïques, évidemment – n’est pas le même. Pourriez-vous m’indiquer quels sont les rendements et, plus spécifiquement, s’il y a une différence entre celui des éoliennes en mer et celui des éoliennes terrestres ?

M. Dominique Jamme. Les éoliennes en mer ont un rendement bien supérieur à celui des éoliennes terrestres. Nous raisonnons souvent en nombre d’heures annuelles de production. Les meilleures éoliennes atteignent un rendement compris entre 40 % et 50 %. Pour le terrestre, on est plutôt entre 20 % et 30 %.

M. Jean-François Carenco. Quand on parle d’un rendement de 30 %, cela veut dire qu’il faut 3 mégawatts pour en produire 1.

M. Dominique Jamme. Pour le photovoltaïque, cela s’exprime en heures : on est à 1 200 heures, soit un rendement de 15 % environ en moyenne en France. Bien évidemment, dans le sud, notamment le sud-est, c’est un peu mieux – entre 18 % et 20 % – et, dans le nord, un peu moins bien. Toutefois, vous verrez, dans le rapport que nous vous transmettrons, que l’effet de l’ensoleillement est partiellement compensé par la différence de prix des terrains : dans le sud, ils sont rares – et donc chers –, alors que, dans le nord, on trouve davantage de terrains dégradés disponibles. Il y a davantage de projets qui gagnent des appels d’offres dans le sud, mais ce n’est absolument pas une razzia : il y en a aussi un certain nombre dans le nord.

Mme Sophie Auconie. Pourquoi y a-t-il 3 700 éoliennes en mer sur le littoral nord de l’Europe et une seule sur le littoral français ?

M. Jean-François Carenco. Parce qu’on a voulu construire le « musée des éoliennes en mer ». On la joue à la française.

M. le président Julien Aubert. Qu’entendez-vous par là, monsieur le président ?

M. Jean-François Carenco. Il y a tellement de règles, tellement de recours puis de recours sur les recours que nous n’y arrivons pas. Les leçons en ont été tirées pour l’appel d’offres de Dunkerque, qui est mieux ficelé, en termes de stratégie et de process, avec un dialogue compétitif préalable. Il faut évacuer toutes les questions liées aux autorisations environnementales avant de lancer l’appel d’offres.

M. Anthony Cellier. Vous êtes devant une commission d’enquête dont le champ d’investigation est tellement large qu’il est parfois un peu compliqué de le saisir : « commission d’enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique ». À la fin, on s’y perd et les questions posées aux invités sont parfois pleines d’imagination…

Monsieur Carenco, je voudrais revenir sur votre préambule et plus particulièrement sur l’augmentation du prix de l’électricité. L’Autorité de la concurrence, sortant peut-être un peu de son champ de compétence, pour le coup, préconise de modifier la formule de calcul des TRV, voire le dispositif de l’ARENH. J’aimerais avoir votre avis sur l’ARENH, même si vous vous êtes déjà exprimé sur le sujet : faut-il le modifier, repenser son mode de calcul – au bénéfice, bien évidemment, du consommateur, c’est-à-dire des Françaises et des Français, ce qui est la seule chose qui doit animer les membres de notre commission d’enquête, et l’ensemble des parlementaires.

Par ailleurs, comme les sujets abordés par notre commission d’enquête sont pléthore, et puisque vous avez vous-même ouvert ce champ tout à l’heure, je me permets de revenir sur les CEE : le marché des certificats d’économie d’énergie est-il, à votre avis, efficace et pertinent – encore une fois, dans la seule perspective qui doit tous nous intéresser, c’est-à-dire celle du bénéfice des consommateurs ?

Enfin – et même s’il s’agit, là encore, d’une question si vaste que je ne pense pas que vous aurez le temps d’y répondre pleinement –, s’agissant du dispositif « Place au soleil », lancé par Sébastien Lecornu quand il était secrétaire d’État auprès du ministre de la transition écologique et solidaire, vous avez fait part de l’importance d’utiliser le foncier militaire, qui représente des surfaces disponibles permettant d’avoir une rentabilité importante. Les engagements pris par les armées, mais également par les grandes et moyennes surfaces (GMS) – concernant leurs plateformes logistiques –, vous semblent-ils suffisants ? Est-ce que l’on va assez vite pour voir des choses se mettre en place rapidement ?

M. Jean-François Carenco. Pour ce qui est de votre dernière question, le Gouvernement a pris l’engagement, d’ores et déjà rendu public, de supprimer, dans le prochain appel d’offres, le plafond de 30 MW. Ce sera extrêmement positif pour le prix de l’énergie renouvelable d’origine solaire. Toutefois, il faudra faire attention à la préservation des systèmes agricoles : il ne faudrait pas aller piller les terres agricoles pour y mettre des panneaux photovoltaïques : pour cela, il y a les terrains dégradés. Sous cette réserve, je pense que c’est une très bonne nouvelle.

Comme je vous l’ai dit, le dispositif de l’ARENH est censé rester en vigueur jusqu’en 2025. Il est affecté par un certain nombre d’éléments – le quatrième « paquet énergie », l’évolution du coût du démantèlement, ou encore le programme de grand carénage des centrales. Il me semble effectivement – mais l’entreprise EDF serait mieux placée que moi pour en parler – que la réflexion sur une transformation de notre système de régulation du nucléaire s’engage peu à peu. Il ne suffit pas, d’ailleurs, de mettre en cause l’ARENH, qui n’est rien d’autre qu’une expression factuelle et historiquement datée de la régulation du nucléaire dans notre pays : la question est de savoir s’il faut revoir tout le système. Il appartient au Gouvernement de le dire – encore que la CRE ait certainement exprimé son avis de temps à autre sur le sujet –, et cela d’autant plus que le pays est actionnaire majoritaire d’EDF.

Le système des CEE est désormais incompréhensible : il existe 150 fiches. Le rapport que nous allons vous transmettre montre que le problème vient d’abord de là : le système est trop complexe. Nous formulons des propositions, tout en restant dans le même cadre, pour essayer d’améliorer les choses. Je pense qu’il faut cibler l’utilisation de CEE : quand on constate un problème en particulier, il convient d’avoir recours aux CEE pour ce point précis.

Le total payable par les obligés est de 3 milliards d’euros par an.

M. Dominique Jamme. Environ, mais cela pourrait encore augmenter car le système est en surchauffe.

M. Jean-François Carenco. C’est gigantesque. De plus, ce n’est même pas de l’impôt : les sommes sont disponibles. La véritable question est la suivante : 3 milliards, certes, mais pour faire quoi ? Je m’étonne de temps en temps – nous l’avons d’ailleurs écrit – car je ne pense pas qu’en finançant 150 actions avec ces 3 milliards on satisfasse beaucoup d’objectifs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. En effet !

M. Jean-François Carenco. Vous verrez tout cela dans le rapport que nous allons vous transmettre.

M. Julien Janes, directeur adjoint à la direction du développement des marchés et de la transition énergétique. Nous allons effectivement l’envoyer à la commission, mais il faut que nous en retirions certaines données commercialement sensibles.

M. Jean-François Carenco. Mon voisin de droite fait toujours attention à ce que je ne donne pas de données « commercialement sensibles », comme on dit dans le métier…

M. Julien Janes. Nous pouvons les donner, mais sous couvert de confidentialité, bien sûr.

M. le président Julien Aubert. L’audition est filmée : cela ne sortira pas de France, monsieur le directeur adjoint ! (Sourires.)

Mme Stéphanie Kerbarh. Le législateur a donc confié à la Commission de régulation de l’énergie la mission d’établir un profil de gestionnaire de réseau efficace. Ma question est la suivante : comment sont prises en compte, dans la tarification incitative du régulateur, les politiques industrielles des gestionnaires de réseaux de transport ou de distribution d’électricité – voire de gaz – prenant en considération la politique de transition bas carbone ?

M. Jean-François Carenco. Nous avons de très bons acteurs régulés de réseaux, que ce soit pour la distribution ou le transport. Ils sont parmi les meilleurs en Europe. Toutefois, et je l’ai dit souvent, que ce soit au Gouvernement ou à d’autres, ils sont un peu bridés, aussi bien par le système OU – ownership unbundling – que par le système ITO – independent transmission operator : avec cela, quelle liberté leur donne-t-on d’aller conquérir les marchés européens ? Le modèle ITO impose des règles en matière d’indépendance par rapport aux actionnaires. Cela rend difficile la conquête de marchés européens, alors même que de petits opérateurs comme Fluxys, ou encore des acteurs chinois, rachètent des réseaux européens. Je regrette, pour ma part, qu’on ne s’attelle pas un peu plus à cette question. Une révolution doit avoir lieu dans les esprits. Nous disposons des capacités techniques : Enedis, par exemple, arrive à vendre le concept du compteur Linky en Inde et en Grèce. C’est une bonne chose. Nous travaillons nous aussi à la question.

Sur le plan financier, nous avons mis au point des mesures incitatives. L’objectif est de faire en sorte que les opérateurs n’investissent et ne dépensent pas trop, tout au moins qu’ils le fassent dans les conditions prévues au début. Depuis deux ans – surtout depuis un an, d’ailleurs –, nous essayons d’être plus tatillons et plus intrusifs s’agissant du contrôle des opérateurs de réseaux et de leur politique d’investissement. Ce n’est pas toujours simple à leur faire comprendre – chez nous non plus, d’ailleurs –, mais c’est le principe même de la régulation. Nous étudions tous les investissements et n’en acceptons plus certains. Quand les opérateurs investissent sans y être autorisés, ils sont pénalisés financièrement. De la même façon, ils doivent nous rendre compte des difficultés et des surcoûts qu’ils rencontrent dans leurs investissements. RTE, par exemple, est confronté à des oppositions liées aux enjeux environnementaux. Il est vrai que c’est compliqué ; en matière de réseaux, le premier enjeu, s’agissant de l’environnement, est de limiter les investissements – ce qui me ramène à ce que je disais s’agissant de flexibilité et de stockage. Au-delà, l’enjeu est de savoir si, au quotidien, dans leurs pratiques, les opérateurs respectent les règles de base en matière d’environnement.

M. Dominique Jamme. Évidemment, les réseaux, pour nos concitoyens, c’est avant tout le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), autrement dit une composante de la facture. Mais ils représentent bien davantage : il s’agit d’acteurs industriels absolument majeurs, notamment dans la transformation. Comment les régulons-nous ? Nous pratiquons, effectivement, une régulation incitative.

Nous venons de publier, en février, le résultat d’une consultation de l’ensemble des acteurs concernant le cadre de la régulation. Le document s’appuie sur une annexe proposant un bilan de la manière dont les choses ont évolué en dix ans. Pour résumer, les coûts ont certes augmenté, mais ils ont été globalement maîtrisés. Les charges d’exploitation des distributeurs, notamment, ont augmenté moins vite que l’inflation, malgré les transformations très importantes auxquelles les réseaux ont dû faire face. La qualité d’alimentation – ce qui est important en matière d’électricité – s’est fortement améliorée au cours de la période.

Parmi les enjeux futurs, il y a d’abord la maîtrise des investissements : le président Carenco a raison. L’investissement est une forme de drogue. S’il est très important pour assurer la qualité de service et préparer l’avenir, il existe désormais des solutions de flexibilité moins coûteuses ; il convient de les étudier. Il faut donc être certain qu’on réalise les meilleurs investissements, les plus efficaces, et qu’on a bien étudié d’autres solutions, moins coûteuses. Le second enjeu est bien sûr celui de l’innovation : les opérateurs de réseaux doivent être à la pointe. Leur métier change, de même d’ailleurs que celui des personnes qui se raccordent. L’arrivée du véhicule électrique, par exemple, représente une transformation majeure ; il faut que le système électrique y soit préparé.

M. le président Julien Aubert. Merci pour ces explications. Je vous propose d’en rester là pour cette première audition de la journée. Nous allons entendre immédiatement après vous le représentant de l’Autorité de la concurrence.

L’audition s’achève à dix heures cinquante-cinq.

*

8. Audition, ouverte à la presse, de M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence (4 avril 2019)

L’audition débute à dix heures cinquante-cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons à présent M. Umberto Berkani, en sa qualité de rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence. Son audition intervient immédiatement à la suite de l’audition des responsables de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

M. Berkani a notamment travaillé à la préparation de deux avis de l’Autorité de la concurrence qui ont retenu l’attention de notre commission : le premier, en date du 21 janvier 2019, sur un projet de décret réformant le dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), et le second, très récent, car en date du 25 mars 2019, relatif à la fixation des tarifs réglementés de vente (TRV) d’électricité.

Par leurs objets, ces deux avis paraissent liés. Ils révèlent de profondes divergences de méthode et d’analyse sur les situations de marché entre la CRE et l’Autorité de la concurrence. Dans son communiqué de presse officiel du 25 mars, l’Autorité de la concurrence « déconseille d’augmenter les tarifs réglementés de vente sans clarifier au préalable les objectifs qu’ils doivent poursuivre ». En cela, l’Autorité de la concurrence se déclare opposée à l’entrée en vigueur prochaine de l’augmentation calculée par la CRE. Le même communiqué de presse précise la philosophie de l’Autorité de la concurrence en affirmant qu’« augmenter les TRV et les utiliser pour pallier les limites de l’ARENH » fait « supporter la charge financière aux consommateurs plutôt qu’aux fournisseurs et semblerait donc contraire à la volonté du Parlement ». Selon l’Autorité de la concurrence, il est nécessaire, avant de procéder à l’augmentation que prône la CRE, d’engager une réflexion approfondie sur l’évolution du marché de l’électricité et d’en tirer des conséquences.

Nous souhaiterions savoir si vous considérez, par exemple, que les énergies renouvelables (EnR) ont un rôle important dans l’évolution à la hausse des tarifs réglementés, que ce soit directement, par la production et son impact sur les marchés de gros, ou indirectement, par exemple par l’effet que cela peut avoir sur le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), ou même, de manière plus générale, à travers des dispositifs comme les certificats d’économie d’énergie (CEE).

Vous voudrez bien, monsieur Berkani, nous faire part de ce qui, selon les analyses de l’Autorité de la concurrence, devrait aller dans le sens d’une meilleure adaptation du cadre juridique de la régulation aux évolutions du modèle économique du marché de l’électricité, lequel est pris entre l’évolution du mode de production et celle de la structuration du marché, avec des fournisseurs alternatifs qui se nourrissent de l’électricité nucléaire et qui proposent des offres dites « de marché ». Ces fournisseurs ont acquis 25 % des parts de marché auprès des particuliers et presque 40 % pour les sites non résidentiels à finalité professionnelle ou industrielle.

L’ARENH a été conçu, dès l’origine, comme un dispositif transitoire d’accompagnement du marché. Son terme est prévu en 2025. Ne conviendrait-il pas de ramener cette échéance à une date moins lointaine ?

Nous aimerions également que vous nous aidiez à résoudre ce mystère : comment se fait-il que la concurrence, qui est censée faire baisser les prix, provoque plutôt, si on en juge par les résultats, une augmentation ? Par ailleurs, et alors qu’on n’est pas censé subventionner des entreprises dans un marché concurrentiel, comment se fait-il que certains modes de production le soient lourdement ? Cela ne fausse-t-il pas le jeu de la concurrence ?

Plus généralement, nous sommes avides de connaître la nature des rapports que l’Autorité de la concurrence entretient avec la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), lorsque vous êtes amenés à travailler sur des questions relatives à un marché comme celui de l’électricité. En ce qui concerne l’ARENH et l’évolution des tarifs réglementés, la position de la DGEC est-elle proche de celle de la CRE, pour ne pas dire identique, ou est-elle antagoniste ? Avez-vous perçu un intérêt de la part de la DGEC pour les observations exprimées dans vos avis ?

Monsieur Berkani, nous allons, dans un premier temps, vous entendre pour un exposé liminaire de quinze minutes au maximum. Mme le rapporteur et moi-même vous poserons ensuite des questions. Puis, les autres membres de la commission d’enquête pourront poser les leurs.

Avant cela, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment.

(M. Umberto Berkani prête serment.)

Monsieur Berkani, nous vous écoutons.

M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence. Monsieur le président, madame la rapporteure, mesdames et messieurs les députés, je ne suis pas sûr de réussir à répondre, dans mon propos liminaire, à toutes les questions qui ont d’ores et déjà soulevées, mais j’imagine que vous poserez de nouveau celles que j’aurai oubliées.