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

Je voudrais commencer par vous rappeler que l’Autorité de la concurrence est à la fois généraliste, en termes de secteurs couverts, et spécialisée, dans la mesure où elle se concentre sur les questions liées à la concurrence. Nous ne suivons pas au jour le jour l’intégralité des enjeux de l’électricité, mais c’est un sujet qui, dans les dernières années, nous a occupés un certain nombre de fois. En matière d’électricité, nous sommes compétents pour ce qui est de contrôler les pratiques anticoncurrentielles et les concentrations, comme pour tout autre marché ; s’agissant de notre activité consultative, nous intervenons de plusieurs manières, dans le cadre de saisines soit obligatoires soit facultatives émanant du Gouvernement ou bien, par exemple, de la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, comme cela a été le cas au moment de la discussion de la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) ; enfin, nous avons une compétence un peu particulière, qui a été précisément fixée dans la loi NOME : l’Autorité de la concurrence est en charge de rendre un rapport tous les cinq ans sur le déroulement et le fonctionnement de l’ARENH, ainsi que son évolution. Le premier rapport que nous avons rendu en la matière – et qui est aussi le dernier à ce jour – date de décembre 2015.

Je vais commencer, puisque vous m’y avez invité, par évoquer les deux avis que vous avez cités. Je reviendrai toutefois, à un moment ou un autre, sur la philosophie plus générale du système de régulation.

Comme vous l’avez souligné, ces deux avis ont des points communs. Je ne pense pas qu’il faille se focaliser sur les divergences avec la CRE : il vaut mieux s’intéresser à ce qui ressort de ces avis. En l’occurrence, ce que nous apprennent nos réflexions et les discussions qui ont eu lieu au cours de l’élaboration de ces avis, c’est que le dépassement du plafond de l’ARENH témoigne du fait que le système actuel de régulation a montré ses limites.

Je reviendrai brièvement sur les caractéristiques du marché et du système français. En effet, dans notre pays, la situation est particulière, ce qui nous amène à composer pour mettre en place le système de régulation de l’électricité – du reste, on ne retrouve pas les mêmes problèmes pour le gaz. La place du nucléaire pose des questions et nécessite un fonctionnement un peu particulier. La commission Champsaur avait posé les bases de la loi NOME, et elle disait très clairement dans son rapport que, de son point de vue, le nucléaire n’était pas ce qu’on appelle une « facilité essentielle ». Dans les discussions qui se sont ensuivies – cela apparaît très clairement, par exemple, dans la décision rendue par la Commission européenne en 2012, qui examinait une grande partie du dispositif français en matière d’électricité pour déterminer s’il existait des aides d’État –, on a bien vu qu’il y avait une difficulté, ce que l’on appelle une « défaillance de marché » – le terme n’étant, d’ailleurs, pas forcément péjoratif. Le nucléaire crée des avantages non réplicables ayant des conséquences sur le fonctionnement du marché, conséquences que le droit de la concurrence, c’est-à-dire le contrôle ex post des pratiques anti-concurrentielles, ne peut ou n’entend pas résoudre.

Le droit de la concurrence, c’est-à-dire le contrôle ex post des pratiques concurrentielles, ne peut pas traiter lui-même ces conséquences. C’est dans ce type de cas que l’on a besoin d’un système de régulation.

On y a réfléchi : le système qui a été mis en place avec la loi NOME est l’ARENH, qui s’ajoute à d’autres systèmes de régulation, comme celui des tarifs réglementés de vente (TRV). Ce dispositif a un certain nombre de caractéristiques, notamment le fait qu’il est temporaire et limité en volume. Deux ou trois objectifs, selon les distinctions que l’on établit, ont été fixés. Le premier d’entre eux consiste à permettre la concurrence en aval, c’est-à-dire sur le marché de détail, dans le but – et c’est le deuxième objectif – de faire bénéficier le consommateur de la compétitivité du parc nucléaire. Le troisième objectif était de donner le temps aux fournisseurs alternatifs, aux futurs concurrents sur le marché, de mettre en place des capacités de production et de remonter la chaîne de valeur pour être capables de faire concurrence à l’opérateur historique, à la fois sur le plan de la production et sur celui du marché de détail. L’idée sous-jacente, que l’on retrouve dans une partie des débats parlementaires, était de se dire que lorsque l’on aurait atteint ce plafond, on se trouverait dans une situation où les fournisseurs alternatifs auraient vraisemblablement développé des capacités et seraient en mesure de concurrencer et de se développer d’une manière autonome.

Dès les premiers rapports et comptes rendus sur le fonctionnement de la loi NOME, notamment dès 2014 et 2015 en ce qui concerne l’Autorité de la concurrence, on a vu que le troisième objectif n’était pas atteint et que le fonctionnement de la loi n’avait pas permis une remontée de la chaîne de valeur et la mise en place de nouvelles capacités de production.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez des énergies renouvelables (EnR), n’est-ce pas ? L’idée était d’avoir des fournisseurs qui remontent la chaîne, en produisant.

M. Umberto Berkani. Oui, je parle des EnR, mais il me semble que l’idée, dans les premières discussions, était également de savoir s’il pouvait y avoir un investissement dans des centrales nucléaires – non pour en construire de nouvelles, mais sous la forme d’un droit de tirage particulier dans des centrales nucléaires. A priori, tout semblait possible, mais on s’est vite rendu compte que ce n’était pas le cas.

En ce qui concerne l’Autorité de la concurrence, la question de savoir ce que l’on devait faire s’est posée dès 2015. Fallait-il considérer que l’ARENH était un dispositif transitoire, que l’on irait jusqu’au bout de ce dispositif mais que l’on s’arrêterait là ? Dans ce cas, il fallait commencer à anticiper une sortie progressive du dispositif. Ou bien, si l’on se rendait compte que le dispositif n’avait pas fonctionné ou, en tout cas, qu’il n’avait pas atteint tous les objectifs voulus, il fallait penser déjà au coup d’après. Dès cette époque, il nous semblait important de se positionner sur la poursuite ou non de l’ARENH.

En 2019, nous faisons face à une situation inédite dans laquelle le plafond de l’ARENH est dépassé à un moment où – cela n’a pas toujours été le cas, comme en 2016 – le prix sur les marchés de gros est supérieur à celui de l’ARENH. On voit bien qu’il y a une difficulté : ce système ne parvient pas à atteindre en même temps les différents objectifs qui lui ont été fixés. C’est une transposition du triangle d’incompatibilité : on ne peut pas avoir en même temps, dans le système actuel, un plafond qui reste fixé à ce niveau, des tarifs réglementés qui n’augmentent pas et protègent le consommateur, et des alternatifs qui peuvent entrer sur le marché et proposer des offres concurrentielles par rapport à EDF.

Le point commun entre les deux avis que nous avons rendus est que nous sommes dans une situation dans laquelle on sent bien la tension entre les objectifs de la loi. On voit qu’il y a une difficulté et que la seule façon de la surmonter, en réalité, est de passer par la loi. Les principales composantes des objectifs ou des façons d’arriver à les réaliser sont, en effet, fixées par la loi.

C’est une des difficultés avec le décret qui fait l’objet de notre premier avis. D’abord, l’esprit qui anime ce décret est présenté, en partie, comme résultant du jeu du droit de la concurrence. Sur ce point, nous essayons d’expliquer la différence entre, d’une part, les objectifs du droit de la concurrence et ce qu’il permet de faire et, d’autre part, d’autres objectifs, notamment de régulation, qui ont été fixés par la loi en France. S’il faut les changer, c’est aussi dans ce cadre. On sent qu’il y a dans le décret un changement de nature du dispositif de régulation, qui est peut-être le bon ou non – c’est peut-être une partie de ce qui pourrait être fait –, mais on voit mal comment ce changement de nature pourrait être réalisé par décret, sans débat public, sans que le Gouvernement et le Parlement se positionnent sur les objectifs que le dispositif de régulation doit atteindre. Autre problème que l’on sent poindre, on risque d’avoir avec cette logique, comme vous l’avez rappelé, une confusion entre les objectifs que les différents outils de régulation doivent atteindre, à savoir l’ARENH et les tarifs réglementés de vente.

Quelles sont nos conclusions dans le cadre du second avis ? Elles sont assez similaires aux précédentes. Pour être honnête, et compte tenu du serment que j’ai prêté, je dois rappeler que si l’Autorité de la concurrence ne s’est pas prononcée sur les tarifs réglementés de l’électricité, elle l’a fait à propos de ceux du gaz, avant le début de la procédure qui a conduit à ce que l’on en recommande la suppression prochaine. L’Autorité de la concurrence n’est pas fondamentalement, ou à l’origine, la plus favorable à ce type de tarifs car ils distordent la concurrence. C’est une exception au droit de la concurrence, et ces tarifs doivent être bien encadrés. Nous nous sommes prononcés, je le répète, sur les tarifs du gaz, mais pas sur ceux de l’électricité.

Le débat a, de toute façon, été tranché et ce n’est pas à l’Autorité de la concurrence de décider si ces tarifs doivent être maintenus ou non. Ce n’est pas son rôle. La France a défendu leur maintien et elle l’a obtenu, notamment devant le Conseil d’État. Mais il y a une difficulté : si on l’a fait, c’était pour faire bénéficier le consommateur d’une stabilité des prix et, d’une manière générale, de la compétitivité du parc nucléaire français. Or on arrive à une situation dans laquelle la mise en œuvre des différents instruments de régulation aboutirait à ce que les tarifs réglementés ne remplissent pas leur objectif. Il nous a semblé qu’il fallait discuter de cette difficulté, de manière à ce que le Gouvernement puisse se prononcer sur la question de savoir si une telle situation est effectivement une conséquence nécessaire et que, dans ce cas, on dise clairement que les tarifs réglementés, à l’heure actuelle, ne peuvent plus atteindre leur objectif, mais aussi que le Parlement puisse éventuellement se prononcer sur cette question.

Voilà ce qui nous paraît les questions essentielles dans ces deux avis. Il y a, et vous l’avez peut-être vu, des éléments juridiques, mais on peut en discuter, à la rigueur. Au-delà, et quelles que soient les réponses juridiques, il y a des éléments d’arbitrage d’un type plus politique sur ce que l’on veut faire de nos différents outils. Si ceux qui existent à l’heure actuelle conduisent, comme nous le craignons, à une situation dans laquelle les injonctions sont contradictoires, il faut remettre à plat la question en se demandant ce que l’on veut faire. Ce n’est pas l’Autorité de la concurrence qui peut réaliser ce travail, mais plutôt le Gouvernement et le Parlement. J’imagine que c’est en partie la raison pour laquelle vous m’avez demandé de venir devant vous.

M. le président Julien Aubert. Nous allons essayer de défricher un peu le terrain. Vous avez répondu très prudemment, et je vais maintenant vous poser des questions très précises.

L’Association nationale de défense des consommateurs et usagers dit que « pour maintenir la concurrence, on augmente les prix. Cela va à l’encontre de ce que l’on a présenté comme les bénéfices de la concurrence quand on a ouvert le marché. [...]. En fait, il s’agit d’augmenter le prix de l’électricité de telle sorte que le plus mauvais des fournisseurs privés puisse encore exister face à EDF. Ce n’est pas cela, la concurrence ». Êtes-vous d’accord avec cette affirmation ?

M. Umberto Berkani. Je n’ai pas les chiffres exacts, mais il me semble que les prix en France restent encore relativement attractifs et compétitifs par rapport au reste de l’Europe. Ensuite, il faut bien distinguer deux points dans notre analyse. Il y a une partie des augmentations de prix, notamment celles dont on discute actuellement, qui sont liées à une augmentation des coûts. S’ils augmentent, il n’existe pas d’autre solution que d’augmenter les tarifs. Il y a effectivement une partie de l’augmentation qui, de notre point de vue, revient à faire payer les consommateurs pour les limites du système de régulation et donc, d’une certaine manière, à faire supporter par eux, plutôt que par les fournisseurs, les limites de l’ARENH. Si c’est ce que veut dire la deuxième partie de la citation, je suis d’accord.

M. le président Julien Aubert. Pensez-vous que la CRE abuse de son pouvoir en faisant fi des lois existantes pour imposer par voie réglementaire ce qui relève du pouvoir législatif ? C’est ce qu’indique un article de Mediapart qui analyse la dispute entre vos deux institutions et tire notamment de votre avis, très long et argumenté, sur les changements de méthode et d’analyse du marché de la part de la CRE, la citation suivante : « Ces dispositions conduiraient à privilégier un mode de fixation des tarifs réglementés de vente […] qui pourrait porter atteinte à l’objectif de modération et de stabilité des prix de l’électricité que la loi assigne à ces tarifs ».

M. Umberto Berkani. Je ne le pense pas du tout. La CRE est totalement dans son rôle, qui est de proposer un tarif. Comme je l’ai dit, le système de régulation poursuit différents objectifs. Cela arrive, et ce n’est pas toujours facile. De notre point de vue, ces objectifs sont en partie contradictoires. Cela ne posait pas de problème, et c’était finalement assez neutre, tant que le plafond de l’ARENH n’était pas dépassé, mais il faut traiter les contradictions puisque c’est maintenant le cas.

Sans entrer dans les détails techniques, sauf si vous le souhaitez, je voudrais souligner que l’article R. 337-19 du code de l’énergie contient, en lui-même, les tensions entre les différents objectifs et les différentes conceptions de notre système de régulation. La CRE doit composer avec ces tensions et ces contradictions. Elle a proposé une méthode permettant d’appliquer sa compréhension de cet article, compte tenu de l’intégralité des textes qui encadrent son travail sur les tarifs. La CRE l’a fait d’une manière extrêmement transparente, non seulement dans sa délibération mais aussi à l’occasion d’une séance qui a eu lieu au sein de l’Autorité de la concurrence dans un contexte où la CRE savait, puisqu’il y avait déjà eu un autre avis, que nous n’étions pas tout à fait sur la même ligne sur certains sujets.

La CRE doit proposer un tarif. Celui-ci, de notre point de vue, intègre une partie des contradictions du système de régulation. Notre propos n’était pas de discuter les intentions de la CRE, mais de souligner le fait que les textes sont à tout le moins ambigus et en partie contradictoires en ce qui concerne les objectifs. Il y a donc des questions qui se posent sur le plan juridique, et il n’existe pas, selon nous, une seule interprétation possible. Compte tenu des conséquences auxquelles cela conduit, il faut être sûr que l’on retient la bonne interprétation et que celle-ci est consolidée juridiquement.

Le débat va, je le répète, au-delà de la question juridique. La CRE propose un tarif compte tenu de la conception qu’elle a, et en mettant tout sur la table. Nous qui avons forcément une vision un peu différente et qui avions indiqué, dans un précédent avis, qu’il fallait faire un pont entre les TRV et l’ARENH, en regardant bien les conséquences, nous disons au Gouvernement qu’il y a derrière cette proposition tarifaire un choix qu’il faut clarifier et assumer. Ce choix est d’autant plus important que c’est la première fois qu’on se trouve dans cette situation, mais sans doute pas la dernière. La méthodologie qui va être retenue continuera à s’appliquer dans le futur. Ce n’est pas la deuxième fois qu’il faut se poser la question, mais maintenant. Et cette question est à la fois juridique et politique. Chacun doit y répondre.

M. le président Julien Aubert. D’abord, un élément de diagnostic par rapport à ce que vous avez dit. On ne fait pas la concurrence pour la concurrence, mais pour atteindre un objectif, dont je rappelle qu’il s’agissait d’avoir des prix plus bas pour le consommateur et des acteurs capables de concurrencer le nucléaire, ou en tout cas l’acteur nucléaire, avec des modes de production alternatifs. À la fin, on a une hausse des tarifs, et le premier objectif n’est donc pas tenu. Vous nous avez également dit que le deuxième objectif n’était pas atteint.

Si je reprends votre triangle d’incompatibilité, vous nous dites en fait que l’on ne peut pas avoir des tarifs réglementés, l’ARENH et la concurrence. Il m’a semblé comprendre, d’après ce que vous disiez, que les tarifs réglementés sont peut-être le fautif, ou plutôt que s’il fallait choisir et bouger sur un point, ce serait plutôt là, selon vous. J’ai l’impression que pour la CRE ce serait plutôt du côté de l’ARENH. J’ai envie de vous poser une question un peu provocatrice : vu les résultats de la concurrence, n’est-ce pas le troisième objectif qu’il faut faire sauter ?

M. Umberto Berkani. Jolie question… (Sourires). Nous n’avons pas de préférence en la matière. Je vous ai dit, pour que mes propos soient clairs et transparents, que nous avons indiqué en 2013 nos doutes, s’agissant du marché du gaz, sur les TRV et leurs conséquences pour le fonctionnement de la concurrence. Depuis, la question des TRV avait été réglée, du moins jusqu’à ce jour : le choix avait été fait, et validé juridiquement, de les maintenir dans un certain objectif et selon certaines modalités.

Il y a effectivement une première question qui se pose : quid de l’ARENH ? Dans son avis 19-A-01, de janvier 2019, l’Autorité de la concurrence a dit que la solution technique la plus simple, en première analyse, serait de modifier le plafond de l’ARENH, même si cela présente quelques difficultés. La première est qu’il faut passer par la loi, ce qui ne se fait pas comme ça, même si j’ai bien vu qu’un amendement visant à remonter le plafond de l’ARENH a été déposé dans le cadre de la discussion sur le projet de loi relatif à la croissance et à la transformation des entreprises (PACTE). Au-delà des aspects techniques, il existe une question un peu plus globale. Lors de l’adoption de la loi NOME, on s’était demandé, notamment dans des échanges de lettres et dans les débats qui ont eu lieu, s’il faudrait augmenter le plafond à un moment. On pensait à l’époque que ce serait très lointain et même que cela n’arriverait pas, parce que tout irait bien quand on arriverait au plafond, mais la question peut se poser. Seulement, le plafond actuel repose sur un équilibre qui a été décidé lors de l’adoption de la loi NOME et, si l’on change le plafond, il est possible que cela change l’équilibre – si on modifie un tout petit peu le plafond, peut-être pas, mais si on le change beaucoup ou si l’on déplafonne complètement, on change vraiment le système.

Une première solution consisterait à modifier l’ARENH, effectivement. Le problème qui se pose, en ce moment, est que si on ne le fait pas, cela revient de fait à faire bouger les TRV et à changer leurs objectifs. Nous n’avons pas d’opinion à avoir sur ce point. Nous soulignons quel est l’objectif actuel des TRV et que si l’on augmente ces tarifs, il faut le dire et être clair sur le fait que, parmi tout ce que l’on pouvait changer, on a décidé de faire bouger les TRV. Le problème est qu’en agissant ainsi, on remet en cause leur objectif initial.

M. le président Julien Aubert. Faire bouger signifie augmenter ?

M. Umberto Berkani. Bien sûr.

Il reste votre troisième point : faut-il abandonner la concurrence ? Vous imaginez bien quelle va être ma réponse. (Sourires). Néanmoins, il y a effectivement une question à se poser, qui est sous-jacente et même presque explicite dans notre rapport de 2015 sur l’ARENH et dans nos avis actuels : quelle concurrence veut-on, et sur quel bout du marché ?

Je vais m’expliquer. Comme je l’ai dit tout à l’heure, il y avait dans la loi NOME, ou en tout cas dans l’ARENH, trois objectifs – ils concernaient le consommateur, le marché de gros et le marché de détail, pour faire simple. Quand un système atteint ses limites, on doit se demander si l’on peut réaliser tous les objectifs fixés et, si on ne le peut pas, s’il faut les hiérarchiser.

Dans notre avis de janvier 2019, on voit bien que le principal « focus » pour tout le monde reste le marché de détail, quitte à ce que la concurrence soit plus régulée ou régulée différemment sur le marché de gros. C’est alors que se pose la question de savoir quel est le type de marché et le type de concurrence que l’on veut avoir : a-t-on besoin de réguler et éventuellement de limiter la concurrence sur un bout pour en avoir un peu plus ailleurs ?

Derrière, il y a la question de savoir ce que l’on fait du nucléaire. Dans le rapport de 2015 sur l’ARENH, nous avons indiqué que pour favoriser le développement et le dynamisme du marché de détail il faudrait peut-être trouver un moyen de rendre plus neutre, ou plus isolée, la question du nucléaire.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous préciser ?

M. Umberto Berkani. Je peux préciser différentes hypothèses, mais elles ont toutes des conséquences et elles doivent toutes être expertisées.

M. le président Julien Aubert. Nous essayons d’analyser les causes. Ce sont des mesures techniques, mais il faut nous expliquer – en tout cas, il faut m’expliquer : je parle en mon nom propre – ce que cela implique quand on choisit une option. Quand vous parlez de faire bouger l’ARENH, je comprends que l’on donnera accès à des fournisseurs alternatifs à une part plus importante de l’électricité nucléaire, en espérant qu’ils puissent remonter l’amont pour devenir de véritables producteurs – tout en sachant que cela n’a donc pas fonctionné. Quelque part, cela revient à considérer de plus en plus l’énergie nucléaire, alors qu’on veut en sortir, ce qui est peut-être un sujet, comme un bien d’intérêt général servant de moteur de la concurrence pour d’autres énergies. J’aimerais que vous précisiez les conséquences de ce que vous proposez – ou évoquez.

M. Umberto Berkani. Merci pour cette dernière précision. (Sourires).

La question est effectivement de savoir pourquoi on mettrait à disposition plus ou moins de nucléaire.

En ce qui concerne le point de chute, il y a une réponse technique, mais aussi juridique et politique, que je n’ai pas et qui change un peu la donne. Pour l’instant, on a vu qu’il n’a pas été possible pour les alternatifs de remonter la chaîne de valeur, notamment pour de l’énergie de base pouvant concurrencer le nucléaire. Il existe une question – et je n’ai pas la réponse, je le répète – qui est de savoir si, dans un futur plus ou moins proche, la part du nucléaire va baisser soit parce qu’on l’aura décidé juridiquement, c’est-à-dire politiquement – indépendamment du coût respectif du nucléaire et des autres énergies, on déciderait une baisse pour des raisons un peu exogènes et, dans ce cas-là, vous voyez bien qu’il serait plus facile pour les concurrents de se positionner sur l’amont – soit parce que les énergies renouvelables vont voir leur coût baisser et que, éventuellement, le nucléaire va voir ses coûts augmenter – mais cela peut être uniquement parce que le renouvelable verrait ses coûts baisser – et leur compétitivité relative évoluerait alors.

Si c’est atteignable à court ou moyen terme et si c’est en accord avec le mix énergétique projeté pour dans quelques années, on peut se dire que le système peut continuer à fonctionner d’une manière transitoire et qu’il faut juste le recalibrer, soit dans le temps soit dans les montants, ou plutôt les volumes, pour aboutir à cet objectif. Si c’est possible, on est bien dans un système transitoire, quitte à ce que la transition dure plus longtemps. Si ce n’est pas possible, ou si la perspective est tellement lointaine que l’on rencontrera des difficultés, alors il faut se poser la question de savoir si l’on doit pérenniser l’ARENH, ou son équivalent.

Il y a ensuite de nouvelles questions à se poser : vous voyez bien que si l’on pérennise l’ARENH, il reste à savoir à qui et à quoi on donne accès. Il existe différents modèles.

Le premier, et c’est sur ce plan que l’Autorité de la concurrence s’est un peu alertée en janvier 2019, consiste à considérer que, quelle que soit la façon juridique de procéder, on a du nucléaire et ensuite des fournisseurs qui se servent, y compris EDF, dans les mêmes conditions. On peut assez bien imaginer ce modèle – il y aura vraisemblablement des conséquences financières pour la gestion de la transition, mais on peut l’imaginer. Ce modèle peut être construit d’une manière clairement patrimoniale, mais aussi financière, etc.

Dans le décret que nous avons analysé en janvier dernier, on voyait un peu ce schéma se profiler. Sur plusieurs points du décret, on observait plus de symétrie par rapport à EDF. C’est un choix possible. Néanmoins, de notre point de vue, il ne se fait pas par décret. Il y aurait en tout cas cette solution, qui consiste finalement à isoler un peu le nucléaire en amont, puis à assurer une égalité entre les différents producteurs. C’est généralement l’image que l’on a en tête pour une facilité essentielle ou une boucle locale : on isole ce qui est au-dessus.

M. le président Julien Aubert. Que veut dire « isoler le nucléaire » ? C’est comme la louve romaine qui donne la tétée ?

M. Umberto Berkani. Isoler revient à considérer qu’il y a bien un marché en amont. Je ne suis pas sûr de bien saisir votre comparaison (Sourires), mais je vais quand même répondre à la question.

M. le président Julien Aubert. C’est le symbole de la louve qui donne la tétée aux petits louveteaux.

M. Umberto Berkani. EDF serait alors un louveteau à côté des concurrents alternatifs. Vous voyez bien que ce serait un changement assez radical du point de vue patrimonial. Sur le plan théorique, c’est néanmoins un des systèmes que l’on peut envisager.

L’autre système serait de considérer le nucléaire comme une sorte de bien public. Tout consommateur aurait sa part de nucléaire dans sa facture. On répartirait son coût entre tout le monde et la concurrence se ferait sur le reste. Je m’explique : au lieu d’avoir des fournisseurs qui récupèrent une part du nucléaire et la revendent ensuite, il y aurait un service public du nucléaire, ou un service public de la base, car une partie de l’hydroélectricité pourrait éventuellement en faire partie. Une partie du tarif de la facture serait fixée là-dessus, sans que cela puisse représenter, compte tenu de notre parc de production, l’intégralité. Sur l’autre partie, 25 % ou 30 % du total, on choisirait un fournisseur – les gens se fourniraient auprès du meilleur fournisseur sur cette partie.

On peut sans doute imaginer d’autres systèmes théoriques, mais l’idée est de dire, en gros, que si l’on doit pérenniser le fonctionnement de la concurrence, il faut bien admettre que le nucléaire change la donne sur le marché français et trouver une façon de le rendre neutre pour la concurrence sur le marché de détail.

M. le président Julien Aubert. Merci pour ces précisions. Je pense que mes collègues ont ainsi pu comprendre toutes les ramifications.

On arrive au dernier point de ma réflexion. Il y a deux choses que je n’arrive pas vraiment à concilier. D’un côté, on nous dit que les énergies renouvelables, ou en tout cas certaines d’entre elles, deviennent matures, que c’est une question d’années. Le président de la CRE nous a dit que tout le monde serait à un étiage compris entre 60 et 80 euros le mégawattheure. On serait plutôt tenté d’en tirer comme conséquence qu’il faut laisser l’éolien, le photovoltaïque et le nucléaire se concurrencer, en matière de prix. La logique serait de se dire, alors, qu’il faut enlever les petites roulettes – on a un tricycle aujourd’hui – pour que tout le monde soit sur un vélo. En même temps, on nous dit qu’il faut quand même y aller lentement, car c’est mature mais pas tout à fait, et on nous présente la douloureuse, qui est déjà assez élevée. D’un autre côté, vous faites le pari que le nucléaire pourrait rester compétitif, dans la deuxième option, et qu’il faudrait donc le sortir de l’équation pour ne pas distordre la concurrence. Dans ce cas, le nucléaire aurait quand même une fonction très bizarroïde. On se demande pourquoi on agirait de la sorte si l’on considère que l’on va bien vers une maturation de la concurrence. À la limite, je n’ai pas de religion sur ce sujet, mais nous avons, en tant que représentants de la Nation, une responsabilité en ce qui concerne le coût. Il y a un climat social particulier, sur le plan de l’acceptabilité. Or toutes les options ne sont pas égales si, dans un cas, la facture d’électricité augmente de 30 % et, dans l’autre, de 5 % ou 10 %. Il faut prendre en compte cet aspect.

J’aimerais comprendre si le fait d’avoir misé sur les énergies électriques vertes, dont on sait qu’on a les a subventionnées en faisant parfois des erreurs, et avec une stratégie descendante, a provoqué une augmentation naturelle du coût de l’électricité produite, ce qui expliquerait tous les problèmes… Si l’on continue, on va mécaniquement avoir une hausse du prix de l’électricité qui posera des problèmes structurels et systémiques de plus en plus importants : on n’arrivera pas à concilier un prix de l’électricité bas, notamment pour les ménages les plus précaires, le déploiement de l’énergie verte, qui coûterait très cher, et le risque pesant sur le moteur de l’ensemble – celui de voir la fameuse louve, que j’évoquais, devenir un peu rachitique parce que, entre la concurrence qu’elle subit et le fait que l’on partage, elle finit, à un moment, par ne plus arriver à alimenter tout le système. Avez-vous des éléments de réponse qui permettraient de m’éclairer ? Nous passerons ensuite aux questions du rapporteur.

M. Umberto Berkani. Si j’avais osé, j’aurais moi aussi utilisé la métaphore des roulettes et du vélo dans mon propos liminaire ! Beaucoup de vos questions méritent des réponses techniques et prospectives dont je ne dispose pas. Effectivement, même si les coûts s’harmonisent, on peut se demander s’il ne faut pas conserver les petites roulettes un peu plus longtemps, au motif que tout fonctionnera bien quand on les enlèvera... Je ne suis pas capable de vous le dire. Pourtant, c’est l’une des questions fondamentales à laquelle il faut répondre avant de se projeter dans un système de marché.

Il faut distinguer la réalité industrielle – le coût auquel on va arriver – et la réalité politique. Si, pour des raisons autres que celles du fonctionnement du marché et de la concurrence, on décide de réduire la part du nucléaire, il y aura plus de place pour d’autres producteurs et d’autres productions à moyen terme. Dans ce cadre, il n’y a pas de raison que les fournisseurs alternatifs ne récupèrent pas leur part de cette production.

Cela aura-t-il une conséquence sur les coûts ? C’est une autre question, à laquelle je ne sais pas répondre. Mais, en tout état de cause, il faut trancher le problème, tant d’un point de vue industriel – de réalité des coûts – que d’un point de vue politique – que veut-on faire avec notre mix énergétique ? Tant que nous n’aurons pas les idées claires, on ne pourra pas dire si l’ARENH ou tout autre système de régulation doit être pérennisé ou si, comme on l’avait imaginé au départ, ce système doit rester transitoire…

C’est une question difficile, mais essentielle. On peut aussi parier que cela n’interviendra pas à court terme et qu’il peut donc être utile de repenser un système de type ARENH sur le long terme. Mais cela dépasse mes compétences.

Quant au coût des EnR dans l’absolu, et à leur responsabilité dans l’augmentation de la facture, nous nous y sommes relativement peu intéressés dans nos derniers travaux comme de manière plus générale. Certes, nous avons traité quelques cas contentieux, mais ils n’avaient pas de liens directs avec les énergies renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Vous voulez dire en 2019 ?

M. Umberto Berkani. Je fais référence à la proposition d’augmentation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vais vérifier si j’ai bien compris les termes du débat concernant les 100 TWh. Il s’agit de trancher une question quasi philosophique : les concurrents ont-ils besoin de plus de soutien ou de plus de temps pour arriver à maturité, au motif que l’on aurait sous-estimé le temps nécessaire dans la première configuration ? La mise en concurrence visait à aboutir à un prix plus bas et à une capacité à compenser à terme, dans une optique de transition. L’a-t-on bien évalué au démarrage ?

En effet, le dispositif est assez récent puisqu’il date de 2010. À cette époque, on pensait que le plafond de 100 TWh était très élevé et qu’il y aurait peu d’acteurs sur le marché. Or beaucoup d’acteurs se sont déployés, sur des volumes plus importants que les estimations initiales, avec des niveaux de maturité différents et une plus grande fragilité que les acteurs historiques initiaux : si six acteurs – et non deux cents – s’étaient réparti les 100 TWh, ils auraient été suffisamment robustes. Nous avons probablement sous-estimé ce foisonnement d’acteurs, leur créativité et leur innovation.

Doit-on veiller à ne pas « rendre la louve rachitique », rester à 100 TWh et demander aux fournisseurs alternatifs de monter en compétence dans ce système contraint ? Dans ce contexte, par le biais de la concurrence, seuls les meilleurs survivront.

Ou doit-on au contraire faire évoluer le système du fait de ces différences de maturité, afin de ne pas tuer l’émergence d’une concurrence plus importante, plus intéressante et plus solide à terme ?

M. Umberto Berkani. Je ne suis pas capable de vous le dire. J’ai l’impression que vous estimez que le nombre de concurrents a limité leur faculté à remonter la chaîne de valeur. Je ne suis pas sûr que ce soit lié.

Certains concurrents ont une politique active de montée en capacité. Mais quelles capacités de base leur permettent de concurrencer le niveau de compétitivité du nucléaire ? Là est le problème : il n’y en a pas beaucoup. Le nucléaire en fait partie, mais pour différentes raisons, il n’a pas été possible de monter en valeur sur le nucléaire. L’hydraulique en fait aussi partiellement partie – mais seuls 20 TWh d’hydraulique peuvent être considérés comme de la base sans débat, puisqu’il faut faire la différence entre le fil de l’eau et la pointe.

C’est donc moins une question liée au nombre d’acteurs – vous interrogerez les acteurs, peut-être auront-ils une vision plus précise que la mienne – mais une question de compétitivité et de prix de revient des différentes énergies. Si, pour des raisons presque exogènes au système de régulation, à moyen terme, dans une perspective raisonnable, les niveaux de coût se rapprochaient, cela changerait-il la donne ? Dans ce scénario, on considérera qu’au moment où le petit garçon est monté sur son vélo avec ses roulettes, la route était en pente – il n’arrivait donc pas à pédaler. Maintenant qu’il a atteint le plat, il va pouvoir avancer ! Quand il avancera, on pourra enlever ses roulettes et il ira tout droit. Je ne peux vous le dire. Cela peut marcher, auquel cas la première phase ne sera pas représentative de la suite.

En 2015, nous étions arrivés à la conclusion qu’entre 2010 et 2015 il ne s’était pas passé grand-chose du point de vue de la remontée de chaîne de valeur sur les capacités de production de base. Nous ne voyions pas exactement ce qui pourrait changer. En 2016, les prix de gros sont passés sous l’ARENH et cela n’a pas posé de difficultés.

Désormais, parce qu’ils ont été dynamiques et qu’une partie des tarifs a été supprimée, les fournisseurs alternatifs ont besoin de toute l’ARENH disponible, ce qui engendre la difficulté actuelle. Est-ce à l’ARENH de permettre aux fournisseurs alternatifs de contester les tarifs – de marché ou réglementés – d’EDF ? Doit-on rester sur le plafond initial de 100 TWh car c’est la règle du jeu et le dépasser aurait des conséquences ? Ou doit-on le remonter pour permettre à la concurrence de se développer, tout en évitant une hausse des tarifs réglementés ?

C’est la question fondamentale. Il existe au moins deux instruments de régulation sur le marché, chacun doté d’une mission propre : veut-on que chacun continue à jouer son rôle ? Si oui, il faut procéder à un ajustement ; si non, les tarifs réglementés risquent d’augmenter. S’il s’agit de signifier que les tarifs réglementés n’ont plus d’intérêt, autant l’assumer ! Dans le cas contraire, il faut procéder à un ajustement de l’ARENH. Dans les deux cas, il faut se positionner sur la hiérarchie des objectifs et les moyens pour les atteindre.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous estimez qu’entre 2010 et 2015 les choses n’ont pas tellement changé. Mais dans la mesure où les temps de sortie des projets EnR sont longs – souvent de trois ou quatre ans –, le statu quo durant cette période n’est pas étonnant. N’est-il pas un peu tôt pour faire un bilan ? Dans quelle mesure est-on capable d’évaluer la fiabilité des projections ? Ces questions recoupent la deuxième partie des travaux de notre commission d’enquête.

En résumé, rester sur ce modèle, est-ce de l’entêtement ou du bon sens – si l’on considère qu’il faut lui laisser le temps de maturer ?

M. Umberto Berkani. Le système de régulation était prévu pour une durée relativement courte. Certes, le bilan de 2015 a été réalisé rapidement – cinq ans après le démarrage du dispositif – mais cette période représente un tiers de la durée et ce n’est ni en juin 2025, ni en décembre 2024 qu’il va falloir se poser la question de la poursuite – ou non – du dispositif...

C’est pourquoi en 2015, nous avons fait le constat qu’il ne s’était pas passé grand-chose. Par ailleurs, les experts estimaient alors qu’il ne se passerait peut-être pas grand-chose, non parce que les fournisseurs alternatifs n’avaient pas essayé de développer leurs capacités de production, mais parce qu’on ne savait pas s’ils seraient en mesure de devenir compétitifs en développant ces capacités de production.

M. le président Julien Aubert. Certes, il y a un problème lié à la taille. Mais quand vous savez qu’avec l’ARENH vous pouvez obtenir un bon prix, cela vous pousse-t-il à vous structurer ? En réalité, la concurrence n’est-elle pas virtuelle ? En tout cas, elle est très particulière : il est rare d’aller acheter les tomates du voisin en lui disant : « Tu es obligé de me les vendre moins cher. Je les vendrai ensuite avec une marge, en faisant une meilleure communication que toi. ». Dans ce cas, en effet, pourquoi produire des tomates si on peut en acheter à bon prix et que votre concurrent est obligé de vous les vendre ? Le fonctionnement du système n’est-il pas partiellement vicié, ce qui expliquerait l’absence de fournisseurs associés dans une logique de production – de la production à la consommation – dans le secteur des énergies alternatives ?

M. Umberto Berkani. Pour filer la métaphore, votre question équivaut à se demander si on doit mettre des roulettes au vélo de son petit garçon ou si cela va l’empêcher de se lancer…

Devant l’Autorité de la concurrence, les acteurs prétendent que leur marché est particulier dans quasiment tous les dossiers ! En l’occurrence – et j’ai analysé différents marchés –, on peut dire que le marché français de l’électricité est particulier. D’une certaine façon, si l’électricité était la propriété d’un monopole, ce serait plus simple : on aurait une facilité essentielle et on procéderait comme pour la boucle locale.

M. le président Julien Aubert. Le monde change…

M. Umberto Berkani. Qu’il n’y ait pas de malentendu : on pourrait aussi dire « une entente, c’est plus simple, tout le monde est d’accord ! ». Là n’est pas la question. Moins de concurrence, serait-ce une bonne ou une mauvaise chose à court, moyen et long termes ? Quel modèle de concurrence souhaite-t-on ? Il y en a plus d’un possible.

Soyons clairs, la France a une particularité : sa production électrique, même si, sur le détail et la fourniture, il n’y a aucune raison qu’il n’y ait pas de concurrence. Dans ce cadre, comment régule-t-on mieux ? Le système avait été imaginé pour permettre à moyen terme une concurrence sur les marchés de gros et de détail, dans l’esprit des directives. Dans l’avis de 2019, nous soulignons la complexité à anticiper. Ce n’est pas une réussite… Pour autant, certains opérateurs se sont structurés, comme Direct Énergie, racheté par Total, qui est désormais un opérateur disposant d’une force de frappe sur différents segments du marché de l’énergie.

Doit-on se rapprocher d’un système avec plusieurs opérateurs intégrés sur des segments différents ? Comment faire pour que tout fonctionne le mieux possible ? En France, la concurrence sur le marché de détail est prépondérante pour le dynamisme et le bon fonctionnement du marché. Comment régule-t-on son environnement pour que cela fonctionne le mieux possible ?

En l’état actuel de la loi NOME, nous avons fait un choix de régulation, avec des postulats, des objectifs et des moyens. Pour l’instant, les objectifs ne sont pas vraiment atteints, ce qui nous oblige à reposer l’équation : que veut-on faire et comment le fait-on ?

Le problème n’est pas simple, du fait de questions techniques sous-jacentes – pour lesquelles nous n’avons pas forcément les réponses –, de problématiques exogènes au fonctionnement concurrentiel du marché – que veut-on faire de notre mix énergétique ? – et des questions financières – quels investissements réaliser de suite et plus tard ? Enfin, il faut savoir ce que l’on fait de nos choix politiques historiques. Bien entendu, l’Autorité de la concurrence ne saurait traiter tous ces sujets. En outre, s’ils doivent être traités de façon concomitante et si l’on souhaite mettre en place un bon système, cela va prendre du temps et 2025 est proche !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Suite à la proposition de la CRE d’augmenter le tarif réglementé de 5,9 %, vous indiquez qu’une partie de la hausse dépend du plafond de l’ARENH, ce qui conduit à une sur-rémunération d’EDF. Vous partez donc du principe qu’on engraisse la louve avec ce système. Mais ne s’agit-il pas plutôt de la laisser tranquille ?

M. Umberto Berkani. Dans un système classique de régulation des prix réglementés, on ajoute simplement ce qu’on appelle une « marge raisonnable » aux coûts de l’opérateur. Mais, dans le cas présent, une partie assez importante de l’augmentation n’a rien à voir avec l’augmentation des coûts de l’opérateur : si le coût est de 10 et que j’ajoute 0,3 de marge, mais que je facture 11 pour des raisons exogènes, la différence de 0,7 est bien une sur-marge.

Vous avez raison, nous estimons que cette augmentation conduit entre autres à rémunérer davantage EDF. Notre analyse ne juge absolument pas de l’opportunité de cette décision. Bien entendu, les pouvoirs publics peuvent utiliser les tarifs réglementés – ce sont des tarifs réglementés – pour mettre en œuvre des impératifs politiques. On considérera alors que le consommateur – dont j’espère qu’il sera quand même un peu protégé – peut payer un peu plus. Mais il faut le dire ! Or ce n’est pas le cas…

M. le président Julien Aubert. Parlez-vous des tarifs réglementés ou de l’ARENH ? Affirmez-vous que l’augmentation des tarifs réglementés conduit à une sur-rémunération d’EDF ?

M. Umberto Berkani. On sait que 60 % de l’augmentation prévue résulte de l’augmentation des coûts d’EDF – incluant sa « marge raisonnable ». Cela signifie que 40 % n’est pas liée à l’augmentation des coûts d’EDF, mais à ceux de l’ARENH et aux conséquences du dépassement de l’ARENH pour les alternatifs.

M. le président Julien Aubert. Le dispositif de dépassement de l’ARENH induit selon vous une sur-rémunération pour EDF, c’est bien cela ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si je comprends bien, ce sont les 33 TWh qui n’ont pu être livrés à ses concurrents qui induisent la sur-rémunération d’EDF.

M. Umberto Berkani. C’est la transposition de ce décalage dans les tarifs réglementés qui a abouti à une sur-rémunération d’EDF. Dans la proposition de tarifs, une partie de l’augmentation est justifiée de la manière suivante : compte tenu du fait que les fournisseurs alternatifs ne vont pas avoir toute l’ARENH qu’ils ont demandé, ils vont devoir acheter de l’énergie sur les marchés de gros dans des conditions dégradées – au dernier moment. Ils vont donc la payer plus cher. Afin que les tarifs réglementés ne soient pas contestables par ces alternatifs, il faut les augmenter.

Cette partie de l’augmentation des tarifs réglementés n’est plus le reflet de l’augmentation des coûts d’EDF, mais des contraintes de coût subies par les concurrents. On les fait subir par transposition aux tarifs réglementés de vente (TRV), et donc aux clients, d’EDF.

La CRE l’indique de façon très transparente dans sa délibération – même si c’est plus complexe d’un point de vue juridique et financier –, en complément des habituels coûts, les tarifs comportent une brique additionnelle : le surcoût lié à la transposition de la situation des concurrents. C’est ce que nous considérons comme un effet d’aubaine pour EDF, qui peut avoir des conséquences positives si on prend le système dans sa globalité. Mais si tel est l’objectif, il suffit de le dire, afin d’en discuter en toute transparence.

M. le président Julien Aubert. Si les fournisseurs alternatifs avaient remonté la chaîne de valeur et disposaient de leur propre mode de production, l’effet aurait-il été le même ?

M. Umberto Berkani. Non, effectivement, si leurs capacités de production étaient compétitives.

M. le président Julien Aubert. Le système tourne en rond.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ils sont donc tous interdépendants. Dans votre avis, vous écrivez qu’avec ce système, la marge réelle passerait de 3,80 à 7,10 euros par MWh pour les tarifs bleus vendus aux ménages, soit une hausse de 87 %, et de 3,20 à 6,50 euros par MWh pour les tarifs bleus des petits producteurs, soit une hausse de 103 %. Comment passe-t-on de 5,9 % à 103 % d’augmentation pour les professionnels et 87 % pour les particuliers ?

M. Umberto Berkani. Quand votre marge passe de 3,2 % à 6,5 %, elle augmente de 3,3 points, soit 100 %.

Mme Laure de La Raudière. Dans l’absolu, c’est plus grave ! C’est incroyable : je connais peu d’entreprises où l’on constate de telles hausses !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il faut savoir à quoi sert cette marge : est-ce une auto-rémunération ? Le cadeau qu’EDF se fait à lui-même ? Quelle logique sous-tend cette hausse ?

Pourriez-vous également nous expliquer la différence entre les ménages et les petits professionnels ? L’augmentation est globale : pourquoi constate-t-on des différences de pourcentages ?

M. Umberto Berkani. La hausse n’est pas globale. La CRE valide différentes hausses de tarifs, en fonction des types de consommateurs et de différents facteurs. Nous avons choisi deux lignes dans l’avis, afin que notre propos soit le plus compréhensible possible. Il existe dix sous-catégories de tarifs réglementés – cinq pour les clients résidentiels, appelés RES1, 2, 3, 4 et 11, et cinq pour les petits professionnels, appelés PRO1, 2, 3, 4 et 11. Vous retrouvez toutes les données dans la délibération de la CRE.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Je vais revenir sur l’ARENH, même si nous avons déjà beaucoup débattu du sujet. Si l’on mise sur la baisse du nucléaire telle que prévue et sur l’augmentation des EnR, on peut considérer que l’ARENH, qui était un dispositif transitoire, doit le rester, mais qu’en l’état actuel il pose des difficultés, voire qu’il est obsolète. Le relèvement du plafond des 100 TWh n’est pas la seule problématique. Derrière ce dispositif, il y a des défauts et des effets d’aubaine. Vous avez parlé des effets d’aubaine : certes, ils existent pour EDF, mais aussi pour les fournisseurs alternatifs qui actionnent l’ARENH lorsque le tarif est haut et la « délaisse » quand il est très bas – ce qui peut se comprendre. Durant cette période transitoire, considérez-vous que l’ARENH pourrait avoir un plafond et un plancher ?

Ma deuxième question sera plus provocatrice : finalement, ne demande-t-on pas à l’opérateur historique – et donc un peu à l’État qui détient encore 85 % de son capital – de subventionner des concurrents qui captent des actifs existants sans pour autant investir ? Or ce manque d’investissement amont dans les énergies alternatives a pour conséquence l’absence d’une véritable concurrence et l’échec de la troisième partie du triptyque. Cette situation peut-elle durer ? Si l’on peut considérer qu’elle était nécessaire au début de la mise en concurrence, est-ce encore le cas ? Par le biais des tarifs, ne fait-on finalement pas porter aux consommateurs le subventionnement des concurrents ?

M. Umberto Berkani. La majorité de vos questions concernent l’architecture du marché. Je tiens à être clair : l’Autorité de la concurrence n’est pas paysagiste, c’est un simple jardinier qui évite que les mauvaises herbes poussent. Lorsqu’un projet de loi est présenté, on nous demande souvent notre avis. Nous le donnons bien volontiers, mais n’avons pas ex ante d’opinion sur l’architecture du marché.

Je le répète : nous souhaitions simplement être certains que le débat sous-jacent avait été bien perçu par le Gouvernement et la représentation nationale. Grâce à la discussion au sein de cette commission, j’en suis maintenant convaincu. C’est une bonne chose.

Ensuite, il y aura des choix à faire. Nous sommes prêts à y être associés, mais je ne peux dès à présent répondre à vos questions.

Concernant les effets d’aubaine et l’arbitrage, il faut comprendre qu’après sa mise en place, les fournisseurs alternatifs ont utilisé le système de manière rationnelle et optimale. Si vous lisez nos différents avis, vous aurez constaté que l’une de nos difficultés a été de tenter de corriger les effets d’aubaine liés à toutes les situations non anticipées – soit parce que, techniquement, on ne savait pas que c’était possible, soit après que les prix du marché de gros sont passés en dessous de l’ARENH. Ces effets d’aubaine n’étaient pas voulus par les pouvoirs publics, ni à l’origine par les alternatifs, mais ils en ont profité autant qu’ils le pouvaient – c’est le jeu.

Vous avez raison, si on réforme, prolonge ou pérennise l’ARENH, cela va forcément changer sa nature, donc ses mécanismes et donc les « trous dans la raquette » que sont les effets d’aubaine. Il n’existe pas vraiment d’autres solutions, sauf à tout arrêter, comme vous le suggérez. Mais cela me semble délicat, car cela sous-entend que les fournisseurs alternatifs sont responsables de ne pas avoir remonté la chaîne de valeur, ce qui n’est pas le cas.

Mme Marie-Noëlle Battistel. C’est un constat, et vous le faites aussi.

M. Umberto Berkani. Effectivement, ils ne l’ont pas remontée. Mais nous n’estimons pas qu’ils en sont responsables. D’autres difficultés sont en cause : pour remonter la chaîne de valeur, il faut savoir dans quel type de capacités de production investir. Vous connaissez comme moi les difficultés liées aux discussions en cours dans le secteur de l’hydroélectricité. En outre, y a-t-il des possibilités dans le nucléaire ?

Pour répondre à ces questions, nous devons être clairs sur les perspectives à moyen terme – quitte à ce que ce soit un peu plus tard que 2025 – et nous devons trancher : dans quelles capacités de production les fournisseurs alternatifs pourraient-ils investir de manière compétitive, soit parce la part du nucléaire a diminué, soit parce que les coûts sont plus proches. Dans ce cas, prolonger l’ARENH ou son équivalent pourrait être intéressant.

Si ce n’est pas possible, la décision doit être plus radicale et l’architecture du marché intégralement repensée. Mais c’est là un choix politique global…

Mme Marie-Noëlle Battistel. Afin qu’il n’y ait pas d’ambiguïté, je vais reformuler mon constat, qui semblait aussi être le vôtre : ce modèle triptyque avait justement été initié pour permettre aux fournisseurs alternatifs de remonter la chaîne de valeur. Or ils n’y sont pas parvenus. N’est-ce pas que le modèle ne convient pas et ne permet pas cette remontée de la chaîne de valeur ? En conséquence, ne faut-il pas en changer totalement ?

Bien sûr, je n’attends pas de réponse de votre part sur le modèle alternatif. Il ne s’agit pas de porter un jugement de valeur concernant les fournisseurs alternatifs, mais simplement de constater que le modèle choisi n’a pas atteint ses objectifs.

Vous avez évoqué l’hydroélectricité. On avait envisagé une ARENH hydroélectrique – c’est-à-dire la possibilité de donner un volume productible aux fournisseurs alternatifs. Pour le moment, cela n’a pas été mis en œuvre. Au regard de l’échec de l’ARENH, peut-être ne faut-il pas aller dans ce sens, mais plutôt refondre intégralement le modèle, sur la base de la sécurisation, afin que ce bien public serve en premier lieu aux consommateurs, le complément d’énergies renouvelables – hors marché de base – pouvant, lui, être totalement ouvert afin que les fournisseurs alternatifs puissent investir sur les capacités.

M. Umberto Berkani. Je vous rejoins totalement sur la première remarque. C’est le sens du travail de l’Autorité de la concurrence depuis 2014-2015. La seule nuance – nous l’avons évoqué en début d’audition – c’est l’éventuelle perspective d’une réelle concurrence sur la production à moyen terme par les autres modes de production, dont les coûts se rapprocheraient. Nous ne l’avions pas en tête à l’époque ; il convient donc d’expertiser ce point.

Si ce n’est pas le cas, notre intuition était la bonne dès 2015 : doit-on aller au bout de l’ARENH, ou penser un nouveau système global, avec un objectif en moins ? Il s’agirait toujours de faire bénéficier le consommateur de la compétitivité du parc nucléaire et, plus largement, des capacités de production française, tout en développant une concurrence maximale sur le marché de détail, quelle que soit son architecture – qui dépendra en partie de celle qu’on donnera au marché de gros. Ces deux objectifs – sur les trois que comporte la loi NOME – sont absolument indispensables. Je suis convaincu qu’il faut mettre en place un système qui permettra de tirer tous les bienfaits de la concurrence sur le marché de détail.

Mme Laure de La Raudière. Le schéma que vous avez évoqué se rapproche-t-il d’une forme de service universel d’accès à l’électricité de base produite par les centrales nucléaires, qui serait différent de l’ARENH et obéirait à une réglementation beaucoup plus simple ? On a l’impression que le système actuel, très complexe, prive les opérateurs alternatifs d’une vision suffisante pour investir ; sans prédictibilité, ils ont davantage intérêt à utiliser les marges de manœuvre de fonctionnement qui existent.

M. Umberto Berkani. Je n’ai évoqué que deux pistes et je suis persuadé qu’il en existe d’autres. Ces systèmes tendent à isoler la production nucléaire du fonctionnement du marché, afin d’éviter qu’elle ne soit touchée par d’éventuelles défaillances.

Dans le premier schéma, l’ensemble des fournisseurs, y compris EDF, accèdent à l’énergie nucléaire et le répliquent dans leur offre aux clients : c’est une forme d’ARENH, mais totalement déplafonnée. Il est inutile de revenir sur les problèmes que cela pose, notamment au regard de la situation d’EDF et du statut actuel des centrales nucléaires.

Le second schéma consiste à isoler, de manière verticale, la production nucléaire, jusqu’à la facture du client. Cette part peut être de 70 %. L’autre part est fournie par un opérateur, qui peut être EDF, avec d’autres types de rémunération.

M. le président Julien Aubert. Cela ressemble au modèle de la sécurité sociale, avec une base et une complémentaire ; le client choisit sa mutuelle.

M. Umberto Berkani. En quelque sorte.

Mme Laure de La Raudière. Le problème, c’est que la part de l’énergie de base peut changer. Le premier système est sans doute plus simple à faire évoluer dans le temps.

M. Umberto Berkani. On peut aussi se dire qu’au fur et à mesure que la part du nucléaire baissera, la part complémentaire augmentera et le marché empiétera davantage sur le fonctionnement. Encore une fois, je mesure mal les difficultés et les conséquences de la mise en place d’un tel système ; je ne doute pas que d’autres auditions permettront de mieux vous renseigner sur la faisabilité de cette proposition.

M. Vincent Thiébaut. Ce que vous contestez, ce n’est pas tant l’augmentation des tarifs préconisée par la CRE mais la méthode de calcul retenue par la commission. L’augmentation de 5,9 % est due, pour 1,3 %, au dispositif qui assure l’approvisionnement en cas de surproduction, pour 2,4 % au marché et, pour 2,2 % au rationnement de l’ARENH. C’est bien la justification du rationnement de l’ARENH que vous critiquez.

Par ailleurs, quels sont les critères que l’Autorité de la concurrence retient lorsqu’elle évalue la concurrence ? Prenez-vous en compte les critères liés aux problématiques environnementales ?

M. Umberto Berkani. C’est en effet sur la justification et l’évaluation de la part liée au rationnement de l’ARENH que nous avons émis des doutes, car cela risque de changer le message et les objectifs assignés aux différents outils. Si l’on doit prendre en compte le rationnement, il faut le dire et l’assumer. Mais pourquoi aller dans ce sens, alors que nous nous sommes battus pour maintenir en France les tarifs réglementés de vente de l’électricité, les TRV ?

Votre deuxième question est plus large et j’y répondrai en distinguant deux situations. Dans le cadre d’une procédure contentieuse, lorsqu’il appartient à l’Autorité de la concurrence d’évaluer l’existence d’une pratique anticoncurrentielle – entente ou abus de position dominante –, un motif environnemental peut justifier cette pratique s’il est démontré qu’il existe bien un intérêt pour le consommateur, que ce qui a été fait était proportionné à l’intérêt du consommateur, que la concurrence a néanmoins pu jouer, et qu’il n’existait pas de solution moins restrictive de la concurrence. La démonstration est difficile à mener, mais il est arrivé que ce motif soit retenu.

En rendant des avis, l’Autorité de la concurrence joue aussi un rôle de conseil auprès des pouvoirs publics, et au premier chef, du Gouvernement. Si elle juge qu’un texte est de nature à restreindre la concurrence, elle proposera des aménagements pour que l’objectif d’intérêt général, qui peut être de nature environnementale, puisse être atteint sans que la concurrence soit faussée – il ne s’agit pas de réguler l’intégralité du marché pour que les choses aillent mieux. Elle pourra aussi juger que l’intérêt général ne justifie pas une mesure restrictive de concurrence. Ainsi, sur la réforme ferroviaire, la question était de savoir si le projet industriel, d’intérêt général, justifiait de modifier un système jugé plus concurrentiel.

M. Anthony Cellier. Vous êtes saisis de l’augmentation des tarifs de l’électricité, très présente dans l’actualité puisque même Mediapart s’y intéresse. Je trouve d’ailleurs savoureux que le président trouve son inspiration dans ce média !

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie de souligner mon ouverture d’esprit.

M. Anthony Cellier. Ne faudrait-il pas introduire plus de concurrence au sein même de l’ARENH ? Fixer le tarif à 42 euros avait pour objet de faire bénéficier les EnR d’un tarif compétitif, celui de l’électronucléaire. Le président de la CRE nous a expliqué que les prix de production du MWh selon le mode de production, nucléaire ou EnR, se rapprochaient et allaient peut-être bientôt se croiser. L’effet d’aubaine que représente pour les EnR le prix compétitif de l’électronucléaire va se réduire. Faut-il prévoir de moduler l’ARENH dans le temps en fonction des projections faites sur le coût du MWh nucléaire ?

M. Umberto Berkani. L’Autorité de la concurrence n’est pas en charge du calcul du montant de l’ARENH, mais je crois que c’est une tâche difficile. Moduler le prix ajoutera encore à la complexité.

L’ARENH a été mis en place parce que nous partons du principe que les concurrents doivent avoir accès à une partie de l’énergie produite au tarif du nucléaire pour être compétitifs sur le marché. Dans ce cas, nous répliquons le coût de revient de cette énergie pour EDF. Si l’ARENH n’est plus nécessaire à la compétitivité des concurrents, elle n’a plus lieu d’être.

La modulation que vous proposez consiste, j’imagine, à moduler le prix en fonction de l’utilité réelle pour les fournisseurs alternatifs ?

M. Anthony Cellier. L’échelle de temps n’est pas tout à fait la même. Le président de la CRE déclarait que le prix des MWh produits par les EnR diminuait considérablement, et allait rejoindre le prix du nucléaire.

Plus le prix de production des EnR va descendre, plus l’effet d’aubaine inhérent à l’utilisation des MWh issus de la production nucléaire va augmenter, au bénéfice des producteurs d’EnR.

M. Umberto Berkani. Il est très difficile de faire des perspectives. Si la convergence des coûts se vérifie dans les faits, et qu’elle se réalise avant 2025, cela prouvera que le système était bon, et que mis à part quelques ajustements parce que le plafond de 100 TWh n’était pas suffisant et qu’il doit être relevé le temps de passer l’obstacle, il n’y a pas de difficulté.

Dans cette hypothèse, si la modulation que vous imaginez devait se faire au détriment des alternatifs, c’est-à-dire que le prix qui leur serait offert serait de moins en moins attractif à mesure que leur rentabilité ou leur compétitivité augmente, c’est moins le prix qu’il faudrait moduler que le volume.

C’est la solution que nous envisagions, car l’Autorité de la concurrence considérait que ce système était transitoire et temporaire. Si ce n’est pas le cas, alors il est préférable de le dire rapidement, et il faut remettre les choses à plat. Mais si nous considérons bien que ce système est temporaire, il faudra gérer la transition car on ne passe pas de 100 TWh à zéro du jour au lendemain.

Après plusieurs années, la situation n’est plus du tout la même. Tous semblent dire que l’ARENH va se pérenniser, certaines déclarations politiques vont dans le sens d’une continuation de l’ARENH tant que les centrales nucléaires existent. Dans cette hypothèse, toutes les possibilités doivent être envisagées, y compris la hausse du plafond de l’ARENH.

En fonction des hypothèses que l’on formule sur l’évolution de la compétitivité relative des différentes énergies, la donne est complètement changée. Et la CRE est bien mieux placée pour avoir une opinion précise sur la question, je suis bien incapable de le dire, et ce point doit effectivement être tranché de manière claire avant de changer le système.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Parmi les opérateurs alternatifs, quelle est la part des pure players négociants, qui ne font que de l’achat-revente sans produire, et des producteurs-distributeurs qui développent une amélioration de la production ? Quels sont les pourcentages respectifs ?

Par ailleurs, est-ce que l’augmentation de TRV de 5,9 % correspond à un rattrapage des gels de tarifs passés ?

M. Umberto Berkani. Je n’ai pas les chiffres ni les ordres de grandeur pour répondre à votre première question, mais ces informations doivent figurer dans les observatoires des marchés de la CRE qui retracent quels opérateurs produisent pour quels négociants.

Pour répondre à votre deuxième question, un rattrapage est prévu dans la délibération de la CRE, mais les 5,9 % n’entrent pas en compte. Le rattrapage compense le fait que le tarif, au moins virtuellement, devrait s’appliquer depuis le 1er janvier. Ce n’est pas un rattrapage des tarifs décidés lors des années précédentes, mais du délai de mise en œuvre de la proposition tarifaire. D’ailleurs, nous y faisions référence dans notre avis car il faut vérifier dans quelle proportion se fait le rattrapage, et sur quelle base.

M. le président Julien Aubert. Vous convenez que les factures d’électricité pour les consommateurs ont augmenté depuis l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité. D’après vous, où est allé cet argent ? Rien ne se perd, rien ne se crée, tout se transforme. Des montants très importants ont été prélevés sur les consommateurs par les factures. Ces montants ont-ils compensé des coûts, ou ont-ils été captés par un acteur qui aurait profité de la mauvaise organisation du système de la concurrence ?

M. Umberto Berkani. Vous mentionnez les tarifs réglementés, ou tous les prix ?

M. le président Julien Aubert. Le montant de la facture a bondi de 30 à 40 % en dix ans. Donc un client qui payait 100 avant l’ouverture à la concurrence paie maintenant 130. Où est allée la différence, qui représente des dizaines de milliards d’euros ?

M. Umberto Berkani. Chaque fois que nous comparons une situation avant et après, il convient de faire le raisonnement contrefactuel permettant d’évaluer quelle serait la situation sans ouverture à la concurrence.

Ceci étant dit, une part des sommes que vous mentionnez est allée à EDF, une autre est allée à l’État, et une autre aux opérateurs alternatifs. Une grande partie des tarifs de l’électricité est constituée d’éléments régulés, tels que le TURPE. Sur la partie résiduelle, l’essentiel de l’augmentation de la facture lié au jeu de la concurrence est allé vers EDF et l’État pour l’électricité vendue au tarif réglementé ou aux offres de marché d’EDF, et aux fournisseurs alternatifs et à l’État s’agissant des offres de marché des alternatifs.

Si votre question porte sur la part qui a été affectée aux dividendes, et celle affectée aux investissements, je ne peux pas y répondre.

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie de ces précisions, monsieur Berkani.

L’audition s’achève à midi quarante.

*

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)

L’audition débute à seize heures cinquante.

M. le président Julien Aubert. L’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) rassemble la quasi-totalité des entreprises traditionnellement appelées « fournisseurs alternatifs » sur les marchés de l’électricité et du gaz.

Cette représentation conduite par Mme Naima Idir, directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ENI Gas and Power France, comprend M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop, M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie et M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie, que nous connaissons bien car il a souvent été auditionné par le Parlement. Il est d’ailleurs un précurseur concernant l’ouverture du marché électrique français puisqu’il a cofondé, il y a plus de quinze ans, Direct Énergie, un acteur désormais racheté par le groupe Total. Vous êtes donc une partie du total !

L’ouverture du marché de l’énergie est une donnée désormais établie en France, puisque dans les dix ans qui ont suivi 2007, les fournisseurs alternatifs avaient conquis près de 25 % des parts de marché des particuliers et 40 % des parts du marché des professionnels.

Le marché du gaz suit une même tendance. Vous nous en préciserez les parts de marché. Il est également intéressant de noter que EDF, producteur et fournisseur historique d’électricité, fournit désormais du gaz à plus de 1,5 million de clients résidentiels. Pour sa part, Engie, héritier de GDF-Suez, joue désormais un rôle non négligeable sur le marché de l’électricité.

Les dérégulations du marché de l’électricité et du gaz restent cependant foncièrement distinctes : le marché du gaz, par exemple, n’est pas régi par un dispositif comparable à celui de l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH), créé par la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME), sur laquelle nous avons travaillé ce matin.

Ce système de l’ARENH confère un droit de tirage à prix garantis aux fournisseurs alternatifs sur une partie de la production d’EDF – droit de tirage certes plafonné dans ses volumes mais qui autorise aux fournisseurs alternatifs une latitude favorable dès lors que les prix, qualifiés de « spots », dépassent les 43 euros du mégawattheure (MWh).

Je ne doute pas que vous nous ferez part de vos arguments concernant votre revendication de relever ou peut-être d’abaisser – surprenez-nous ! – le plafond de l’ARENH.

L’ANODE est également en pointe dans la critique du dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE), du moins tel que mis en place, au titre de sa quatrième période, à la suite d’une décision du ministre de l’époque, Mme Ségolène Royal.

La commission d’enquête a pu comprendre que les CEE pèsent désormais de façon sensible – cela reste encore à quantifier – sur les factures d’énergie des ménages.

Quelles sont vos observations sur ce dispositif depuis son élargissement ? D’autres fournisseurs d’énergie, comme l’Union française des industries pétrolières (UFIP), nous ont parlé des difficultés qu’ils rencontrent pour gérer ces certificats d’économie d’énergie. Vous en profiterez peut-être pour nous expliquer comment vous gérez ce dispositif, si vous faites appel à des prestataires spécialisés et si vous craignez un marché spéculatif des CEE.

Enfin, il semble utile à la commission d’enquête de savoir comment certains fournisseurs peuvent proposer des offres d’énergies « vertes » ou encore « 100 % renouvelables ». C’est le cas de la société Enercoop, ici représentée, et qui se conçoit comme « un acteur militant, de statut coopératif », ou encore de Plüm Énergie, également représentée.

La question que nous nous posons donc est celle-ci : quelles garanties et quels contrôles permettent de vérifier la réalité et la permanence de ces fournitures d’énergie « verte » puisque, notamment en matière d’électricité, les sources d’énergie sont mélangées ?

Madame, messieurs, nous allons d’abord vous entendre sous la forme d’un exposé liminaire de quinze minutes. Il vous est loisible de vous répartir ce temps de la manière que vous désirez – un peu comme sur le marché de l’électricité ou du gaz ! Ensuite, nous passerons aux questions. En sa qualité de rapporteure, Mme Meynier-Millefert tirera la première ; nous céderons ensuite la parole aux autres membres de la commission. Enfin, privilège du président, je terminerai.

S’agissant d’une commission d’enquête, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vais vous demander de prêter le serment.

(Mme Naima Idir, M. Emmanuel Soulias, M. Vincent Maillard, M. Fabien Choné prêtent successivement serment.)

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. Monsieur le président, madame la rapporteure, mesdames, messieurs les députés, nous vous remercions de votre invitation.

Je commencerai mon propos en vous présentant notre association, notre contribution sur le marché de l’énergie et notre action au titre de la transition énergétique ainsi que les propositions que nous formulons, notamment au profit de la préservation du pouvoir d’achat des Français qui est l’un des sujets qui animent votre commission.

L’association ANODE regroupe les fournisseurs alternatifs de gaz et d’électricité, plus précisément onze fournisseurs de gaz et d’électricité issus d’horizons très divers puisque, parmi nos membres, nous comptons aussi bien des filiales de grands groupes d’origine énergétique comme Total, via Direct Énergie, ou ENI, mais également des filiales d’autres groupes français qui interviennent dans d’autres secteurs comme GreenYellow, filiale du groupe Casino. Citons également Gaz Européen qui est une filiale de Butagaz. Nous comptons également des pure players, tels que Enercoop, Plüm, ekWateur, Énergie d’Ici.

Nous présentons la particularité d’offrir une grande diversité d’offres et de business models. Des fournisseurs, très ancrés dans les territoires, sont des promoteurs des énergies renouvelables (EnR) ; d’autres fournisseurs s’appuient davantage sur l’innovation en termes d’offres et de services énergétiques ; d’autres encore sont positionnés sur l’ensemble de ces thématiques. L’ANODE représente entre 80 % et 90 % de l’ensemble des consommateurs qui ont fait le choix de quitter le fournisseur historique et donc de se fournir sur le marché concurrentiel.

Concernant les apports des fournisseurs dits « alternatifs » à la concurrence et au marché de l’énergie, nous sommes l’un des seuls acteurs, pour ne pas dire le seul aujourd’hui, à faire de l’information et de la pédagogie auprès des consommateurs français. Nous faisons de la pédagogie, tout d’abord, sur la consommation en leur expliquant leur consommation, leur facture ; nous leur expliquons la possibilité qui leur est offerte depuis plus de dix ans aujourd’hui de changer de fournisseur, de changer d’offre et de trouver « chaussure à leur pied » sur le marché.

Nous sommes également – et c’est un aspect qui nous différencie le plus – l’acteur qui met en avant le facteur « innovation ». Nous développons de nouvelles offres : des offres « vertes », des offres pluriannuelles, des offres indexées, des offres à prix fixe. Nous travaillons sur des offres incitatives à la consommation qui permettent aussi bien le suivi que les effacements de la consommation.

Nous travaillons sur les services énergétiques, que ce soit l’efficacité énergétique ou l’autoconsommation. Nous considérons que nous sommes l’un des principaux vecteurs aujourd’hui de la modération des factures des Français. Vous avez eu l’occasion d’échanger avec la Commission de régulation de l’énergie (CRE). La facture d’énergie TTC a fortement augmenté ces dernières années et l’un des principaux vecteurs qui a permis de réduire et de freiner cette hausse réside dans la compétition que nous offrons sur la part liée aux fournitures.

Enfin, nous avons incité par nos offres et par notre communication les fournisseurs historiques à évoluer pour proposer des offres innovantes. Des exemples très concrets au cours de ces derniers mois en attestent. Par exemple, EDF a lancé une nouvelle marque que vous avez dû voir à la télévision, l’offre Sowee, pour tout ce qui relève de la domotique. Nous avons également lancé, pour la première fois, une offre « verte électrique » et une offre plus compétitive que les tarifs réglementés, une offre qui se situe au tarif réglementé de vente (TRV) moins 5 %. Cela a été le cas pour Engie comme pour les entreprises locales de distribution.

L’association ANODE et les entreprises alternatives contribuent fortement, en tout cas œuvrent dans le sens de la transition énergétique, ce à plusieurs titres.

Tout d’abord en proposant une grande diversité d’offres innovantes au meilleur prix, mais également en investissant dans les énergies renouvelables et en étant le promoteur des offres vertes. Nous pourrons détailler ce point important. On constate que de plus en plus de clients y sont sensibles et y souscrivent. Cette appétence pour les offres « vertes » permet de préparer la fin des subventions aux énergies renouvelables dans quelques années. Pour ce faire, nous préparons le consommateur à payer pour bénéficier de cette offre « verte ».

Nous jouons un rôle quant à l’efficacité énergétique avec notamment le dispositif des certificats énergétiques et nous contribuons, c’est le souci des pouvoirs publics, au pouvoir d’achat des Français. À ce titre, je détaillerai nos trois principales propositions.

La première vise à garantir l’accès des consommateurs d’électricité à la production nucléaire historique compétitive. C’était l’un des principaux objectifs de la loi NOME de 2010 qui a instauré le dispositif ARENH. Malheureusement, en 2019, la demande d’ARENH a été supérieure au plafond de 100 térawattheures (TWh) et le volume disponible a été dépassé.

Je souhaiterais tordre le cou à une idée reçue selon laquelle l’ARENH ne bénéficie qu’aux fournisseurs alternatifs. Elle bénéficie bien aux consommateurs, aux clients des fournisseurs alternatifs. Sans un tel dispositif, on assisterait à une discrimination entre les consommateurs restés chez EDF au tarif réglementé et pouvant bénéficier de l’ARENH, et ceux qui se tournent vers le marché pour accéder à des offres « vertes », à des offres innovantes, et pour changer de fournisseur, lequel ne pourrait plus bénéficier de l’ARENH. Or, une telle discrimination n’était pas l’objectif de la loi NOME.

Nous considérons que le plafonnement de l’ARENH ne permet plus au consommateur final d’atteindre l’objectif d’accès et de bénéfices de la compétitivité du nucléaire historique. Cela conduit, de fait, à la hausse des prix de l’électricité pour les consommateurs, qu’ils soient en offre de marché ou au tarif réglementé. Pour redonner du pouvoir d’achat aux Français, une mesure très simple pourrait consister à intégrer, dans la prochaine loi sur l’énergie, un déplafonnement ou tout au moins une élévation du plafond de l’ARENH.

Une deuxième mesure importante concerne le dispositif des CEE, mis en place pour accompagner et inciter à l’efficacité énergétique auprès des consommateurs. Les fournisseurs d’énergie portent cette obligation de réaliser les mesures et l’accompagnement pour mettre en œuvre les actions d’efficacité énergique.

Aujourd’hui, le dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE) traverse une phase de surchauffe. En 2016, les CEE étaient à 2 euros par MWh cumac. Selon les derniers chiffres ont été publiés par l’administration, ils sont à plus de 9 euros. Parallèlement, leur volume entre la troisième et la quatrième période a doublé. Malgré ce niveau très élevé des prix, l’ensemble des acteurs du dispositif, l’ensemble des obligés, n’atteignent que 45 % de l’obligation, plaçant l’ensemble du système en situation risquée. En effet, si à la fin de la quatrième période, fin 2020, nous n’avons pas atteint l’obligation de 1 600 TWh cumac, nous serons soumis à des pénalités de quinze euros par mégawattheure cumac. Ce coût se retrouvera sur la facture du consommateur.

Nous avons été plusieurs, aussi bien représentants des obligés que représentants des consommateurs, à avoir écrit à plusieurs reprises au ministre pour l’alerter. Dernièrement, nous lui avons demandé un allongement d’une année de la quatrième période, sans augmentation de l’obligation, afin de réduire la pression sur le dispositif et se donner légalement le temps d’un bilan pour mettre en parallèle son coût qui, selon les derniers chiffres, soit 9 euros le KWh, s’élève à plus de 4 milliards d’euros par an au regard des bénéfices pour l’ensemble de la collectivité.

Le troisième levier est fiscal. L’énergie est un secteur fortement fiscalisé. D’ailleurs, la fiscalité est l’un des principaux, voire le seul facteur de hausse du montant des factures des Français au cours des dernières années.

Quelques exemples : pour l’électricité, le poids de la fiscalité dans la facture est supérieur à un tiers. Cette proportion était historiquement un tiers « fourniture », un tiers « tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) » et un tiers « fiscalité ». Désormais, la fiscalité se rapproche progressivement des 40 %. En 2010, la contribution au service public de l’électricité (CSPE) se situait à 4,50 euros le MWh pour atteindre 22,50 euros en 2016.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous nous donner une idée de la facture, pour l’électricité et pour le gaz, afin d’avoir une vue de l’évolution depuis 2010 ? Que veut dire la fin du monopole en termes d’évolution de la facture ?

Mme Naima Idir. Ce sont des éléments que nous vous transmettrons. Nous pouvons déjà vous dire que les tarifs hors taxes (HT) de l’électricité ont été quasiment stables ces dix dernières années pour la partie « fourniture » ; le TURPE a augmenté, mais dans une moindre proportion que les taxes qui, elles, ont fortement augmenté. La contribution au service public de l’électricité CSPE, ces dix dernières années, a suivi une hausse de plus de 70 %.

Le gaz a suivi à peu près la même évolution, puisque la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) était à 1,19 euro du mégawattheure en 2013 pour atteindre 8,45 euros du mégawattheure en 2018. Le taux a donc été multiplié par sept. La TIGCN est l’équivalent de la TICPE pour les carburants.

Il faut savoir que l’on souffre d’une accumulation de ces taxes. D’une part, cette taxe sur la consommation finale d’électricité ou de gaz vient s’ajouter à d’autres taxes prélevées en amont. La production d’électricité, par exemple, est elle-même soumise à l’impôt forfaitaire sur les entreprises de réseau (IFER). L’acheminement lui-même est assujetti à cet impôt. D’autre part, en aval, il convient d’ajouter la TVA.

Nous considérons que le levier qui consiste à jouer sur les taxes spécifiques à l’énergie est à disposition des pouvoirs publics pour limiter la hausse de l’énergie, voire pour abaisser le montant des factures et le prix pour le consommateur final. Par exemple, on peut imaginer de diminuer le niveau de la CSPE. Une telle baisse n’aurait pas d’impact sur la transition énergétique, puisque la CSPE ne sert plus au financement direct des énergies renouvelables : elle vient alimenter le budget de l’État.

Un autre levier pourrait être utilisé, celui de la TVA. Deux taux différents de TVA s’appliquent : le taux de 5,5 %, qui s’applique à l’abonnement, que ce soit pour le gaz ou l’électricité ; le taux de 20 %, qui s’applique à la part énergie et à la part consommation, là aussi pour le gaz et pour l’électricité. Pour la part « énergie, on pourrait envisager de ramener le taux de 20 % à 10 %. C’est le cas d’autres sources d’énergie, comme le bois de chauffage qui n’est taxé qu’à 10 %. Une telle baisse aurait un impact sur le budget de l’État, mais pas sur le financement de la transition énergétique. Nous avons procédé à une simulation fondée uniquement sur l’électricité. Ramener le taux de TVA à 10 % sur la part énergie permettrait de réduire le prix de l’électricité de 15 euros par MWh et coûterait environ 1,8 milliard d’euros au budget de l’État.

M. le Président Julien Aubert. Uniquement sur l’électricité ?

Mme Naima Idir. Il s’agit là d’une illustration chiffrée sur l’électricité.

M. le président Julien Aubert. La TVA sur la consommation, s’agissant des deux énergies, est de 20 %.

Mme Naima Idir. Oui, tout à fait, mais ce calcul portait uniquement sur la partie électricité.

Voilà pour ce qui est de notre propos introductif. Nous sommes à votre écoute pour répondre à vos questions.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour cet exposé très clair.

Vous attribuez aux fournisseurs alternatifs plusieurs effets positifs pour le consommateur qui se traduisent par une transparence sur les mécanismes de l’énergie et des offres plus innovantes.

Mais derrière l’innovation, existe-t-il des gains réels pour les consommateurs ? Parfois, l’innovation peut se réduire à un joli habillage et ne pas se traduire par un vrai progrès. Je voudrais que vous développiez les gains réels pour les usagers.

Vous indiquiez que la facture d’énergie TTC a augmenté et que cette augmentation a été limitée par votre intervention sur la part fourniture. Pouvez-vous développer ce point ?

S’agissant des CEE, avez-vous des obligations ?

Les onze adhérents de l’association constituent-ils l’ensemble du secteur ?

Enfin, parmi les fournisseurs alternatifs, combien sont à la fois dans la distribution et la production ou purement dans la distribution, dans l’achat-vente de l’énergie ?

Mme Naima Idir. Sur l’apport à l’information des producteurs alternatifs, un des premiers travaux que nous avons dû mener auprès des consommateurs a été de leur expliquer les chaînes gazières et électriques et les rôles et responsabilités de chacun des maillons. C’était très compliqué, nous nous heurtions à une grande confusion dans la tête du consommateur sur le « Qui-fait-quoi ? », et notamment sur la différence entre le distributeur et le fournisseur. De nombreux consommateurs pensent que changer de fournisseur implique de changer son raccordement, son installation domestique, son installation électrique et son compteur.

La situation s’est améliorée avec le temps, mais il faut garder à l’esprit le point d’où l’on part. Les activités en monopole sont réalisées par des acteurs en monopole, en particulier la partie raccordement au réseau. Quel que soit le fournisseur, le client bénéficie du même service, de la même qualité de service, il n’y a aucun changement lié au changement de fournisseur.

Ensuite, nous avons effectué un travail considérable sur le thème de la consommation, sur la facture, dont la partie « contributions et taxes ». Les Français ont une très mauvaise connaissance de leur consommation. La majorité d’entre eux ignorent leur consommation annuelle et ne savent pas optimiser leur consommation. Certains d’ailleurs ne se posent pas la question de savoir si certains moments de la journée sont plus propices à la consommation, ce qui leur permettrait de réduire leur facture d’énergie.

S’ajoutent des mauvaises compréhensions de la facture, concernant notamment la part sur laquelle il est possible de jouer, l’utilisation des taxes payées, l’utilité du TURPE, nous faisons de la pédagogie, mais il est dommage que ce soit au fournisseur de le faire. Elle aurait dû être réalisée par les pouvoirs publics. Aujourd’hui, dix ans après l’ouverture du marché à la concurrence, nous sommes toujours confrontés aux mêmes questions. La crainte de changer de fournisseur demeure, alors même que les règles mises en place apportent toute sécurité au particulier, qui peut changer de fournisseur sans aucun engagement pour la suite s’il n’est pas satisfait. Il en va de même pour les tarifs réglementés, puisque la réglementation donne la possibilité au consommateur de renoncer et de revenir au tarif réglementé, sans aucune contrainte. Les conditions ont été mises en place pour permettre aux Français d’expérimenter la concurrence sans aucun risque ni contrainte, mais, dans la pratique, le passage à l’acte a été très lent, même si l’on constate une amélioration qui va de pair avec le travail de pédagogie mené.

Prenons un exemple, qui a trait à la partie innovation. La France a investi des sommes importantes pour que les distributeurs déploient des compteurs communicants autorisant la remontée d’informations précieuses sur la consommation des Français ; ces données permettent aux consommateurs de mieux maîtriser leur propre consommation. Aujourd’hui, les fournisseurs alternatifs jouent un rôle moteur dans l’utilisation et l’exploitation des données issues de ces compteurs pour faire des offres permettant d’exploiter au mieux ces nouveaux outils.

M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie. Je compléterai le panel des nouvelles offres, car beaucoup de nouveaux services sont, en effet, proposés aujourd’hui. Nos offres online, entièrement digitales, présentent l’avantage d’être faciles d’utilisation pour les consommateurs et moins chères. Sont apparues récemment des offres week-end, des offres aux heures « super creuses » pendant la nuit, des offres spécifiques pour développer le véhicule électrique, mais aussi des offres de services pour aider les consommateurs à mieux utiliser leur chauffage électrique et leur permettre des réductions de consommation de l’ordre de 10 %. Ces résultats ont été démontrés dans le cadre de projets avec l’ADEME. Du point de vue de l’innovation, les producteurs alternatifs, malgré les difficultés économiques qu’ils ont rencontrées sur ce marché avec le « Kilo Vert », ont réussi à développer un grand nombre d’innovations que les opérateurs historiques commencent d’ailleurs à dupliquer.

Je reviens d’un mot sur la question du prix, car l’innovation et la diminution du prix sont ce que l’on attend en premier de la concurrence. On entend dire très régulièrement que la concurrence n’a pas fonctionné, puisque les factures ont augmenté. Il convient de rappeler les chiffres. Depuis 2010, la facture a augmenté d’environ 30 %. La CSPE est responsable de près des deux tiers de cette augmentation… Des hausses sont liées au TURPE, d’autres aux obligations ajoutées au fournisseur depuis la mise en place des CEE. Vous constaterez – et la CRE pourra vous livrer des chiffres très précis – que la part « fourniture », celle qui relève de la responsabilité des fournisseurs, a baissé en euros constants depuis 2010. Oui, la concurrence a fait baisser l’ensemble des prix, et pas uniquement les nôtres : également ceux proposés par des opérateurs alternatifs dans le cadre d’un tarif réglementé depuis l’ouverture du marché.

M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie. Au-delà du prix, l’enjeu réside dans la diminution de la facture et de la consommation des usagers, tant il est vrai que si nous abaissons les prix et qu’ils consomment davantage, nous aurons perdu ce qui aura été gagné au départ. L’innovation passe par là.

Nous nous sommes battus pour des offres innovantes qui poussent les clients à réduire leur consommation et qui récompensent cette baisse de consommation. Encore une fois, au-delà de la question des taxes, se pose la question de l’accès aux données.

Quel est l’historique de la consommation d’un client qui prend un abonnement chez Plüm Énergie ? Comment puis-je conseiller un client si je ne dispose que de sa consommation sur six mois alors qu’il faudrait disposer de données portant sur plusieurs années ? Nous nous battons depuis des années contre Enedis pour récupérer ces données, qui permettent de conseiller au mieux le client.

Des mesures simples pour améliorer la situation sont à prendre. Elles ne portent pas sur des taxes ou sur la création d’un nouveau système, mais sur l’accès aux données – bien sûr, avec le consentement du client. L’innovation va de pair avec un système qui la permet et qui la favorise.

Pour autant, le système concurrentiel présente des résultats. Nous donnons des récompenses à nos clients, ils sont satisfaits et réduisent leur facture.

Je formulerai un commentaire sur la notion de pure player. Nous sommes effectivement un pure player, et ce depuis le début. Il y a une échelle : on ne commence pas par construire des centrales, on commence par réussir son corps de projet qui, pour ce qui nous concerne, passe par l’économie d’énergie et le mieux-consommer.

Peut-être, un jour, adopterons-nous un modèle où nous serons producteurs ou associés à un producteur, mais il est important qu’un fournisseur qui incite son client à réduire sa consommation ne soit pas lui-même intéressé à produire. Si mon client consomme moins, j’achète moins d’énergie. Je ne perds en rien. Si je suis producteur, je deviens productiviste, en contradiction avec l’idée d’accompagner les clients dans la réduction de leur consommation.

M. le président Julien Aubert. Cela devient difficile avec les CEE. Vous incitez les usagers à ne pas consommer une énergie que vous vendez.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’est le paradoxe des CEE !

M. Vincent Maillard. J’aimerais être éligible à faire valoir mon système en termes de CEE. C’est un sujet que nous aborderons. Peut-être cela permettra-t-il de résoudre certaines questions. À ce jour, le système en place fonctionne, mais n’est pas éligible au système des CEE.

J’insisterai sur un dernier point. Au-delà de la question du marché, une des spécificités françaises réside dans le besoin en pointe. Nombre de débats portent sur les mérites comparés des renouvelables et de l’European Pressurized Reactor (EPR). Ni l’une ni l’autre des deux solutions ne résolvent le problème, qui consiste à fournir la France en période de pointe. On ne construit pas des centrales nucléaires pour fonctionner mille heures par an, mais entre 6 000 et 8 000 heures. Quant aux renouvelables, elles ne participent pas toujours à l’approvisionnement en période de pointe. Mais n’exagérons pas : elles sont parfois présentes.

Réduire la consommation en pointe consiste à inciter les clients à baisser leur consommation. On ne réinvente pas la roue ! Les offres EJP ont été créées par EDF dans les années 1980, Tempo en 2000. Cette formule a été totalement abandonnée par le service public. Pourquoi ? Je pose la question, mais je n’y répondrai pas à ce stade. Je veux simplement affirmer ce que nous voulons faire en soulignant que des barrières s’y opposent. Bien des mesures sont à entreprendre pour inciter et permettre aux clients d’innover, y compris sur les offres qui incitent les clients à réduire leur consommation au moment où le système énergétique est le plus tendu et où les risques de coupure et de black-out sont les plus importants.

M. le président Julien Aubert. Pourquoi avoir supprimé Tempo ?

M. Vincent Maillard. Tempo n’est pas supprimé, il existe encore pour les clients résidentiels.

M. le président Julien Aubert. Je reformule : vous avez posé une question en ajoutant que vous n’y répondriez pas. Je vous propose de vous poser la question afin que vous y répondiez !

M. Vincent Maillard. L’offre « effacement des jours de pointe » (EJP) a été créée dans les années 1980, au moment où se posaient des problèmes de développement du chauffage électrique et une alimentation nucléaire qui couvrait les besoins de base. Il fallait répondre aux besoins en pointe. On a inventé un système intelligent, l’EJP, qui était une formule très novatrice.

De nombreux débats ont porté sur les avantages et les inconvénients du chauffage électrique. Personnellement, je suis un grand adversaire du chauffage électrique, qui crée des situations de pointe et de nombreux problèmes.

EDF était très favorable au chauffage électrique et l’est encore. Pour répondre à la question du chauffage électrique, il a créé Tempo, fondé sur un principe de saisonnalité, les clients payant plus en hiver qu’en été. Cette formule présentait l’avantage de refléter les coûts. Le biais, c’est que Tempo n’était pas obligatoire et n’a pas été imposé à tout le monde, avec une conséquence : EDF ne l’a pas développé. Consultez le site d’EDF et trouvez l’offre Tempo, appelez un centre-clients et voyez s’il le propose. Il faut leur poser la question. Je n’ai pas la réponse, j’ai une interprétation. Je constate simplement que la formule n’est pas favorisée.

M. le président Julien Aubert. Ne vous arrêtez pas en si bon chemin : livrez-nous votre interprétation !

M. Vincent Maillard. EDF n’y a pas intérêt. Il veut toujours développer le chauffage électrique, mais il ne veut pas résoudre les périodes de pointe par la demande, il veut la traiter par l’offre. Il veut un système de capacité qui rapporte une rémunération, et non un système qui réduirait ses revenus.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je commencerai par une question qui fâche en évoquant un article, paru le 28 septembre dernier, suite au classement par l’organisation Greenpeace des meilleurs fournisseurs d’électricité « verte ». D’une certaine façon, la réponse est dans la question, dans le sens où le classement repose sur la production d’électricité « verte ».

Selon cet article, les offres restent illisibles, même s’il existe, comme vous l’avez rappelé en préambule, une véritable attente et une volonté des consommateurs d’accéder à une énergie verte. Toujours selon cet article, Enercoop est « vraiment vert ». En bas du classement, en très mauvaise position, on trouve Direct Énergie et, à la traîne, Plüm Énergie. Pouvez-vous nous expliquer ce classement ?

Le classement se fonde sur une méthodologie déjà éprouvée dans d’autres pays, notamment la Belgique. Il retient quatre critères : quelle électricité produisent les fournisseurs pour ceux qui sont producteurs ? Quelle est leur politique d’achat d’électricité ? Quel usage font-ils des garanties d’origine ? Quels investissements et désinvestissements ont-ils effectué et quels investissements prévoient-ils ? Peut-être l’explication de ce classement tient-elle à la nature des critères.

Pouvez-nous nous éclairer sur les garanties d’origine ? L’article explique : « Les fournisseurs se contentent généralement d’acheter un certificat dit de garantie d’origine qui atteste qu’une quantité équivalente d’électricité renouvelable à celle qui a été vendue au client a bien été injectée dans le réseau d’électricité en France ou ailleurs en Europe. Cela signifie qu’un fournisseur d’offre verte peut se contenter d’acheter de l’électricité produite dans une centrale à charbon ou nucléaire du moment qu’il achète aussi un certificat Vert, critique l’ONG ». J’aimerais que vous nous éclairiez sur cet article qui est quelque peu à charge.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Maillard, vous avez la parole. Je la donnerai ensuite à M. Choné. Quant à vous, monsieur Soulias, on vous a tressé des lauriers. Donc rester silencieux ne peut pas aggraver votre cas !

M. Vincent Maillard. Je félicite Enercoop !

Je ne sais si vous avez lu le commentaire plutôt élogieux de Greenpeace : il considère que Plüm Énergie valorise les économies d’énergie – un élément qu’il n’a malheureusement pu intégrer dans son classement. Éventuellement, vous pourriez poser la question directement à ses représentants. Nous avons beaucoup échangé avec eux à ce sujet.

Nous avons choisi comme priorité l’économie d’énergie et l’accompagnement du consommateur. Nous n’avions pas indiqué notre priorité au moment de notre lancement. Or, ce classement porte sur Plüm Énergie au moment de son lancement. Nous comptions alors moins de mille clients – c’était vraiment le début. J’espère qu’un jour nous rejoindrons Enercoop. Et Enercoop reconnaîtra que nous pouvons faire encore mieux que ce qu’il fait aujourd’hui. Il reste encore beaucoup à faire – effectivement !

M. Fabien Choné. Nous contestons la méthode, notamment parce que le rachat de Direct Énergie par le groupe Total a massivement plombé sa note. Nous trouvons cela vraiment dommage parce que le groupe Direct Énergie, avant le rachat par Total – c’est encore vrai depuis le rachat – investit massivement dans les énergies renouvelables. Nous investissons plus de 200 millions d’euros dans les énergies nouvelles tous les ans, et ce depuis un moment déjà, et nous prévoyons de continuer au cours des trois ans qui viennent. Il est donc un peu dommage d’attribuer une note aussi mauvaise à un opérateur qui est aussi allant dans le domaine des énergies renouvelables.

Je trouve également dommage que, l’entreprise Direct Énergie étant devenue une filiale de Total, on considère que Direct Énergie est forcément très mauvais parce que l’on juge son action en fonction de celle du reste du groupe dans le secteur de l’énergie.

Au moment où Total décide de changer radicalement sa stratégie pour devenir un acteur responsable majeur, décarbonant significativement son activité, on continue de lui taper dessus. On considère que son activité historique ne plaide pas en sa faveur et que, de toute façon, quoi que fasse Total, il sera le dernier de la classe. C’est dommage, car c’est un très mauvais signal envoyé à ce groupe et une très mauvaise information adressée aux consommateurs qui pourraient choisir les offres « vertes » du groupe, qui fait beaucoup d’efforts pour progresser dans le sens de la transition énergétique.

J’en viens à la question des garanties d’origine, une vraie question que vous posez en de très bons termes. Le système électrique est ainsi fait que vous ne savez jamais ce que vous achetez, sauf s’il existe une ligne directe entre le producteur et le consommateur. Cela existe parfois, mais ce n’est pas une généralité en Europe. Vous achetez toujours un pot commun d’électricité que l’on appelle « grise ».

La seule manière d’aider la traçabilité de la production d’énergie renouvelable passe par la création du système des garanties d’origine. Cela ne signifie pas que le système soit parfait. En théorie, un marché qui fonctionne correctement permet un prix d’équilibre entre les garanties d’origine disponibles et les consommateurs qui sont prêts à payer un peu plus pour avoir de l’électricité réputée verte. Voilà pour la théorie. Dans les faits, cela ne marche pas très bien, parce que ces garanties d’origine émanent de l’Union européenne, alors que les réglementations, notamment en matière d’énergie verte, se décident au niveau national. Mais les énergies vertes ne sont pas seules à poser question. Pour atteindre un équilibre entre l’offre et la demande, les marchés doivent être ouverts. Il faudrait que le marché soit correctement organisé pour que le fournisseur puisse se développer loyalement et sainement, ce qui n’est pas du tout le cas en France, notamment avec la persistance des tarifs réglementés qui posent de multiples problèmes. Vous en avez débattu ce matin, peut-être y reviendra-t-on cet après-midi.

Pour l’ensemble de ces raisons, on peut critiquer le dispositif. En théorie, il peut fonctionner. Mais au lieu de critiquer le dispositif, on devrait plutôt essayer de résoudre les problématiques qui empêchent ce dispositif d’être totalement satisfaisant.

Mme Naima Idir. ENI Gas and Power France n’a pas été concerné par ce classement puisqu’il venait de se lancer dans la fourniture d’électricité lorsque le classement a été réalisé. Je voudrais toutefois apporter un complément qui va dans le sens du propos de M. Choné sur les garanties d’origine.

Je le dis avec conviction, critiquer les garanties d’origine est un mauvais procès qu’on leur fait, car ces garanties d’origine sont destinées à tracer la production de renouvelables. La valorisation des garanties d’origine permet aussi de réduire le coût des dispositifs de soutien. La France, après de nombreuses années, a décidé de valoriser sur le marché les garanties d’origine liées à la production des renouvelables françaises. Cette valorisation permet enfin de proposer au consommateur, de façon un peu plus massive, des offres vertes françaises, et de générer des recettes qui viendront en déduction du coût du soutien apporté aux renouvelables par la collectivité.

Il est important de maintenir un dispositif européen, puisque nous sommes dans un système énergétique et électrique européen. L’électricité ne fait pas l’objet de barrières à l’entrée ou à la sortie aux frontières. Une politique européenne est menée en faveur du développement des renouvelables. Il est important de s’assurer que nous pourrons tracer leur production de la même façon partout en Europe.

Nous considérons que le développement massif des renouvelables nécessite un dispositif de traçage comme le sont les garanties d’origine. Encore une fois, c’est un mauvais procès qui leur est fait.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour faire son classement, Greenpeace s’est focalisé sur un prisme unique, celui du développement des EnR, alors qu’en réalité le système concurrentiel permet d’améliorer plusieurs volets à la fois : efficacité énergétique, développement des renouvelables, baisse des coûts grâce à des offres innovantes. Est-ce bien cela ?

Mme Naima Idir. Oui.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Merci à toutes et à tous pour ces exposés et pour les informations livrées. Nous reconnaissons la dynamique impulsée par les fournisseurs alternatifs s’agissant des offres tarifaires, mais également de toutes les innovations, telles que l’effacement – entre autres. Je crois que nous nous accordons sur ce constat, et nous vous en remercions.

Ce matin, un débat assez long a porté sur la question de l’ARENH et particulièrement sur la construction de ce modèle, qui repose à l’origine sur trois objectifs, dont le dernier consistait à remonter la chaîne de valeur. Nous avons d’ailleurs dû nous y reprendre à plusieurs reprises, nos interventions n’étaient pas forcément comprises de prime abord.

Nous constatons que ce dispositif a échoué, puisque la remontée de la chaîne de valeur, donc la transformation ou l’investissement des fournisseurs alternatifs dans les renouvelables, n’a pas été au rendez-vous. Il s’agit d’un constat, non d’un jugement. Nous nous interrogeons aujourd’hui sur les raisons de cet état de fait.

Monsieur Maillard, vous nous avez sans doute livré une partie de la réponse en disant que telle n’était pas votre vocation première et que vous préfériez être seulement fournisseur plutôt que producteur et fournisseur. Si tel est le cas, le troisième pied de ce triptyque n’était pas l’objectif à mettre en place. Vous préférez rester fournisseur alternatif et ne pas investir sur le marché des renouvelables. Mais peut-être n’avez-vous tous simplement pas eu le temps de le faire et votre objectif sera-t-il celui-là demain. La réponse n’est pas la même pour chacun d’entre vous, les objectifs non plus. Aussi, vos réponses nous éclaireront sur l’avenir de l’ARENH.

J’ai bien entendu que vous demandiez l’augmentation de son plafond. À un moment donné, il n’a pas pu être répondu suffisamment à vos demandes. Considérez-vous aujourd’hui que ce modèle triptyque soit un bon modèle, ou faut-il le modifier et, si oui, dans quel sens ?

M. Fabien Choné. Je m’inscris en faux contre l’idée d’un échec de l’ARENH. Ceux qui l’affirment ont d’autres visées que celle d’analyser loyalement l’ARENH.

Trois objectifs lui étaient assignés : premièrement, la compétitivité rendue aux consommateurs. Il s’agissait d’une inquiétude au moment de la loi NOME : l’électricité nucléaire qui serait vendue aux fournisseurs serait-elle bien rendue aux consommateurs ? Tout le monde reconnaît que cela a bien fonctionné. Deuxièmement, cela allait-il permettre de développer la concurrence ? Insuffisamment, à notre goût, mais cela a permis de relancer le développement commercial de Direct Énergie. Juste avant la création de l’ARENH, la situation économique était telle que nous avions arrêté notre développement commercial. L’ARENH a permis de relancer l’activité de fourniture au détail en aval. Force est de constater que, depuis sa mise en œuvre, le nombre de concurrents a augmenté. Ce point ne fait donc aucun doute.

Le dernier objectif était l’incitation à la production. Le fait d’être producteur peut être intéressant, peut être un droit, mais ne doit pas être une obligation. Il ne faut pas oublier que la production et la fourniture sont deux activités totalement dissociées. Je tiens à préciser une chose : la production peut soulever nombre de sujets un peu techniques et complexes de mise en œuvre de la concurrence : autour de la spécificité du nucléaire, autour des renouvelables, qui sont des filières subventionnées, autour des concessions hydroélectriques ou encore autour de la question de la sécurité de l’approvisionnement, qui est un bien public. Tout cela fait que la concurrence dans la production est certes un peu compliquée, mais que, dans la fourniture, ce devrait être très simple et immédiatement bénéfique au consommateur, à la fois en termes de prix – même si la part fourniture dans le tarif n’est pas prépondérante –, mais également en termes d’innovation.

Dire que l’ARENH n’a pas incité les opérateurs à investir dans la production, en tout cas pour ce qui nous concerne, est radicalement faux. Grâce à l’ARENH, nous avons pu relancer notre développement commercial et lancer une stratégie d’intégration vers l’amont qui nous a permis d’atteindre plus de 800 MW de production d’énergies renouvelables. Nous investissons 200 millions d’euros dans des énergies renouvelables par an actuellement. Nous avons pu également nous lancer dans la production d’électricité à partir de gaz avec des cycles combiné gaz. Nous disposons aujourd’hui de trois cycles combinés gaz, un quatrième est en projet à Landivisiau, qui représente un investissement de 450 millions d’euros.

Ne serait-ce qu’en termes d’investissement pour les trois prochaines années, le groupe investira plus d’un milliard d’euros dans les éléments liés à la transition énergétique : le renouvelable et les cycles combinés gaz qui, grâce à leur flexibilité, garantissent la sécurité de l’approvisionnement. Tout cela est rendu possible par l’ARENH. Dès lors, affirmer que l’ARENH n’a pas fonctionné est un peu étonnant.

Qu’est-ce qui, éventuellement, n’aurait pas fonctionné dans les investissements qu’on attendait suite à la création de l’ARENH ?

S’agissant des concessions hydroélectriques, ce n’est pas à vous que je dirai, madame Battistel, pourquoi nous n’avons pas le droit d’investir dedans. J’ajoute « malheureusement » dans la mesure où nous avions des projets intéressants pour augmenter le productible des concessions en faveur de la collectivité. Je vous rappelle qu’il est prévu de rendre à la collectivité le bénéfice des concessions électriques, ce qu’on appelle la rente hydroélectrique, via une redevance, de la même manière que l’on rend l’avantage de l’ARENH au dispositif ARENH.

Il y a le nucléaire mais le nucléaire est un monopole en France. Nous ne pouvons pas investir dans le nucléaire et quand bien même le pourrions-nous, je ne suis pas certain que ce serait aisé !

Dire aujourd’hui que l’ARENH n’a pas rempli ses trois objectifs, de notre point de vue, est totalement faux. On ne peut pas entendre cela !

Mme Marie-Noëlle Battistel. Mon propos n’était pas accusateur, monsieur Choné. Restons calmes. Et d’ailleurs nous ne parlions pas uniquement de Direct Énergie. Ce matin, nous dressions un constat global. Peut-être est-il erroné mais il est celui-ci : les objectifs en matière d’investissement dans la production des nouvelles énergies n’ont pas été à la hauteur des attentes de départ.

Nous voulons également étudier les éventuels freins qui n’ont pas permis d’atteindre cet objectif. Tout le monde n’est pas forcément logé à la même enseigne que Direct Énergie, qui, pour sa part, a investi dans le domaine des énergies renouvelables. Vous avez évoqué l’hydroélectricité, le nucléaire, qui est un sujet à part, mais il y a aussi les énergies renouvelables, diverses et variées. À ce titre, vous pouvez intervenir par le biais d’appels à projets ouverts à tous mais auxquels ne peuvent répondre l’ensemble des fournisseurs – je ne parle pas de Direct Énergie. Peut-être existe-t-il des freins autres ou alors il était erroné d’attendre un tel investissement de votre part au lancement du dispositif. Telle est la question que nous nous sommes posée. En partant du constat, nous nous sommes demandé si la construction de ce modèle était à l’origine d’objectifs intéressants et importants, mais peut-être n’était-ce pas les bons. Peut-être aurait-il fallu les considérer différemment. Tels sont le sujet et l’enjeu.

M. Fabien Choné. Investir dans la production est un acte très capitalistique et pour asseoir un investissement dans la production, il faut également avoir une activité déjà ancienne. Ce matin, M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence, évoquait le secteur des télécoms. Avant que les opérateurs alternatifs soient les premiers investisseurs dans les nouvelles technologies de communication – je pense à la fibre –, l’accès à la boucle locale leur a été donné mais il leur a fallu un peu de temps pour développer leur activité. Je me trompe peut-être, mais, à mon avis, au moment de la mise en œuvre de l’ARENH, les opérateurs qui en ont profité étaient, pour l’essentiel, Direct Énergie et Engie, qui, tous les deux, ont développé des investissements très importants en moyens de production, renouvelables ou hors renouvelables, dans le cadre de la transition énergétique. Je pense notamment aux combinés gaz puisque Engie a également investi dans ce domaine. Personnellement, j’espère que les nouveaux entrants auront les moyens de développer eux-mêmes des moyens de production, notamment renouvelables, Même ceux qui ne développent pas des moyens de production en propre, lient, en général, des partenariats avec des producteurs qui leur permettent de se développer et d’investir, mais peut-être que mes voisins pourront en parler mieux que moi.

M. Vincent Maillard. Dans notre modèle, nous sommes trop confortables pour dire que si le client consomme moins, cela ne nous impacte pas, puisque nous achèterons moins sur le marché. Nous avons un alignement des intérêts du client et de nous-mêmes à les accompagner dans la réduction de leur consommation, et plus généralement dans le « mieux-consommer ». Cela ne signifie pas que nous ne déciderons pas, à un moment donné, de produire, ou plus exactement de rechercher un partenaire producteur pour travailler avec lui dans la durée. Mais cela revient à la façon d’organiser l’aide au développement des énergies renouvelables.

Aujourd’hui, toutes les énergies renouvelables se développent grâce à un régime d’aide, que ce soit sous la forme d’un complément de rémunération, d’une obligation d’achat ou d’appels d’offres. Seules les productions très anciennes peuvent sortir de ce système. Mais pour développer de nouvelles installations, par définition, on doit faire du nouveau.

Si, en tant que fournisseur seul, nous voulions nous associer à un producteur, il conviendrait que celui-ci sorte du système de subventions. Sans quoi, il n’aurait pas besoin de nous ; sans subventions, nul besoin de travailler avec un fournisseur pour récupérer une subvention et développer un projet éolien ou photovoltaïque.

Si un producteur veut s’allier avec un fournisseur, d’autres questions se posent, parce que c’est la double peine. Il ne récupérera la subvention du système de complément de rémunération et devra payer, via le fournisseur, la CSPE. C’est un problème qu’il conviendra de soulever à un moment ou à un autre. Peut-être ce modèle devrait-il être pensé dans la durée. Comment accompagner des fournisseurs qui souhaitent s’allier à un producteur, dans un modèle plus intégré ? Encore une fois, nous ne chercherons pas des intégrations à cent pour cent. Nous restons dans l’idée que nos intérêts doivent être alignés sur ceux des clients et ne pas trop verser « du côté productiviste de la force », si je puis dire.

M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop. J’espère que vous constatez la richesse que forme la diversité des profils des stratégies des entreprises qui sont rassemblées au sein de l’ANODE. Le fait que plusieurs acteurs portent des stratégies différentes est très éclairant et permet d’aller au fond des questions que vous vous posez et que nos concitoyens se posent.

Madame Battistel, vous nous avez interrogés sur notre capacité à nous porter sur la phase de la production, en amont. C’est un souhait d’Enercoop, cela fait partie de son projet. Nous sommes un peu atypiques dans le sens où nous n’avons pas de lien direct avec l’ARENH, puisque nous n’avons pas passé de contrat. La conséquence, c’est que nos tarifs sont un tout petit peu plus élevés, mais les clients qui viennent chez nous le font en connaissance de cause. C’est une vertu de la diversité des offres et de la transparence du cycle de vie de production, de la distribution et de la fourniture d’électricité. Chacun choisit son fournisseur en conséquence et en libre choix en fonction du sens qu’il veut donner à son acte de consommation. Il est important de le rappeler.

Le modèle que nous avons choisi incite les citoyens à investir dans les moyens de production : les citoyens en tant que tels, les citoyens regroupés en coopérative, en association, les citoyens constitués en société d’économie mixte, au travers de collectivités.

Nous sommes convaincus que la transition énergétique se décide sur les territoires, et elle ne se fera que si les citoyens agissent en pleine conscience sur le financement, sur la gouvernance et sur le cycle de vie de l’énergie de manière globale. Nous nous appuyons en contrat direct avec 240 producteurs qui ne nous appartiennent pas mais qui signent des contrats à moyen et long terme avec nous. La durée moyenne des contrats est de quatre ans. Nous essayons de fonctionner le plus possible avec eux dans une démarche de commerce équitable, c’est-à-dire de ne pas rémunérer uniquement au prix du marché, mais de donner une plus-value à une dimension citoyenne, à une dimension locale, à une dimension de rénovation des installations. Voilà pour le premier élément.

Second élément, avec d’autres acteurs, nous avons contribué à la création d’une structure qui s’appelle « Énergie partagée » et qui incite les citoyens à investir directement dans les moyens de production et à participer à la gouvernance de ces moyens de production. Le fait est important à deux titres : d’abord, en termes d’acceptabilité sociale des énergies renouvelables. Nous pourrons faire un focus sur l’éolien. Mais de manière générale sur cette question de la transition, l’acceptabilité sociale dans les territoires passe par l’implication financière et la gouvernance des citoyens dans les projets qui sont développés : qui vient s’installer ici ? Quel est le modèle économique ? Quel est le profit généré, à qui profite-t-il ? Ce sont des questions qui se posent et qui peuvent être des freins à l’essor et au développement des énergies renouvelables.

La troisième question est celle de la fiscalité autour de la dimension participative et d’investissement citoyen dans les énergies renouvelables. Nous considérons que l’État, au travers notamment de dispositions fiscales ad hoc, pourrait inciter à un investissement dans des actifs durables, un investissement bon pour la planète, bon pour la créance et la création d’emplois dans les territoires. L’État pourrait fiscalement soutenir ces investissements, longs et moyens, des citoyens.

M. le président Julien Aubert. En quoi investir dans les renouvelables est-il bon pour la planète ? Le président de la CRE nous a expliqué que cela n’avait strictement aucun rapport avec le CO2.

M. Emmanuel Soulias. La planète ne se limite pas à la question du CO2. On trouve les enjeux environnementaux d’un côté, les enjeux du changement climatique ou des dérèglements climatiques de l’autre. Il ne faut pas réduire cela uniquement au CO2. L’approche décarbonée est large. D’autres impacts touchent à l’amont, pendant la phase de production et d’exploitation et pendant la phase de recyclage.

Les énergies renouvelables, je suis un peu surpris de votre question, monsieur le président, s’appuient sur une source qui a priori est inépuisable, peu chère, qui est le vent, le soleil, l’eau, et sur les processus de dégradation et de méthanisation. La source en elle-même est inépuisable et non polluante. Une fois dit cela, il faut convenir du fait que tout est polluant. Pour exploiter ces sources et faire marcher des turbines, il faut développer des équipements divers et variés qui peuvent s’appuyer sur des ressources, qui sont, de manière générale, moins polluantes à l’usage, en amont et en aval, que certaines technologies, telles que le fioul, le gaz, le charbon et, dans une certaine mesure, le nucléaire.

M. le Président Julien Aubert. On parlera un jour du charbon de bois et du silicium.

Mme Naima Idir. Un dernier complément sur le sujet des investissements. Nous sommes venus à quatre, l’objectif étant de partager la diversité de ce que l’on entend par « fournisseur alternatif ».

ENI, dans son ADN, est un acteur qui se rapproche de Total. ENI a largement contribué à la sécurité d’approvisionnement et à la diversification du sourcing pour le gaz. Il est arrivé il y a plus de dix ans sur la partie fourniture d’énergie par la fourniture de gaz.

La société s’est lancée sur le marché de l’électricité à la mi-2017. Son arrivée sur le marché électricité est donc récente. À l’instar de Total, les objectifs du groupe sont très volontaristes en termes de production d’énergie renouvelable. Nous sommes en discussions avec le groupe pour nous assurer qu’il choisira de consacrer une partie de ce son budget à des projets en France. Nous pensons qu’il est important d’avoir une réglementation en France et de donner des signaux pour attirer les investissements des acteurs européens. Pour cela, le marché français de l’énergie doit être suffisamment attractif, il ne doit pas être fermé. Ses règles ne doivent pas conduire à des distorsions de concurrence entre acteurs pour permettre à l’ensemble des investisseurs, notamment européens, d’investir sur le marché français.

M. Vincent Thiébaut. Je voudrais tout d’abord m’excuser car ce que je vais faire est très impoli. Je vais poser ma question, et je devrai ensuite vous quitter parce que j’ai un impératif de déplacement, mais c’est le miracle de la vidéo : tout est enregistré, j’aurai donc plaisir à entendre vos réponses.

Ma première question porte sur la question du marché. L’objectif de l’ARENH doit vous permettre d’accéder au marché concurrentiel.

Vous dites que vous réinvestissez 3 milliards d’euros dans la transition énergétique. Cela ne signifie-t-il pas que le dispositif arrive à maturité puisqu’il vous permet de reverser trois milliards à la transition énergétique ? Mon propos n’a pas valeur de jugement, je m’interroge.

J’en viens à ma seconde question, qui reprend votre très intéressant propos, monsieur Soulias. Moi aussi, je crois beaucoup à la participation citoyenne et à la définition du bon périmètre des politiques nationales énergétiques. Je crois à la territorialisation des politiques énergétiques.

Aujourd’hui, en voulant être dans un cadre national un peu trop contraint, ne bride-t-on pas ce type d’initiatives qui sont très pertinentes du point de vue local, notamment sur certains territoires qui présentent des spécificités et qui sont plus en cohérence avec les renouvelables que d’autres ?

M. Fabien Choné. Pour répondre à votre première question sur les investissements, je précise qu’il s’agit d’un milliard d’euros par an sur les trois prochaines années et non de 3 milliards par an.

Les énergies électriques ne sont pas toutes substituables les unes aux autres. Le nucléaire, les énergies renouvelables, la production d’électricité – avec des cycles à partir de gaz et des cycles combinés gaz –, les centrales hydroélectriques ont toutes une fonction spécifique dans le mix électrique. Certaines sont dispatchables, les autres intermittentes. Certaines fonctionnent en base, d’autres en pointe, toutes ont un rôle à jouer. Aujourd’hui, nous investissons dans des moyens de production qui sont complémentaires au nucléaire mais qui ne remplacent pas le nucléaire, en tout cas pas significativement dans le mix énergétique d’aujourd’hui.

Le constat qui porte sur la nécessité d’un accès régulé à l’énergie nucléaire historique de 2010 est encore valable aujourd’hui. Tout le monde le dit. L’approvisionnement est proportionné à la part du nucléaire dans le mix. Il est aujourd’hui un peu en dessous de 70 % ; en 2035, il avoisinera les 50 %, mais nous aurons encore besoin d’ARENH, et il sera à 50 % en 2035 parce que le nucléaire ne peut être remplacé par l’ensemble de ces autres technologies, notamment d’un point de vue économique, tout cela étant lié à l’économie de la filière.

M. Emmanuel Soulias. Monsieur Thiébaut, je profite encore de votre présence pour répondre à votre seconde question. Oui, les territoires c’est important parce que l’on ne produit pas et que l’on ne consomme pas l’énergie de la même manière selon que l’on habite les Hauts-de-France ou la Nouvelle-Aquitaine.

Le débat public sur la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui a été organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP), a montré que les Français sont très attachés à la dimension locale et aux circuits courts. Ils veulent être informés sur l’énergie, comme sur leur alimentation ou d’autres biens de consommation courants. Ils veulent savoir comment elle a été produite, par qui, où, en privilégiant le lien local. C’est la raison pour laquelle Enercoop s’est organisée en coopératives locales. Nous disposons d’un réseau de coopératives avec cette volonté, à terme, d’organiser des circuits courts entre les producteurs et les consommateurs. Nous voulons apporter un plus. C’est le cas de certains membres de l’ANODE qui ont choisi la dimension locale en créant un lien le plus direct possible entre des producteurs et des consommateurs. Nous y croyons fortement. Il faudrait que les politiques publiques incitent à cette spécification ou à cette liberté par territoire.

Les collectivités également sont très demandeuses. Nous travaillons beaucoup avec des sociétés d’économie mixte ou des collectivités qui sont très demandeuses de traçabilité ou d’histoires à raconter autour de la production et de la fourniture d’électricité.

Mme Naima Idir. La transition énergétique sera un succès si on laisse s’exprimer les différentes approches dans sa dimension européenne, nationale et locale.

Pour aller dans le sens que j’ai exposé sur les garanties d’origine, je pense qu’on y arrivera, notamment sur la partie renouvelable, si nous parvenons à concilier, d’une part, une approche locale, directe avec un certain nombre de Français qui sont volontaires et qui sont prêts à payer une énergie un peu plus chère parce qu’ils sont animés de convictions ; d’autre part, une approche plus large, qui permet de développer des renouvelables en maintenant les moyens de traçabilité et en donnant la possibilité aux Français de participer à cette démarche un peu plus globale.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Je reviens à la territorialisation de la production. Dans ce contexte, auquel je ne suis pas défavorable, bien au contraire, comment envisagez-vous l’articulation entre la production centralisée et la production décentralisée ? On peut dire que le système centralisé est l’assurantiel de la production décentralisée, mais on pourrait tout aussi bien dire, à l’inverse, que le système décentralisé peut être, par moments, l’assurantiel de la production centralisée. Comment anticiper cette articulation ?

M. Fabien Choné. Vous avez raison de noter que le système électrique est massivement en train de se décentraliser. C’est vrai du point de vue de la production. Nous ne pourrons atteindre nos objectifs en matière de transition énergétique que si nous développons la production renouvelable, y compris de manière très décentralisée, et quand je dis « décentralisée » c’est au sein même de l’installation électrique des consommateurs – je parle d’autoconsommation. Il faudra articuler l’ensemble des moyens de production, dont certains seront très centralisés, d’autres très décentralisés, certains très dispatchtables, d’autres intermittents. À cet égard, le rôle des gestionnaires de réseaux est crucial. Ils devront continuer à assurer l’équilibre dans un contexte un peu plus compliqué, mais avec des outils plus sophistiqués qu’autrefois, tels que les outils liés à la digitalisation et au comptage.

Les gestionnaires de réseaux pourront s’appuyer sur les alliés que seront les opérateurs nouveaux entrants qui proposeront des innovations répondant aux enjeux. Je pense notamment à toutes les innovations qui seront proposées aux consommateurs pour adapter leur consommation à la production. Historiquement, la production s’adaptait à la consommation ; demain, avec le développement des énergies renouvelables de plus en plus intermittentes et grâce aux nouvelles technologies, grâce au déploiement du compteur Linky, il sera possible de proposer aux clients des services qui adapteront leur consommation à la production, ce que certains opérateurs ont déjà commencé de faire. Pour que cela fonctionne, la concurrence doit être efficace. Si les opérateurs à même de proposer ces services sont asphyxiés sur leur activité de base qu’est la fourniture, ils n’auront pas les moyens d’investir dans ces services ni dans la production.

M. Emmanuel Soulias. Je suis en accord avec le propos de Fabien Choné.

Le rôle des gestionnaires de réseau est fondamental. Il faut progresser sur la capacité à faire vivre des expérimentations locales, des boucles locales ou des expérimentations d’autoconsommation individuelle ou collective. Veiller aux enjeux de solidarité, notamment entre les consommateurs, est un rôle qui revient aux gestionnaires de réseaux et à l’État. Je pense notamment à tous les publics qui sont en situation de précarité énergétique. Ils n’auront pas forcément la capacité d’expérimenter des innovations, de s’intéresser à l’autoconsommation ou à des équipements particuliers. Il faut pouvoir faire vivre cette complémentarité entre le centralisé et le décentralisé qui répond à des besoins d’équilibre du réseau en période de pointe ou à d’autres moments. L’État doit rester vigilant afin que le consommateur ne soit pas lésé et que les plus précaires d’entre eux ne soient pas exclus de ce système, ce qui pose la question de la contribution de cette mission de service public et de la gestion des réseaux.

Mme Naima Idir. En effet, le trait d’union entre la production centralisée et décentralisée passe par les réseaux. Je formulerai un dernier point d’alerte sur la place de ces réseaux, en rappelant la nécessité de ne pas tomber dans certains extrêmes en créant des poches de production décentralisée qui ne seraient pas raccordées au réseau et qui ne payeraient pas à ce titre leur part du réseau. Le réseau étant le trait d’union, la sécurité d’approvisionnement des consommateurs, en termes de consommation ou de production décentralisée, passera par le réseau. Il est, par conséquent, important de s’assurer que le coût du réseau est payé de façon équitable par l’ensemble des consommateurs.

M. Vincent Maillard. J’insisterai sur un point soulevé par M. Choné. Le modèle traditionnel de l’utilisation d’électricité fonctionnait ainsi : on allumait son sèche-cheveux et, quelque part, une centrale produisait davantage. Il en ira différemment demain : il faudra pousser les usagers à consommer lorsque l’éolienne fonctionnera ou lorsqu’il y aura du soleil. Bien sûr, on ne leur demandera pas d’allumer leur sèche-cheveux quand il y aura du soleil, mais de brancher leur recharge de véhicule, certains équipements comme le chauffe-eau, et cela au bon moment.

Cette inversion du système actuel qui incite les clients à consommer au moment de la production et les centrales à ne pas produire quand les clients consomment est la clé. À ce jour, nous ne savons pas comment cela fonctionnera. Nous ne savons pas encore quelles seront les meilleures pratiques. À cet égard, la recherche joue son rôle. Aussi est-il important qu’un nombre suffisant d’acteurs innovent pour faire émerger les solutions les plus pertinentes.

M. le président Julien Aubert. Reprenons les chiffres. Monsieur Choné, vous avez indiqué que le montant de la facture a bondi de 30 %, dont deux tiers des CSPE.

M. Fabien Choné. Je n’ai pas dit « bondi ».

M. le président Julien Aubert. Si j’augmente votre rémunération de 30 %, on peut estimer qu’elle a bondi.

M. Fabien Choné. En dix ans ?

M. le président Julien Aubert. Cela dépend du nombre d’années.

Mme Marie-Noëlle Battistel. M. Choné est plus ambitieux que cela !

M. le président Julien Aubert. Je ne ferai pas de commentaires !

Sur le site quelle énergie.fr, j’ai trouvé d’autres chiffres. « Augmentation de la facture d’électricité entre 2008 et 2018 : plus 44 %. Augmentation de la facture de gaz : plus 28 % pour le tarif B1, plus 45 % pour le tarif B0. » Comment expliquez-vous l’écart ? Ce matin, notre collègue Laure de La Raudière évoquait une progression de 35 %. Vous avancez plus 30 %. Il serait utile de clarifier les chiffres et de savoir de combien la facture a augmenté.

M. Fabien Choné. Je n’ai pas les chiffres en poche. Je vous promets de refaire les calculs. Si je me suis trompé, j’enverrai l’information à tout le monde. Mais il s’agissait des chiffres que j’ai retenus de la CRE. Mais peu importe, peut-être est-ce 40 % et non 30 %. Je me suis référé à la période 2010-2018 et non à la période 2008-2018, mais l’augmentation n’a pas été de 14 % en deux ans. La différence tient peut-être au fait de retenir les particuliers et non les particuliers ajoutés de tous les autres clients. Je ne sais pas. Mais une chose est certaine, la part fourniture liée à notre activité a baissé en euros constants. Dire que la concurrence a fait augmenter les prix est soit faux, soit mensonger.

M. le président Julien Aubert. Vous bénéficiez de l’ARENH pour l’électricité. Il n’existe pas de mécanisme comparable pour le gaz. Pourquoi faudrait-il le conserver pour l’électricité si l’on s’en passe pour le gaz ? Quelles sont les contingences pratiques qui ont poussé à organiser différemment ces deux marchés ?

M. Fabien Choné. Si l’opérateur historique disposait d’un gisement de gaz en France particulièrement compétitif et totalement inconcurrençable par des approvisionnements à l’extérieur, il serait nécessaire, à l’instar du nucléaire, de mettre en place un « sourcing », un accès à ce gisement de gaz afin de permettre la concurrence en aval de la production.

Il existe deux activités : la production et la fourniture de gaz. La production de gaz en France n’existe plus ou quasiment plus – et l’on n’en veut plus. Ce sujet ne se pose donc pas pour le gaz. S’agissant de l’électricité, non seulement le nucléaire est très compétitif mais nous voulons le faire perdurer, voire allonger la durée de vie des centrales. Cette spécificité doit être traitée pour permettre la concurrence en aval qui, encore une fois, est bénéfique au consommateur. Je suis même étonné que l’on continue à en discuter aussi longtemps après l’ouverture du marché !

M. Vincent Maillard. Il existe une explication pratique. Le gaz voyage des milliers de kilomètres, l’électricité quelques centaines de kilomètres. La production du nucléaire se situe en France, et non à 10 000 kilomètres avec des obligations d’achat à même distance.

Par ailleurs, l’énergie nucléaire est très compétitive au vu des conditions des marchés actuels. Les tarifs sont fixés sur cette base et l’on a toujours considéré que le nucléaire était un bien national dont tout le monde doit bénéficier. Je suis toujours étonné quand j’entends le président d’EDF déclarer : « C’est nous qui avons le nucléaire. » Le nucléaire appartient à tout le monde. Certains de mes clients habitent à la pointe de Givet, où est implantée la centrale de Chooz. Pourquoi dirait-on à une personne qu’elle ne peut s’abonner à Plüm Énergie ? Elle a la centrale nucléaire à côté de chez elle ; en cas de problème, elle prendrait des pastilles d’iode. Et elle serait obligée de s’abonner chez EDF pour bénéficier de la compétitivité de l’offre ? Ce n’est pas évident.

M. Fabien Choné. C’est exactement la même chose pour les concessions hydroélectriques.

M. le président Julien Aubert. NégaWatt propose 100 % d’énergies renouvelables. Quel est votre avis ? Cela correspond à l’attrition du grand gisement de gaz. Imaginons que la France ait un grand gisement de gaz et que l’on décidait en 2040-2050 que plus aucun pipeline ne partirait de ce gisement. Quel est votre avis sur ces stratégies qui visent la disparition du moteur nucléaire dans le dispositif ?

M. Fabien Choné. L’accès régulé à l’énergie nucléaire historique est absolument indispensable, en proportion de la part du nucléaire dans le mix. Aujourd’hui, la part est de 110 ; en 2035, elle sera a priori de 50 %. Le jour où elle sera à zéro, l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique ne sera plus utile. En revanche, si on atteignait 100 % d’énergie renouvelable sans aucun moyen de production flexible – nous disposerions cependant de concessions hydroélectriques qui, je l’espère, seraient partagées entre tous les consommateurs et tous les fournisseurs –, il faudrait développer de nombreuses solutions et services pour piloter la consommation des Français.

Mme Naima Idir. Soit d’autres moyens de production existeront qui pallieront l’intermittence des EnR, soit on aura réussi à développer les technologies de stockage.

M. le président Julien Aubert. En l’état, vous ne croyez pas à ce scénario, ou en tout cas vous ne le souhaitez pas ?

Mme Naima Idir. Non, nous vous livrons les conditions pour que ce scénario puisse se produire, sans remettre en cause la sécurité d’approvisionnement des consommateurs. Je ne me permettrais pas de porter de jugement de valeur.

M. le président Julien Aubert. Vous êtes un acteur du marché. Si vous étiez sur le marché du gaz et que vous aviez un accès aux grands gisements de gaz, vous pourriez émettre un avis justifié si le Gouvernement décidait de fermer le gisement de gaz à l’horizon de 2050. Il ne s’agit pas d’un jugement de valeur ; fondamentalement, cela vous obligerait à revoir votre modèle économique.

M. Emmanuel Soulias. Je veux bien illustrer la diversité qui vit parmi nous ; je le souligne à nouveau, c’est notre richesse.

NégaWatt fait partie des fondateurs de Enercoop. Pour répondre à votre question, nous sommes totalement en phase avec le scénario de NégaWatt. J’ajoute que ce n’est pas le seul ; le scénario de l’ADEME aboutit à peu près aux mêmes conclusions à l’horizon 2050. La réponse à cette question ne concerne pas uniquement le sujet du nucléaire. Se pose de manière plus générale le problème de l’efficacité énergétique et de la sobriété, donc de la prise en compte du lien entre résidentiel et transport et de notre capacité à investir dans des solutions de stockage innovantes susceptibles de répondre à la question de l’intermittence. Celle-ci n’est pas uniquement attachée aux renouvelables, elle peut l’être aussi au nucléaire, notamment en période de forte chaleur.

Le scénario de NégaWatt comme celui de l’ADEME revêtent un sens dans une vision globale qui envisage un mix énergétique large, des usages plus larges et qui prend en compte la transversalité entre les différentes sources de consommation d’énergie.

Je reviens d’un mot sur cette manne nucléaire qui aurait un coût moindre et que l’on pourrait donc se partager. Le coût de cette manne nucléaire doit être considéré dans son ensemble. On parle beaucoup des consommateurs et de leur pouvoir d’achat. J’entends aussi parler des contribuables citoyens qui, en payant leurs impôts, contribuent significativement à l’entretien des équipements nucléaires, qu’il s’agisse du grand carénage, du démantèlement, de la mise en sécurité ou de l’enfouissement des déchets. Je pense qu’il faut réévaluer le coût global du nucléaire, que l’on considère comme un coût aujourd’hui faible, à l’aune de l’ensemble de ces éléments.

M. le président Julien Aubert. Selon les travaux parlementaires, ce sont 40 milliards et 25 milliards d’euros. Le montant pour le renouvelables est évalué à 100 milliards d’euros. Le coût pour le consommateur n’est pas tout à fait le même.

Autre question : le tarif B0 du gaz a augmenté de 45 % ; le tarif B1 du gaz de 28 %. Je rappelle que le tarif B0 correspond à la cuisson et à l’eau chaude et le B1 au chauffage individuel.

Le tarif B0 du gaz a augmenté dans la même proportion que le tarif électrique ; en revanche, l’augmentation du tarif B1 est moins forte. Vous avez expliqué que des taxes nourrissaient l’augmentation. Entre 2008 et 2018, qu’est-ce qui justifie cette évolution divergente ?

Mme Naima Idir. Il conviendrait d’adresser cette question au régulateur si vous souhaitez obtenir une réponse très détaillée, mais je peux vous dire ce que nous en pensons.

Des évolutions « structures » ont été appliquées par le régulateur, souvent à la demande du fournisseur historique car le tarif B0 ne couvrait pas ses coûts. Lorsque la CRE fait le calcul des coûts de l’opérateur historique, elle constate une évolution en niveau. Elle peut alors décider de répartir les hausses tarifaires différemment en fonction des tarifs, l’objectif étant que chaque tarif couvre ses coûts. Un effet de rattrapage a été mis en œuvre par la CRE ces dernières années pour que le tarif B0 qui, historiquement ne couvrait pas les coûts, progressivement les couvre davantage.

M. le président Julien Aubert. L’an dernier, en 2019, certains d’entre vous, à l’exception d’Enercoop, ont été amenés à se fournir sur le marché au-delà des 100 TWh. Vous avez donc été amenés à vous fournir sur le marché de gros. Quelles ont été les pertes que vos entreprises ont subies en raison de ce dépassement du seuil de l’ARENH ? Chacune des entreprises présentes peut-elle nous donner une évaluation du coût que cela a représenté ?

M. Fabien Choné. Je réponds très simplement : cela dépendra du choix du gouvernement en matière d’évolution des tarifs réglementés. Si le Gouvernement assume la législation actuelle et intègre dans le tarif réglementé les conséquences de la mise en œuvre de l’ARENH, la réponse sera : zéro. Nous y reviendrons si vous le souhaitez. Effectivement, ce matin, les choses, en tout cas, de mon point de vue, n’étaient pas suffisamment claires.

M. le président Julien Aubert. Nous avons compris ce matin que dans l’augmentation annoncée de 5,9 %, 2,2 % représentaient l’effet de rationnement de l’ARENH. Des propos de la CRE, je retiens que l’augmentation du tarif prend en compte l’effet de rationnement. Selon vous, si c’est pris en compte, pour vous, cela devient neutre.

M. Fabien Choné. Absolument, pour toutes nos offres qui sont indexées. Ce n’est pas forcément le cas pour les fournisseurs qui n’ont pas d’offres indexées au tarif réglementé. Mais pour nous, c’est le cas.

M. le président Julien Aubert. Y aurait-il parmi vous un fournisseur qui ne serait pas indexé ?

Mme Naima Idir. Effectivement, ENI propose des offres fixes pluriannuelles. Nous garantissons un prix de l’électricité fixe pendant la durée des contrats. Cette offre a été développée pour les clients. Un certain nombre de consommateurs français, au-delà de la compétitivité d’un prix, souhaitait avoir une visibilité dans le temps. Nous proposons donc des offres à prix fixe sur des durées d’un an, deux ans, trois ans.

M. le président Julien Aubert. Mécaniquement, le fait de vous servir sur le marché de gros représente-t-il pour vous des pertes ?

Mme Naima Idir. Je suis dans l’incapacité de vous livrer des chiffres, tout dépend de l’anticipation de nos équipes en charge du sourcing vis-à-vis de ce plafond de l’ARENH. Lorsque l’on est présent sur ce marché, toute la difficulté tient à ce plafond. Nous sentions bien que nous nous en rapprochions.

Ce plafond réduit la capacité de développement de l’activité de nos entreprises. Soit on prend en compte la perspective d’un plafonnement et, dans ce cas-là, à un moment donné, on est moins compétitif, car nos prix sont comparés aux tarifs de vente réglementée qui n’intègrent pas un écrêtement ARENH. Soit on ne le prend pas en compte, et là c’est un risque que nous prenons sur nos marges, puisque le prix d’approvisionnement proposé dans notre offre ne sera pas en adéquation avec le coût de notre sourcing. En effet, au moment où nous allons demander de l’ARENH, nous allons être écrêtés et nous devrons prendre davantage d’électricité sur le marché.

En cas d’écrêtement, nous subissons un impact en amont et en aval, puisque nous sommes confrontés aujourd’hui à la même difficulté vis-à-vis de nos clients, auxquels nous proposons des offres, par exemple, à deux ans. Mais l’impact immédiat nous conduit à prévoir le volume d’ARENH que nous pourrons obtenir par nos demandes ARENH et donc l’écrêtement potentiel susceptible d’en résulter pour essayer de minimiser le risque pour l’entreprise puisque nous assumons ce risque que nous ne transférons pas à nos clients.

M. Emmanuel Soulias. Nos offres n’ont pas augmenté depuis la création de Enercoop il y a dix ans de cela, nous n’avons pas eu recours à l’ARENH. Enercoop absorbe jusqu’à présent le risque des fluctuations de marché. Même si nous fonctionnons avant en contrat direct avec les producteurs sur des durées moyennes et longues, chaque renouvellement de contrat est impacté par les évolutions du marché. En 2018, le marché a augmenté significativement, on est passé de 35 euros le MWh de base à près de 65 euros, et puis il est un peu redescendu. Cela a eu un impact sur le renouvellement de nos contrats. Cette année, nous ferons évoluer nos tarifs en raison de l’augmentation de notre coût d’approvisionnement ; de l’augmentation du coût des capacités que nous répercutons auprès de nos clients ; enfin, dans la mesure où nous dépassons cette année le seuil des 400 gigawattheures (GWh), nous sommes obligés de faire porter le coût des CEE à nos clients.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Soulias, vous représentez un peu le modèle pure player, vous êtes vraiment un modèle concurrentiel, c’est-à-dire que vous ne profitez pas des avantages offerts par l’ARENH et vous répercutez au consommateur l’intégralité des coûts réels « de la transition verte » au sens large de l’expression, avec tous ses outils. Êtes-vous viables ?

M. Emmanuel Soulias. Oui, nous sommes viables. Il existe plusieurs éléments de réponse à cette question. Il y a un effet d’échelle. Nous comptons 75 000 clients, ce qui est très peu. Nous n’avons pas encore atteint l’effet de seuil de 150 000 clients, au-delà duquel notre modèle économique atteindra sa pleine puissance. Nous sommes en train d’y parvenir.

Nous devons également intégrer le fait que nos clients viennent en toute confiance, en toute transparence s’agissant de la redistribution de l’argent que nous payons à des producteurs d’un système un peu particulier. Si d’aventure le coût d’approvisionnement devait augmenter, les clients en paieraient les conséquences.

Le coût augmente en fonction des effets de marché ; en revanche, tendanciellement, le coût de production du photovoltaïque et de l’éolien, pour ne citer que ces deux technologies, diminue très rapidement. Selon notre projection, partagée par nos clients et nos sociétaires, ce coût baissera de manière significative dans la durée et le prix baissera également.

M. le président Julien Aubert. L’État perçoit une partie du coût sous forme de taxes qui sont prélevées pour subventionner les énergies dont vous nous dites qu’elles arrivent à maturité. En abaissant les taxes et donc en aidant moins les énergies vertes, on pourrait penser que le coût d’approvisionnement baissera. Avec l’arrivée à maturité de ces énergies, le dispositif fonctionnerait « naturellement », avec peut-être un tarif moins distordu du fait de moindres taxes. S’agissant du mode de production, cela mettrait fin à des dispositifs d’aide.

D’autres acteurs, à l’instar de M. Choné, marquent la nécessité de conserver l’ARENH, mais quand je vois Enercoop, je me dis que si certains acteurs arrivent avec un modèle qui leur est particulier mais en adéquation avec les valeurs que porte le verdissement, pourquoi conserver ce dispositif ? Bien sûr, il y a ceux qui survivent et il y a ceux qui ne survivent pas, mais fondamentalement, c’est le jeu du marché.

M. Emmanuel Soulias. S’agissant des taxes, nous n’en sommes que les collecteurs ; elles ne viennent pas s’ajouter au chiffre d’affaires. Notre modèle économique ne se base que sur 30 % de la facture. Sur 100 euros que payent nos clients, nous redistribuons, via le TURPE ou les taxes, environ 70 euros. Nous n’avons la maîtrise que de 30 euros.

Si notre coût de production ou d’approvisionnement augmente en toute transparence, nous le ferons savoir à nos clients et l’impacterons sur une partie minime de la facture.

J’entends bien la réflexion qui sous-tend votre question, monsieur le président. Je me pose une question que je partage avec vous. Elle s’adresse à la collectivité des citoyens français : pourquoi s’empêcherait-on aujourd’hui de subventionner d’une manière ou d’une autre l’émergence des énergies renouvelables, alors que nous l’avons fait de manière significative il y a quelques dizaines d’années en faveur du programme électronucléaire français, avec des ambitions et des enjeux justes, à savoir l’autonomie énergétique et les multiples sujets qui en découlent et qui restent d’actualité ? Nous disposons aujourd’hui de technologies qui sont matures, qui deviennent économiquement rentables, voire très rentables, qui sont des aubaines en termes d’investissement, de créations d’emplois – on le voit dans le monde entier. Dès lors, pourquoi l’État s’interdirait-il d’investir dans ces nouvelles technologies créatrices d’emplois, bonnes pour la planète et pour la territorialisation ?

M. le président Julien Aubert. Vous dites « investir ». Créeriez-vous un opérateur public « vert » qui investirait dans ces technologies ou souhaiteriez-vous que l’on continue de subventionner tel qu’on le fait par appels d’offres ?

M. Emmanuel Soulias. Investir est un terme général, qui peut revêtir plusieurs sens. Je n’ai pas la réponse à votre question. Faut-il un opérateur ? Oui, il y a l’outil fiscal ; oui, il y a les aides ; oui, il y a l’investissement, direct ou indirect, de l’État dans des technologies, en faveur d’acteurs ou de champions nationaux.

L’État est en situation de devoir comparer et peut-être d’arbitrer différents types de coût ou différents types d’investissement entre les énergies renouvelables – je vais vite, c’est probablement très caricatural – et le maintien d’une technologie nucléaire coûteuse et qui ne présente plus aujourd’hui les mêmes avantages, notamment économiques et financiers, par rapport aux renouvelables qu’il y a encore quelques années.

Votre question relève, en l’occurrence, d’un choix politique.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Choné, peut-être pourrez-vous nous sortir de l’ambiguïté : soit le nucléaire est rentable, soit il est moins rentable. Si c’est la vache à lait, l’ARENH doit être maintenue ; si ce n’est pas le cas, il faut arrêter les subventions.

M. Fabien Choné. S’agissant des subventions en faveur des énergies renouvelables, depuis la loi de finances de 2016, la CSPE ne finance plus les énergies renouvelables, c’est-à-dire que les taxes que nous collectons au titre de la facture de l’électricité sont versées directement dans le budget de l’État.

M. le président Julien Aubert. Vous vendez du gaz chez vous.

M. Fabien Choné. Oui, mais le produit de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel ne finance pas directement les énergies renouvelables. En tout cas, la proposition que nous avions présentée sur l’électricité de baisser la CSPE ne visait pas à baisser l’aide aux énergies ouvrables.

Vous avez interrogé sur le modèle de soutien aux énergies renouvelables. La richesse de l’ANODE est d’avoir plusieurs modèles d’offres « vertes ». Le modèle d’Enercoop est un modèle de soutien fort aux offres « vertes », mais il demande plus d’efforts aux consommateurs et son périmètre est un peu moins large. Enercoop vise 150 000 clients, mais d’autres modèles de soutien aux énergies existent, un peu moins forts mais qui permettront à plus de consommateurs de participer. Je ne crois pas que l’on puisse mettre en concurrence les deux modèles ou choisir l’un ou l’autre entre un soutien fort à 150 000 clients ou un soutien, peut-être un peu moins accentué, en tout cas différent, à 1,5 million de clients, notamment parce que les consommateurs n’ont pas tous des moyens élevés pour soutenir l’énergie. Pour autant, nous pensons nécessaire que la majorité des Français, quelle que soit leur capacité à soutenir les énergies renouvelables, puissent y participer. Il est important de maintenir cette diversité de modèles. C’est pourquoi nous la soutenons.

Je n’ai pas très bien compris le sens de votre dernière question.

M. le président Julien Aubert. Le principe de l’ARENH repose sur l’idée que le nucléaire peut tracter le marché. On le maintient parce qu’on pense que l’on peut produire de l’énergie nucléaire à bas coût. Dans le même sens, on nous explique que les énergies renouvelables sont matures et que le coût du nucléaire, en réalité, n’est pas aussi bas et qu’il peut tendanciellement augmenter : la rentabilité du nucléaire serait plutôt derrière nous que devant nous. Mais on ne peut pas défendre simultanément l’idée que le nucléaire est rentable et qu’il faut maintenir un tarif historique pour financer le marché, et l’idée que le nucléaire sera de moins en moins rentable et qu’il faut investir dans les énergies « vertes ». Soit le nucléaire a un avenir, et dans ce cas il faut conserver l’ARENH et tracter le marché. Soit on considère que le nucléaire est fragile, et dans ce cas il faut peut-être arrêter de fonctionner avec l’ARENH.

M. Fabien Choné. Je crois qu’il faut distinguer le nucléaire ancien et le nucléaire nouveau. La vraie question est là.

M. le président Julien Aubert. On n’est pas obligé de faire du nucléaire nouveau. On peut faire un grand carénage et prolonger la vie des centrales de soixante ans.

M. Fabien Choné. De mon point de vue, même si le grand carénage suppose des financements élevés et soulève des questions, il est rentable sur la durée pour la collectivité.

La question de la compétitivité des énergies renouvelables se pose, selon moi, davantage en rapport au nucléaire nouveau qu’au nucléaire ancien. Des déclarations du Président de la République, je comprends qu’il est envisagé, au titre de la programmation pluriannuelle de l’énergie, de relancer le nucléaire nouveau en fonction des conditions économiques du moment. La question se posera, je crois, à la fin des années 2020, mais le grand carénage est confirmé. L’ARENH et son évolution, en tout cas dans le cadre de la régulation nucléaire après 2025, ont été cités par le Président de la République.

M. Vincent Maillard. Je vais vous poser une question que vous pourrez peut-être poser à d’autres intervenants. Le propos de M. Soulias était intéressant. Même si l’on produit du renouvelable, on est très sensible à la situation des prix du marché de gros, qui sont passés de 35 à 65 euros le MWh pour descendre à 50 euros. C’est la question que vous pourriez poser à des spécialistes du sujet. En France, les coûts de production globaux ont-ils évolué de la même manière sur les différentes scènes ? Avec un mix énergétique qui comporte 400 TWh de nucléaire, pourquoi les coûts de production sont-ils passés de 35 à 65 euros le MWh ? Que s’est-il passé ? Pourquoi, globalement, les marchés ne reflètent-ils pas la situation des coûts ? C’est là un vrai problème : si on ne sait pas prévoir les conditions de marché, si les prix de marché explosent à 70 ou 80 euros le MWh, M. Soulias aura beaucoup de mal à atteindre 150 000 clients !

M. le président Julien Aubert. Merci pour cette excellente question qui restera, en quelque sorte, le point de suspension de cette audition, et merci à tous pour la diversité et la précision de vos réponses.

L’audition s’achève à seize heures trente-six.

*

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)

L’audition débute à seize heures quarante.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons à présent trois personnalités du monde de l’université ou de la recherche, qui travaillent plus précisément sur les questions relatives aux marchés de l’énergie dans la transition énergétique.

Mme la Professeure Anna Creti enseigne l’économie à l’Université Paris-Dauphine et y participe aux travaux du Centre de géopolitique de l’énergie et des matières premières (CGEMP), dirigé par le professeur Patrice Geoffron qui a publié très récemment dans Les Échos une tribune intitulée « Rendre la taxe carbone désirable ! » Mme Creti qui est également chercheuse senior en économie à Polytechnique, est une spécialiste des marchés du CO2 et de la concurrence entre les réseaux.

M. Cédric Philibert est analyste senior au sein de la division des Énergies renouvelables de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), une organisation internationale ayant son siège à Paris. Il a notamment été, au cours de sa carrière, conseiller technique au ministère de l’Environnement, puis auprès de la présidence de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Il a également effectué des missions pour le Programme des Nations unies pour l’environnement (PNUE) qui s’enorgueillit depuis quelques semaines d’avoir un vice-président français !

M. Philibert a plus particulièrement travaillé sur les caractéristiques des énergies intermittentes et les particularités techniques du solaire et de l’éolien. Il anime également un blog personnel, intitulé Énergies et Changement climatique.

Enfin, M. Nicolas Berghmans est un jeune chercheur en politiques climatiques et énergétiques au sein de l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Il est co-auteur d’une récente note de l’IDDRI, publiée en mars 2019 et intitulée « Après le gel de la taxe carbone, quelles priorités pour la transition énergétique ? ».

M. Berghmans ne manquera pas de nous présenter les grandes orientations de ce travail dont l’une des priorités est de restituer aux consommateurs la majeure partie de ce prélèvement, une proposition qui ne semble pas éloignée de l’idée, elle aussi récemment exprimée, par le professeur Patrice Geoffron.

Madame la professeure, messieurs, nous allons vous entendre, en premier lieu, lors d’un exposé liminaire d’une vingtaine de minutes que vous voudrez bien vous partager, si possible en vous complétant mutuellement, l’idée étant que « ce qui se conçoit bien s’énonce clairement » et que « les mots pour le dire arrivent aisément » ! Après vos propos liminaires, les membres de la commission creuseront les sujets qui les intéressent, ce qui vous donnera toute latitude pour préciser encore la qualité et la finesse de vos analyses.

Une des préoccupations de notre commission d’enquête est de mieux comprendre les raisons pour lesquelles la transition énergétique trouve, particulièrement en France, une traduction massive en termes de fiscalité, car la transition énergétique est davantage une transition fiscale qu’écologique. Ces propos, je le précise, n’appartiennent qu’à moi… Les niveaux d’imposition pèsent de plus en plus sur les consommateurs, au point de générer des doutes et, chez certains, un réel rejet de la transition écologique.

Le climat social actuel traduit pour partie ce désarroi de l’opinion. Vous comprendrez qu’il nous importe de connaître vos analyses et observations, notamment si vous disposez de comparaisons internationales. Pour l’heure, nous avons largement éclairé le sujet des recettes, ce que l’on prélève au nom de la transition énergétique. Vous constituez en quelque sorte l’aqueduc de ces deux pôles de réflexion que nous allons engager entre ce que nous dépensons et la façon dont nous le dépensons. Nous vous avons invités pour nous éclairer de manière large et transversale sur ces deux axes et sur la manière dont nous devrions appréhender notre sujet.

Le coût complet des énergies renouvelables, qui reste à définir plus précisément, est, bien évidemment, un des thèmes de réflexion de notre commission. Nous sommes particulièrement heureux de recevoir des chercheurs qui, par définition, sont peut-être plus éloignés de certains intérêts. Nous avons reçu des personnalités qui plaident depuis plusieurs années sur tel ou tel thème. Nous avons véritablement besoin, à un moment donné, d’un éclairage sur les degrés de maturité, le coût complet etc.

À la suite de votre intervention liminaire, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront en commençant par les questions que ne manquera pas de vous poser Mme Meynier-Millefert, en sa qualité de rapporteure.

S’agissant d’une commission d’enquête, je vous demande, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter le serment.

Je vous demande de lever la main droite et de dire « Je le jure ».

(Mme Anna Creti, M. Cédric Philibert et M. Nicolas Berghmans prêtent successivement serment.)

Mme Anna Creti, professeure à l’université Paris-Dauphine. Monsieur le président, mesdames, messieurs les députés, madame la rapporteure, je débuterai mon propos en vous présentant notre association, notre contribution sur le marché de l’énergie au titre de la transition énergétique ainsi que les propositions que nous formulons, notamment sur la préservation du pouvoir d’achat des Français.

L’analyse des marchés énergétiques, dans ses parties électricité et gaz naturel, a occupé une grande partie de mes études, de mes travaux et de ma carrière.

J’ai suivi l’évolution de ces marchés dans deux perspectives : d’une part, pour comprendre les mécanismes de concurrence. J’ai commencé à m’y intéresser après l’introduction des directives de 1996 et de 1998 ouvrant la concurrence aux secteurs de l’électricité puis du gaz. À ce titre, j’ai pu comprendre la gestion complexe de ces secteurs et la difficulté qu’il y a à les rendre incontestables.

J’ai longuement travaillé sur le mécanisme d’abus de position dominante dans différents pays, dans une perspective essentiellement européenne et de comparaison avec le marché des États-Unis. L’objet de cette phase de mes travaux a été de comprendre à quel point ces marchés sont sensibles aux stratégies des acteurs, notamment les anciens monopoles verticalement intégrés – mais pas uniquement.

L’objectif « 20/20/20 » m’a amenée à intégrer dans ma vision du marché électrique les préoccupations liées à l’environnement, ce que j’ai développé par une recherche « biface » en étudiant, d’un côté, les transformations du secteur électrique et gazier au regard de ces questions, et, de l’autre, la réglementation environnementale sous l’angle du marché des quotas. J’ai donc polarisé une grande partie de mes travaux sur l’étude des énergies renouvelables, l’intégration des énergies renouvelables dans les marchés électriques en étudiant des marchés assez différents – italien, danois et français. Malgré l’appartenance de ces pays au marché unique de l’électricité, des spécificités fortes caractérisent la volonté économique et politique d’intégrer les énergies renouvelables dans ces marchés.

Ces travaux m’ont amenée à avoir une vision de la transition énergétique qui ne peut être proposée en tant que modèle unique. À titre d’exemple, pour des raisons essentiellement d’indépendance énergétique et d’importation de gaz de pays très éloignés, la transition énergétique en Italie a commencé bien avant les préoccupations contenues dans la directive de 2008.

Au moment où les énergies renouvelables ont investi ces marchés, l’Italie était déjà prête à les recevoir. Elle avait investi depuis de nombreuses années dans l’intégration des énergies renouvelables, notamment en étudiant le potentiel renouvelable, à la fois éolien et solaire. C’est ainsi que, depuis 2014, l’Italie a atteint – il est rare de pouvoir dire que l’Italie est « un bon élève » – les objectifs qui figuraient dans la directive de 2020. Aujourd’hui, se pose la question d’aller au-delà des objectifs de 32 %, qui sont ceux actuellement prescrits par la nouvelle directive. L’Italie marque une volonté forte d’intégrer les renouvelables dans le mix énergétique d’un pays qui est essentiellement consommateur de gaz. Sa consommation est très pauvre en matières fossiles. Il consomme du charbon en faible proportion.

Par ailleurs, l’électricité en Italie présente une particularité par rapport à la France s’agissant des prix. Je consacrerai le temps qui me reste à cette question pertinente et utile à nos réflexions.

Les énergies renouvelables portent leurs effets tout au long de la filière. Des coûts sont liés à l’investissement, d’autres sont liés, de façon plus subtile, à la modification du paysage énergétique en termes d’acteurs, d’autres encore au financement de ces investissements. La France a opéré une transition fiscale. L’Italie n’a pas utilisé de la même façon l’instrument fiscal.

Un deuxième effet se répercute en amont. Quel est l’apport de ces énergies dans les marchés de l’électricité ? L’Italie a bénéficié d’un avantage sous la forme d’une baisse des prix de l’électricité. En dix ans, en moyenne, les prix de l’électricité sont passés, sur les marchés amont, de 70 et 80 euros par mégawattheure (MWh) à moins de 30 euros aujourd’hui, s’alignant ainsi quasiment sur les prix français.

S’il faut évaluer les coûts et les avantages de l’intégration des énergies renouvelables, il convient de ne pas oublier d’évaluer les bénéfices en amont sur l’ensemble de la filière, aussi bien que les coûts pour les consommateurs en aval. Cette dernière question m’a intéressée. J’ai étudié les mécanismes de diffusion des énergies renouvelables au niveau du consommateur final, en me polarisant plus spécifiquement sur les marchés français et les petits consommateurs, et donc sur les incitations auprès de ces petits consommateurs, notamment résidentiels, à s’équiper de panneaux solaires. J’ai étudié plusieurs types de littérature, non pas seulement économique mais également sociologique, qui révèlent qu’un consommateur français qui s’équipe de panneaux solaires ne le fait pas pour obtenir uniquement un gain, y compris futur, sur sa facture d’électricité actuelle, mais aussi parce qu’un fournisseur aura réussi à le convaincre qu’il s’agit d’un investissement intéressant et parce qu’il est animé d’une conscience verte.

M. Cédric Philibert, analyste expert des énergies renouvelables à l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Monsieur le président, vous avez posé deux questions. Je choisis de répondre en priorité à la seconde, qui relève davantage de mon champ de compétences actuelles que sont les énergies renouvelables.

L’Agence internationale de l’énergie surveille ce marché d’assez près. Sa publication annuelle consiste en un rapport de marché rapportant ce qui s’est passé au cours de la dernière année ou des deux dernières et en une prévision pour les cinq années à venir, assortie d’une analyse de sensibilité. L’Agence a donc une bonne vision du contexte.

Nous participons aussi à des exercices plus prospectifs, qui sont des scénarios se fondant sur des hypothèses, qui ne sont donc pas des prévisions.

Parmi ces scénarios, citons les scénarios à long terme, notamment un scénario dit de développement durable par lequel nous essayons de répondre aux besoins de l’humanité en énergie, ce en termes de coûts, d’accès à l’énergie, de réduction de la pollution atmosphérique à l’intérieur des locaux ou dans les milieux urbains, et de réduire les émissions de gaz à effet de serre, grosso modo compatibles, à une limitation du réchauffement de deux degrés. Nous avons publié et publierons des scénarios plus ambitieux qui cherchent à se rapprocher d’une augmentation d’un degré et demi.

Dans tous ces scénarios, les énergies renouvelables ainsi que les économies d’énergie jouent un rôle décisif : elles représentent entre les deux tiers et les trois quarts de la production mondiale d’électricité à l’échéance 2040 ou 2050.

D’autres scénarios s’appuient sur une augmentation de la production nucléaire au plan mondial, sur une part non négligeable de thermique fossile avec la capture et le stockage de CO2, et de fuel switching, c’est-à-dire plus de gaz et moins de charbon – en proportion, beaucoup moins de charbon. Mais dans toutes les hypothèses, l’essentiel de la production électrique mondiale sera assuré par les énergies renouvelables. Parmi ces énergies renouvelables, quatre sont majeures.

La bioénergie n’est pas forcément majeure dans l’électricité, mais l’est dans le bilan énergétique global. Elle représente aujourd’hui à peu près la moitié de la production de la contribution des énergies renouvelables au bilan énergétique mondial. J’évoque la bioénergie sous toutes ses formes : liquide, solide, via l’électricité, via les transports, et surtout via la chaleur – la chaleur industrielle en particulier.

Ensuite, nous avons l’hydroélectricité, qui ne date pas d’aujourd’hui mais qui reste une énergie en croissance, notamment grâce aux grands barrages dans les pays émergents. Elle représente à peu près 20 %.

Enfin, les « deux petits nouveaux » que sont l’éolien et le solaire sont sur des pentes de croissance extrêmement fortes et représenteront à terme 20 % à 25 % de la production électrique mondiale.

Ces scénarios sont des scénarios d’optimisation économique sous contrainte. Par exemple, on pose une contrainte de CO2 et on cherche les solutions les plus économiques. De ce point de vue, à long terme, les renouvelables font partie du panier des mesures économiques indispensables pour atteindre les objectifs que l’humanité s’est fixés à Paris en 2015 dans le cadre de la COP21. Il existe des variantes mais elles sont plus ou moins mineures. Les autres scénarios, ceux du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) comme d’autres instituts, convergent en ce sens.

Comment se fait-il que les renouvelables, qui, il y a quelques années, paraissaient si coûteux, figurent à une place aussi importante dans des bilans qui sont économiquement les moins coûteux ? La raison tient à l’effondrement des coûts. Je m’en explique dans la mesure où vous avez évoqué la notion de coût complet. Nous mesurons le coût actualisé de ces énergies, ou plutôt leur coût lively, c’est-à-dire réparti sur la durée de vie, technique ou économique, des investissements. Ce coût s’est effondré ces dernières années : de 40 % pour l’éolien et de 75 % pour le solaire photovoltaïque, ce qui est considérable. En dix ans, l’effondrement est de plus de 80 %.

Bien sûr, il faut distinguer le coût comptable du coût économique. C’est ce dernier qui est déterminant. Il convient de définir combien coûtera, dans les trente ans à venir, une installation que nous mettons en service aujourd’hui, sachant qu’au départ l’investissement est important, mais les dépenses de mise en œuvre extrêmement faibles dans le cas du solaire et assez faibles dans le cas de l’éolien et de l’hydraulique. Cela s’oppose au coût comptable. Quel est aujourd’hui le coût d’un kilowattheure (KWh) solaire ou éolien dans le contexte français, compte tenu des infrastructures construites dans le passé ? Il existe une énorme différence entre ces deux coûts en raison de la très grande rapidité de la baisse des coûts des énergies renouvelables ces dernières années, notamment du solaire.

Aujourd’hui, en France, le solaire est produit par des installations qui ont été créées, conçues et financées il y a quatre ans, cinq ans, six ans, quand l’électricité coûtait quatre, cinq, six fois plus cher. Des engagements ont été pris pour rémunérer cette électricité sur la base de tarifs élevés, qui s’élevaient en France à plus de 300 euros par MWh alors que le KWh mis aux enchères aujourd’hui dans les centrales au sol trouve des offres à 55 euros, voire inférieures. On retrouve les mêmes prix un peu partout, le phénomène est mondial. Selon l’ensoleillement, les prix oscillent entre 25 euros, parfois moins, et 55 ou 60 euros maximum. Je parle des grandes centrales au sol. Le prix est plus élevé si l’énergie est produite par de petites centrales. Mais on arrive, pour les énergies massives, à des coûts extrêmement compétitifs. Le coût comptable moyen du KWh solaire avoisine aujourd’hui 200 euros. Vous pouvez trouver ces données dans un rapport de la Cour des comptes. Le coût prend en compte des KWh qui ont été rémunérés au départ à 360 euros le MWh. Il est important d’opérer cette distinction.

Quand vous nous interrogez sur le coût complet, j’imagine que vous nous interrogez sur les coûts éventuellement induits par la variabilité du solaire et de l’éolien. La question est tout à fait légitime.

Notre division compte une unité spécialisée dans l’intégration des énergies renouvelables. L’interaction entre ces énergies et le reste du système est éventuellement source de problèmes, la variabilité des énergies renouvelables n’étant pas seule en cause. Je m’explique : nous sommes confrontés à une variabilité naturelle de la demande, qui diffère le jour et la nuit, en hiver et en été.

Le système est déjà doté d’une certaine flexibilité, apportée par les centrales électriques, le thermique, l’hydroélectricité, les interconnexions, la présence de réseaux, certains systèmes de stockage, tels que les centrales de transfert d’énergie par pompage, importantes en France puisqu’elles produisent près de cinq gigawatts. Aujourd’hui, le KWh marginal éolien ou photovoltaïque ajouté dans le système n’a, en gros, aucun coût d’insertion. Il induit des coûts de connexion, qui sont supportés par les développeurs, mais n’induit aucun coût lié à la variabilité. La question est de savoir quand des investissements supplémentaires commencent à poser des problèmes particuliers d’insertion. D’après les expériences étrangères, les problèmes peuvent survenir au-delà d’un taux de pénétration de 20 % ou 30 % dans la consommation annuelle, sauf exception, sauf poches localisées, sauf implantation de l’ensemble des structures photovoltaïques dans un seul département. Globalement, il faut que les réseaux suivent, mais cela ne représente qu’une toute petite part des investissements dans les réseaux. Pour l’heure, il n’y a pas de coûts spécifiques d’insertion, et il n’y en aura pas avant d’atteindre un taux de pénétration de 20 % ou 30 %.

M. Nicolas Berghmans, chercheur à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). J’ai également travaillé sur les questions liées aux énergies renouvelables et je souscris largement à ce qui vient d’être dit.

Je répondrai à la question portant sur la taxe carbone, en lien avec l’article que nous avons publié à l’IDDRI. Comme la société d’une façon générale, nous avons été interpellés en tant que chercheurs sur ce qui s’est passé autour de cette question et nous nous sommes demandé pourquoi nous étions arrivés à une situation de gel.

La taxe carbone, qui est souvent présentée par les économistes comme une solution idéale, une solution à moindre coût, n’est pas facilement comprise par le citoyen. Parallèlement, il attend des actions visant à réduire les émissions de CO2 et au fait que la France respecte ses engagements climatiques.

Nous avons donc saisi l’occasion pour revisiter un peu le débat sur les avantages et les inconvénients de la taxe carbone.

La taxe carbone est un instrument utile et central de la transition, parce qu’il permet de changer les prix relatifs, d’investir dans des solutions vertueuses et de faire évoluer les comportements.

Néanmoins, la taxe carbone présente des limites, assez bien connues. L’hypothèse de la taxe carbone est appelée, en termes économiques, l’« élasticité prix », la capacité des gens à s’adapter à ce prix. Premier constat : tout le monde n’est pas égal face à cette capacité d’adaptation. La taxe carbone est régressive, elle touche une plus grande part des revenus des gens qui perçoivent le moins de revenus. Pour les 10 % de Français les plus modestes, elle représente 15 % de leurs revenus ; en comparaison, elle représente beaucoup moins pour les Français les plus aisés.

Deuxième constat : la possibilité de s’adapter dépend d’arbitrages collectifs – présence de transports en commun à proximité de son domicile, possibilité de se connecter à un réseau de chaleur.

Troisième constat : la taxe carbone n’est pas la seule taxe sur l’énergie. Il faut prendre en compte l’ensemble de la facture pour déterminer l’impact sur les ménages. Nous constatons que la France a bien rattrapé son retard en matière de taxation des carburants par rapport à d’autres pays qui ont mis en place une taxe carbone. Il ne faut donc pas s’attacher uniquement au prix de la taxe carbone, mais à l’ensemble de la taxation. Cela nous amène à dire que la taxe carbone est importante, mais que son gel, en soi, ne doit pas être dramatique pour la transition.

Il faut, au contraire, travailler à d’autres conditions nécessaires à la mise en place de la transition écologique. À cet égard, nous avons repéré quatre priorités.

Premièrement, il faut investir dans la transition écologique, qui réclame des moyens supplémentaires. Un think tank publie des panoramas sur les financements climatiques qui montrent que des investissements font défaut à la transition, notamment dans le bâtiment et les transports. Cela suppose de dégager les moyens pour y arriver. Autre exemple : le projet de loi d’orientation des mobilités (LOM). Si l’on veut pousser ou aider les gens à modifier leur façon de se déplacer, il faut investir pour encourager des moyens alternatifs comme le vélo. Cela demandera de mobiliser des moyens – également sur les budgets publics. Comme je le disais précédemment, les gens ne peuvent pas faire tous les arbitrages par eux-mêmes.

Deuxièmement, la nécessité s’impose d’éviter de placer nos concitoyens les plus modestes dans une situation contrainte en raison de la transition. Vous citiez la tribune de M. le Professeur Geoffron. Il existe un consensus assez fort à l’heure actuelle entre de nombreux acteurs et experts sur la nécessité de réfléchir à une redistribution des recettes de cette taxe vers les citoyens, en particulier les plus modestes. Peut-être cela nécessite-t-il d’organiser un débat : la mesure portera-t-elle sur les 30 % ou 50 % de personnes les plus modestes ? En tout cas, une proposition existe, et on note, en se référant aux exemples à l’étranger, que cela participe à l’acceptation de cette mesure.

Troisième point : il y a un intérêt économique à supprimer les exemptions de la taxe carbone, nombreuses dans certains secteurs. C’est le cas du secteur de l’aviation et de celui du bâtiment et des travaux publics (BTP). D’un point de vue strictement environnemental, la meilleure manière de procéder consiste à étendre ce signal à l’ensemble des secteurs. C’est aussi une question de justice sociale.

Enfin, il conviendrait d’envoyer des signaux sur la transition aux secteurs. Des exercices nationaux sur la stratégie nationale bas carbone visent à placer la France sur une trajectoire de neutralité carbone en 2050. Que cela implique-t-il à l’échelle des secteurs et des individus ? Quelques signaux ont été émis. Par exemple, il est annoncé, pour 2040, la fin des véhicules thermiques, mais à quel moment un individu devra-t-il passer au véhicule électrique ou rénover son logement ? Ce sont des éléments utiles pour organiser les filières et pour que les gens anticipent leur changement de comportement, au-delà du fait d’imposer un prix.

M. le président Julien Aubert. Je voudrais clarifier un point. Nous sommes confrontés à une petite contradiction. Nous avons reçu, ce matin même, le président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui nous a expliqué qu’investir dans les énergies vertes électriques ne contribue pas à l’objectif de réduction du CO2. Il ajoute qu’en France le nucléaire est décarboné, et qu’investir dans des éoliennes ou le photovoltaïque n’a pas d’impact sur le CO2. Par ailleurs, nous appliquons une taxe carbone qui finance le développement de ces énergies en disant aux usagers qu’elle sert à la planète. S’il s’agit d’un choix autre de diversification énergétique, pourquoi l’habiller d’une approche environnementale ? Vous avez déclaré que nos scénarios futurs prenaient en compte la bioénergie, l’hydroélectricité, l’éolien et le solaire. Tout dépend à quoi ils se substituent. Au niveau mondial, on parie sur une substitution des énergies fossiles vers des énergies renouvelables. En France, ce n’est pas le cas puisque la transition est plutôt vue sous l’angle du nucléaire vers les énergies renouvelables.

Je voudrais que vous réagissiez à cette première question : quel est l’objectif de la transition énergétique ? Pourquoi, finalement, « transitionne-t-on » ? J’avais longtemps cru que c’était pour sauver la planète. Or, je me rends compte, un peu comme Brassens, que l’on s’est trompé d’idée... Je voudrais avoir votre point de vue.

J’y joins une seconde question : pourquoi introduire la concurrence ? J’avais compris que c’était pour faire baisser les prix. Mais, en discutant avec les différents acteurs, on s’aperçoit que, globalement, les prix de l’électricité n’ont pas forcément baissé en France. D’ailleurs, personne n’est capable d’expliquer comment nous sommes passés de 65 à 35 euros le MWh au niveau européen, alors qu’en France les coûts de production n’ont pas évolué dans les mêmes proportions ? D’où vient cette augmentation des prix. Est-elle due, éventuellement, à des investissements subventionnés dans les énergies « vertes » ? Vous aurez compris que c’est un questionnement intériorisé… J’aimerais que vous puissiez réagir et éventuellement m’expliquer pourquoi on pratique la concurrence et pourquoi on fait la transition énergétique, afin que tout cela soit cohérent pour le citoyen.

Mme Anna Creti. Si nous portons un regard croisé sur l’impact de la concurrence et sur l’impact des renouvelables sur les prix de l’électricité dans une perspective historique de vingt ans en Europe, qu’observons-nous ?

L’impact des énergies renouvelables a été plus fort que celui de la concurrence. Le marché électrique est très complexe et y introduire la concurrence n’a pas été aisé. Pendant dix ans, on a tapé sur les doigts des anciens opérateurs historiques. Il s’agit d’un secteur très intensif en capital. Il s’est constitué pour être un marché où la concurrence ne peut être très forte et très dispersée comme l’avait imaginé la Commission européenne quand ont été élaborées ses directives ; elles ont en fait été plaquées sur le modèle des télécommunications. Or, on n’arrivera jamais à avoir une concurrence aussi dispersée.

L’intensité de la baisse du prix de l’électricité a donc été relative. Les anciens opérateurs dominants ont opéré un mouvement de leurs parts de marché primaire de leur pays national vers les autres pays de l’Europe, avec des investissements croisés et spécifiques sur certaines technologies jusqu’au moment de l’introduction des énergies renouvelables qui ont un peu modifié les panoramas, à la fois de la concurrence et de la formation du prix de l’électricité.

La position de ces opérateurs historiques a été bousculée par l’entrée de nouveaux opérateurs parce que les investissements dans les énergies renouvelables ont été subventionnés. Elle a également été bousculée par le mouvement des opérateurs internationaux, notamment dans la filière des énergies renouvelables. Je pense à l’éolien et au photovoltaïque. Les énergies renouvelables peuvent présenter des défauts, dont l’intermittence. Il n’en reste pas moins qu’on a constaté une baisse du prix sur tous les marchés européens de l’énergie et une petite augmentation de la volatilité, qui est inhérente au marché de l’électricité.

Si l’on étudie les prix de l’électricité à partir de 2008, 2009, 2010, on constate deux phénomènes : la baisse et l’alignement du prix de l’électricité dans des pays qui ont un mix de départ relativement différent. Cela répond en partie à votre question, qui est de savoir pourquoi nous faisons tout cela. L’objectif européen est très important, il vise à la fois la concurrence et le verdissement du secteur de l’électricité. Bien sûr, les modèles ne sont pas toujours adaptés aux deux objectifs en même temps. Mais, selon moi, la réponse est claire : si l’on se reporte au montage des prix de l’électricité en amont, là où les opérateurs échangent – offre et demande –, les prix ont baissé. La composante « hors énergie » du prix pour le consommateur final, en revanche, a augmenté, en différenciant les prix pour les industriels et ceux pour les résidentiels. Les premiers sont peu touchés par la fiscalité, qu’il s’agisse de la répercussion des subventions aux énergies renouvelables ou d’autres formes de fiscalité comme la TVA. Les prix pour les industriels ont donc très fortement baissé, ce qui est une bonne chose pour la compétitivité, et les prix pour le consommateur final européen sont restés stables ; s’ils ont un peu augmenté au cours des quatre dernières années, c’est en raison de mécanismes différents de taxation.

Je terminerai en citant l’exemple du Danemark, qui est intéressant. Le Danemark a un mix énergétique composé à 95 % de renouvelables. Il a beaucoup investi dans l’éolien et utilise l’hydraulique de la Norvège et de la Suède pour pallier l’intermittence des autres énergies renouvelables. Le prix au consommateur final danois figure parmi les plus élevés en Europe parce que la fiscalité énergétique est concentrée sur le consommateur final résidentiel, les industriels ne payant quasiment aucune taxe sur l’énergie.

Si l’on se reporte aux statistiques, le prix moyen du KWh en Europe est estimé à 20 centimes d’euro. La France se situe juste en dessous et le Danemark quasiment au double.

M. le président Julien Aubert. Donc, ce n’est pas lié au choix énergétique, mais au choix fiscal ?

Mme Anna Creti. Oui.

M. le président Julien Aubert. Vous confirmez aussi qu’en mettant en place la concurrence, la Commission européenne avait l’intention de faire baisser les prix ?

Mme Anna Creti. Cela n’a jamais été formulé ainsi. L’objectif des directives sur la concurrence était de permettre aux consommateurs européens d’accéder aux mêmes conditions d’achat de l’électricité partout en Europe. Il s’agissait d’un alignement des prix plutôt que d’une volonté de faire baisser le prix de l’électricité, qui n’est écrite nulle part.

M. le président Julien Aubert. Les prix en France étaient déjà très bas.

Mme Anna Creti. Ce n’étaient pas les plus bas en Europe. Aujourd’hui, les prix les plus bas sont ceux de certains pays de l’Est qui, il est vrai, avaient des prix historiquement bas.

M. le président Julien Aubert. Lorsque les prix augmentent tendanciellement en France, on peut dire que la concurrence a rempli son objectif. Si l’idée était de les harmoniser, on constate que certains ont baissé et que ceux de la France ont augmenté.

Mme Anna Creti. Les prix s’alignent, en effet, pour le consommateur final.

M. le président Julien Aubert. Dans la pensée de la Commission, l’objectif du verdissement était-il la diminution des émissions de CO2 ou la diversification industrielle ?

Mme Anna Creti. La diminution du CO2. C’était un objectif explicite de la directive de 2008.

M. Cédric Philibert. Monsieur le président, je reviens à votre première question : qu’est-ce que la transition ? L’objectif est-il le climat ? D’un point de vue mondial et européen, il y a aucun doute, c’est bien le climat.

La France est un cas assez original dans le monde, avec peu d’exemples comparables, sauf peut-être, d’une certaine façon, la Belgique ou la Suède, qui comptent une part de nucléaire assez importante. L’Allemagne, après Tchernobyl, est revenue à sa décision antérieure d’abandonner le nucléaire. La décision n’a pas été prise sur un coup de tête après Tchernobyl : c’était un retour à une décision transpartisane antérieure. Les renouvelables, en essor en Allemagne, ont progressivement remplacé le nucléaire mais n’ont pas permis la décroissance de la consommation d’énergies fossiles, du moins jusqu’à présent. On a même enregistré une légère augmentation de 2 % pendant deux années consécutives. Ce n’est pas considérable, mais c’était une augmentation et non une réduction. Les Allemands ont donc choisi de réduire le nucléaire avant de s’occuper des émissions de CO2. En France, on a décidé de mettre en place des éoliennes et du solaire pour remplacer le nucléaire. Selon moi, il faut s’attacher à la perspective des trente années qui viennent.

On a construit un parc impressionnant en un temps extrêmement court. Personne ne pense possible de réitérer le même exploit aujourd’hui avec les renouvelables ou quelque autre source d’énergie décarbonée que ce soit. Personne n’imagine qu’on va faire du nucléaire neuf, encore moins dans des quantités comparables à celles du passé. Une des questions est donc de savoir combien de temps on peut prolonger les centrales actuelles, dont l’âge moyen avoisine aujourd’hui les trente ans. On va certainement les prolonger, sous réserve des investissements supplémentaires qu’exigera l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour amener les centrales actuelles au niveau de sécurité, plus élevé, qui avait été exigé au moment de la conception de l’European Pressurized Reactor (EPR), et dont je ne pense pas qu’il puisse ni doive être réduit. On parle des investissements du grand carénage à hauteur de 40 milliards d’euros. Le montant des investissements ne sera sans doute pas le même dans toutes les centrales. J’exprime là une opinion personnelle et non pas une vue officielle. Lorsque l’on se réfère à ce qui s’est passé dans le monde en matière de centrales nucléaires, on constate qu’en général, c’est, in fine, l’exploitant qui les arrête, rarement l’autorité responsable de la sûreté nucléaire. En général, celle-ci autorise la poursuite sous réserve, par exemple du remplacement des générateurs de vapeur ou autres, pour un coût de 1 ou 2 milliards d’euros. On peut donc garantir dix ans de fonctionnement, mais cela reste à la merci d’un incident qui ferait que l’autorisation serait retirée du jour au lendemain. In fine, les exploitants ne souhaitent pas prendre ce risque, trop onéreux par rapport aux bénéfices.

La situation d’autres centrales est meilleure, qui ne nécessitent que 300 millions ou 500 millions d’euros d’investissements. L’exploitant sera heureux de le faire et de prolonger ainsi leur fonctionnement. Tout cela entraînera une décroissance progressive du nucléaire, que cela participe ou non d’un objectif politique, tout simplement parce que c’est inscrit dans les faits et qu’il peut difficilement en être autrement sur un plan pratique. On en prolongera certaines, non toutes, ce qui engendrera un déficit d’énergie. La question est de savoir si ce déficit d’énergie sera complété par d’autres énergies sans carbone, ou si l’on remettra plus de carbone dans le système, par exemple avec des centrales à gaz.

M. le président Julien Aubert. Vous excluez donc le nouveau nucléaire.

M. Cédric Philibert. Non, je ne l’exclus pas. À l’heure actuelle, le nouveau nucléaire est beaucoup plus cher que les énergies renouvelables. Pour prendre l’exemple de l’EPR de Hinkley Point, sur un marché transparent sur trente-cinq ans, le coût est à plus de 100 euros. C’est cher, comparé au prix des renouvelables qui, y compris pour l’éolien offshore en Mer du Nord, dont les Anglais sont les leaders, atteint 70 euros.

D’une certaine manière, à court terme en tout cas, tant que le niveau de pénétration des énergies renouvelables n’aura pas dépassé les 50 %, ce qui supposerait éventuellement des coûts d’intégration importants, les renouvelables constituent l’offre économique qui s’imposera.

La transition est une bonne solution pour éviter de remettre du carbone dans le système dans les dix, vingt, trente ans qui viennent, à mesure que la part du nucléaire décroîtra inexorablement en France. Si nos scénarios suggèrent qu’elle va augmenter, c’est parce que d’autres pays passeront éventuellement de 1,5 % à 1, 2 ou 3 % de nucléaire dans leur mix.

M. le président Julien Aubert. Vous avez expliqué que le solaire était très cher il y a quelques années. Si j’avais déclaré il y a quelques années que le solaire ou l’éolien ne pourrait remplacer le nucléaire parce que trop onéreux, on m’aurait répondu quatre ans plus tard que les prix ont baissé… Pouvons-nous nous fonder sur les coûts des premiers EPR pour justifier le coût du nouveau nucléaire, sachant que les Chinois vont en construire et que, si l’on construisait dix en France, il est probable que le dixième n’aura pas le coût du premier, au même titre que le démantèlement ?

M. Cédric Philibert. Oui, encore que l’expérience historique du nucléaire montre plutôt une hausse régulière du coût qu’une baisse drastique.

M. le président Julien Aubert. Savez-vous combien a coûté le parc nucléaire français ?

M. Cédric Philibert. Non, mais il se mesure en milliards d’euros.

En raison de l’accroissement continu des exigences de sécurité après les catastrophes de Three Mile Island, de Tchernobyl et de Fukushima, nous avons plutôt constaté une augmentation continue des coûts. Quand on est passé d’un palier de 900 MW à un palier de 1 300 MW, sans doute a-t-on assisté à une réduction des coûts au MW. On ne peut pas exclure une réduction des coûts si nous produisons beaucoup de réacteurs du même type. Je pense que les Chinois vont construire d’autres EPR, ils vont aussi construire leur propre modèle de pressurized water reactor (PWR), qui sera plus économique mais qui ne correspond pas à nos exigences de sûreté. Il est possible que l’on assiste à des réductions de coût lié à la sûreté, mais je ne sais pas si elles seront du même ordre que celles que connaît le solaire ou l’éolien.

M. Nicolas Berghmans. C’est dans une optique de long terme qu’il faut évaluer les questions de décarbonation. Ce qui vient d’être dit me paraît partagé.

Comme l’a expliqué Mme Creti, nous sommes sur un marché électrique européen interconnecté. Les énergies renouvelables ne se substituent pas nécessairement au nucléaire, mais elles peuvent aider à substituer des synergies fossiles au-delà de nos frontières. Nous sommes, à mon sens, dans une perspective de décarbonation.

Je reviens à votre question sur la facture des ménages. Les prix de l’énergie sont élevés, mais ce n’est pas le seul facteur qui impacte la facture des ménages. Le consommateur veut bénéficier des services que rend l’énergie. Cela dépend aussi beaucoup de l’efficacité du fournisseur de services selon qu’est concernée sa maison, sa voiture, etc. Dans cette optique, on ne peut pas se limiter aux prix pour évaluer la facture des ménages, il faut aussi s’attacher à la consommation, par exemple, des bâtiments. Le sujet-clé en Europe et pour la France est la rénovation énergétique. Rénover les logements permet de vivre dans un monde où l’on peut supporter des prix de l’énergie plus élevés parce qu’on en consomme moins.

Vous avez indiqué que la taxe carbone est affectée aux énergies renouvelables (Enr). Ce n’était pas le cas jusqu’à récemment. Les EnR étaient financées par une taxe sur l’électricité, la contribution au service public de l’électricité (CSPE), née d’un jeu d’arbitrages. L’État a décidé que les recettes de la taxe carbone seraient destinées aux énergies renouvelables. Dans les faits, les contrats ont été passés avec les exploitants et une large part de la rémunération des producteurs d’énergies renouvelables, hors marché électrique – car ils se rémunèrent aussi par le marché électrique –, est issue des coûts des contrats passés. Si, demain, on décidait de ne plus financer les énergies renouvelables par la taxe carbone, il faudrait trouver une autre ressource pour les financer. Une partie est liée aux futurs développements des EnR, mais elle est relativement modeste en raison de la forte baisse des coûts des énergies renouvelables ces dernières années.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteur. Je suis ravie de vous entendre parler de la rénovation énergétique des bâtiments.

Dans le secteur du bâtiment, on parle du label « E+ C- », pour désigner des bâtiments à énergie positive et bas carbone. Un débat est ouvert pour savoir s’il faut favoriser l’objectif C- par rapport à l’objectif E+ ou s’il faut viser les deux en même temps. En d’autres termes : courir les deux lièvres risque-t-il ou non d’affaiblir l’objectif carbone ? décarbonation ? J’aimerais avoir votre avis.

Il existe en effet un paradoxe de double effet : les personnes précaires sont victimes des coûts liés au changement climatique et de ceux liés à l’inaction face au changement climatique. Ces deux aspects sont-ils évalués aujourd’hui ? Y a-t-il des études sur ce sujet ? Puisqu’il est question d’acceptabilité, que faire si le coût de l’inaction se révélait plus important que le coût de l’action ?

Plutôt que de dépenses liées à la transition énergétique, je préfère, pour ma part, parler d’investissements. Vous avez opéré une distinction entre le coût comptable et le coût économique. Cela remet en question notre lecture annuelle des dépenses relatives à la transition énergétique, domaine dans lequel le retour sur investissements se fait sur des durées plus longues. La contrainte européenne doit-elle demeurer à 3 %, dépenses d’investissement compris ? Ne devrions-nous pas libérer de cette contrainte les collectivités territoriales qui voudraient investir ? Sur ce sujet, le retour sur investissement peut être rapide et d’une durée plus facile à évaluer qu’elle ne l’a été.

M. Cédric Philibert. Vos questions contiennent en elles-mêmes beaucoup d’éléments de réponse, madame !

Vous avez raison, il faut parler de l’investissement.

La transition énergétique consiste à passer d’un système de dépenses récurrentes de combustibles à un système fait d’investissements dans les économies d’énergie et dans des technologies qui, par nature, sont assez capitalistiques, qu’il s’agisse du nucléaire ou des renouvelables. Si le coût initial est élevé ou très élevé, les dépenses récurrentes sont en revanche extrêmement faibles. C’est ce qui crée cette difficulté optique à propos des coûts de l’électricité : à un moment, le prix de marché s’effondre quand la part du renouvelable s’élève dans la production.

De plus en plus souvent, le coût marginal de production de l’énergie renouvelable est quasiment nul. En même temps, des mécanismes ont été instaurés pour financer l’investissement de départ sous la forme d’une taxe sur l’électricité. La partie relative à la taxe sur l’électricité a donc augmenté alors que la partie énergie sur le marché de l’électricité a diminué.

M. le président Julien Aubert. C’est le coût du passé.

M. Cédric Philibert. De fait, c’est largement le coût du passé, c’est-à-dire que si l’on continue d’investir fortement dans les renouvelables, même en recourant à des systèmes de taxe carbone, même en fléchant les recettes de la CSPE, l’apport sera très faible par rapport à l’investissement passé, qui a été d’une tout autre ampleur. Pour l’avenir, il faut effectivement parler d’investissements lourds, la question étant de savoir comment financer ces investissements.

J’entends bien la question portant sur les 3 %, mais elle sort quelque peu de mon champ de compétence, car il faut définir ce qu’est un investissement et ce qu’est une dépense de fonctionnement ? Le salaire d’un professeur est-il une dépense de fonctionnement ? Un équipement sportif qui ne sera utilisé qu’une seule fois pour un grand événement est-il un investissement ? On pourrait dire que c’est exactement l’inverse. Il est, par conséquent, difficile de distinguer une dépense de fonctionnement d’une dépense d’investissement.

Pour les collectivités locales, une solution a été trouvée il y a très longtemps, sous la forme du tiers financement, qui a permis d’orienter l’investissement privé pour contourner les difficultés qui existaient entre le titre 3 et le titre 4 des chapitres budgétaires relatifs au financement des investissements. Les collectivités ne pouvaient pas facilement financer des investissements, contrairement aux dépenses de fonctionnement récurrentes. On a donc inventé le tiers financement, qui a permis de rénover de nombreux bâtiments publics et de les adapter aux normes énergétiques. Cela suppose de prendre des précautions, car ces opérations engendrent parfois de petites « fuites » de financement. Il n’en reste pas moins que c’est un moyen d’orienter l’épargne privée vers des investissements utiles.

Le faible loyer de l’argent aujourd’hui, le niveau extrêmement bas des taux d’intérêt, démontrent la présence, dans le monde, d’une abondance d’épargne qui ne demande qu’à se porter sur des investissements longs mais sûrs. On le constate aujourd’hui avec le faible coût des énergies renouvelables. J’en parlais il y a peu avec un banquier qui finance ce type d’investissement en Espagne, où les énergies renouvelables sont désormais un investissement privé totalement rentable. Les gens investissent et vendent l’électricité sur le marché de l’électricité ou via des accords bilatéraux avec des acheteurs. Il n’existe aucun système public de subventions ou de financements cachés, et le solaire est à 30 ou 35 euros le MWh.

Cela s’explique, certes, par la bonne ressource espagnole, mais aussi par le très faible coût du capital exigé pour y parvenir. L’Espagne signe en effet un accord d’achat sur quinze ans, à un prix garanti pour des quantités garanties et une technologie totalement garantie. Elle sait donc exactement quel sera le retour sur investissement. Elle trouve auprès des banques des prêts aux mêmes taux que ceux qui s’appliquent à l’achat d’un logement, soit 1,5 %. Elle finance ainsi du solaire avec un coût moyen pondéré du capital de l’ordre de 3,5 % ou 4 %, taux qui couvre à la fois la rémunération de la part d’investissements propres et la rémunération du banquier. L’épargne abonde, il faut donc trouver le moyen de la diriger vers la transition énergétique. Il ne s’agit pas forcément de dépenses publiques.

Mme Anna Creti. Qui investit dans quoi ? La transition énergétique est une transition territoriale. C’est une logique nouvelle, qui ne prévalait pas dans la conception du secteur de l’électricité ou du gaz. C’est ainsi que les ressources mobilisables sont des ressources locales. C’est vrai, il existe des contraintes, mais il existe aussi des opportunités. Les plans territoriaux énergie-climat (PTEC) en sont un exemple.

Nous disposons de nouveaux instruments, de nouvelles conceptions, de nouvelles façons de revitaliser les territoires, de les rapprocher des citoyens, de proposer des modèles de vie différents. Voilà pour la potentialité. Il convient ensuite de contrôler les effets redistributifs et d’éviter que l’activisme de certains territoires ne soit qu’un exemple isolé.

Avoir accès au PTEC suppose d’être une agglomération, donc d’atteindre un certain niveau d’agrégation, mais certains effets peuvent « percoler » jusqu’au citoyen. Il n’y a pas seulement des dépenses et des investissements, il y a aussi de nouvelles opportunités, qu’il s’agisse de bâtiments ou de nouveaux modes de vie sobres en carbone.

Les investisseurs ne sont pas ceux du passé. L’investissement peut être diffus et porté par des financements verts. Cyniquement, je dirais qu’il y a de l’argent à gagner, qui viendra soutenir des investissements revêtant une dimension intéressante parce qu’ils sont adaptables, et d’une taille moindre que celle, massive, du nucléaire.

J’ajoute qu’il est très difficile de comparer les investissements dans le nucléaire et les investissements dans les renouvelables. Aujourd’hui, si vous demandez à un opérateur neutre, autre que l’opérateur dominant qui a construit son passé dans ce secteur, s’il veut investir dans le nucléaire, votre proposition ne suscitera pas un grand enthousiasme, pour toute une série de raisons que je pourrais détailler.

Les montages financiers pour les énergies renouvelables, dans une optique de marché, sont en revanche perçus avec intérêt, et attirent des investissements, petits ou grands.

M. Nicolas Berghmans. S’agissant de l’expérimentation du label « E+ C- », je n’apporterai pas un avis très expert. Je dirai cependant que cela concerne les bâtiments neufs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Faut-il prioriser les économies d’énergie ou se focaliser sur le carbone ? Pensez-vous que l’on sera plus efficace si l’on se focalise sur le carbone, ou que la synergie ne sera que meilleure si l’on se focalise à la fois sur le carbone et l’efficacité énergétique ?

M. Nicolas Berghmans. Je pense qu’il faut traiter les deux aspects en même temps. L’efficacité énergétique relevant de l’enveloppe des bâtiments, nous saurons rapidement si nous parvenons à améliorer la performance du parc de bâtiments ou s’il est préférable de passer à une solution plus axée sur le switch technologique vers une consommation d’énergie moins réduite mais plus décarbonée. Pour autant, il me semble important de porter l’accent sur ces deux aspects qui sont complémentaires.

S’agissant de la rénovation énergétique, nombre de mécanismes innovants ont été instaurés, en faveur des bâtiments publics notamment, mais le cœur du sujet est de mobiliser des acteurs très décentralisés afin que la décision d’investir dans la rénovation énergétique soit prise par le propriétaire d’un logement, par les copropriétés, etc. À cet égard, le calcul économique n’est pas seul à entrer en jeu ; la question de l’organisation de la filière et de la visibilité des dispositifs est essentielle pour le citoyen. L’article de l’IDDRI sur la taxe carbone en fait état. Il est important de montrer qu’il existe une prise de conscience de ces enjeux. Il faut les rendre visibles, mettre en place une aide globale pour inciter les citoyens à agir, non que l’État doive payer pour tout, mais parce qu’un citoyen ne prend pas spontanément ses décisions en tenant compte du long terme au même titre que la puissance publique. C’est pourquoi celle-ci doit organiser les filières et apporter une aide qui peut prendre différentes formes : prime, prêt préférentiel – on peut discuter de la forme. Il convient également, c’est essentiel, d’associer le citoyen au résultat final. Une fois la rénovation faite, le consommateur sera face à sa facture énergétique. Cette aide doit donc être associée à une obligation de résultat, ce qui n’est pas forcément le cas dans le dispositif français actuel. Voilà pour la réflexion sur le bâtiment.

S’agissant des inégalités, de nombreux chercheurs travaillent sur le sujet. Je pourrai vous fournir les travaux de l’École d’économie de Paris et du Centre international de recherche sur l’environnement et le développement (CIRED).

Mme Laure de La Raudière. Monsieur Philibert, vous avez dit que le scénario prenait en compte quatre énergies renouvelables majeures : la bioénergie, l’hydroélectricité, l’éolien et le solaire. Vous avez précisé que 50 % de la contribution passait par la bioénergie, 20 % à 25 % par l’hydroélectricité et 20 % à 25 % pour l’éolien comme pour le solaire – soit un total, si l’on vous suit, de 125 %.

M. Cédric Philibert. La bioénergie participe à hauteur de 50 % de la contribution des renouvelables à l’approvisionnement énergétique global de l’humanité – il ne s’agit pas uniquement de l’électricité. Il ne s’agit pas de 50 % de l’énergie, mais de la contribution des renouvelables.

Si nous envisageons l’avenir de l’électricité, les trois technologies que sont l’hydroélectricité, le solaire, l’éolien contribuent à peu près à égalité, aux environs de 20 % chacun, au bilan électrique global à long terme.

Mme Laure de La Raudière. Ma deuxième question, importante pour la commission d’enquête, concerne la baisse des prix des énergies renouvelables comparée au prix du nucléaire en France. Par rapport au parc existant et installé, à quel moment les courbes se croiseront-elles ? Le prix d’un appel d’offres sur le solaire se situe aujourd’hui à 65 euros le MW. Le parc existant, lui, tourne plutôt aux alentours de 200 euros. À quel moment pouvons-nous imaginer que les courbes se croiseront et, surtout, à quel rythme faudra-t-il implémenter l’énergie renouvelable ? Il ne sert à rien d’aller trop vite si les prix continuent de baisser et que le coût du nucléaire augmente. Peut-être convient-il de prévoir cette séquence dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui intègre ces calculs économiques.

Ma troisième question concerne l’investissement en matière d’énergies renouvelables, donc d’investissement d’argent public. Si on parle d’investissement, on peut parler de rentabilité. Quelle serait la rentabilité d’un euro d’argent public investi dans les renouvelables aujourd’hui, si l’on se réfère aux coûts actuels, en comparaison d’un euro d’argent public investi dans la rénovation des bâtiments ? Quelle est la meilleure rentabilité de la dépense publique de notre pays, entre rénovation des bâtiments et énergies renouvelables ?

M. Cédric Philibert. Il faut comparer des choses comparables, c’est-à-dire des coûts économiques. Si nous devons préparer de nouvelles énergies pour remplacer les anciennes, il convient de comparer les coûts des constructions actuelles, que ce soit dans le nucléaire, dans le thermique, ou dans le solaire ou l’éolien qui sont à construire. Celles du solaire et de l’éolien sont aujourd’hui moins onéreuses que celles du nucléaire. Excusez-moi, mais il n’y a pas beaucoup de sens à comparer l’électricité et ce qui est amorti, car l’hydraulique, par exemple, est de loin l’énergie la moins chère : elle supporte très peu de coûts de fonctionnement, contrairement au nucléaire.

Mme Laure de La Raudière. Il faut prendre en compte la durée de vie et le coût du grand carénage. Je ne parle pas du nouveau nucléaire, mais du nucléaire actuel, en intégrant le coût du grand carénage.

M. Cédric Philibert. Ce coût serait probablement très différent d’une centrale à l’autre. On ne le dit pas assez, mais l’état des centrales varie grandement de l’une à l’autre. Pour l’heure, l’ASN n’a pas encore publié les critères généraux qui s’appliqueront au grand carénage, mais quand on examinera l’état de chacune des centrales en vue de prolonger leur durée d’exploitation, on s’apercevra que la rénovation de certaines d’entre elles coûtera 500 millions d’euros, contre 1,5 milliard pour d’autres. Il n’y aura donc pas un coût du nucléaire, mais des coûts différents. Il sera économique de prolonger certaines centrales et anti-économique d’en conserver d’autres. Je suis prêt à parier aujourd’hui que c’est l’exploitant qui décidera lui-même d’en arrêter certaines parce qu’il sera confronté à un coût trop élevé du grand carénage. Il faudra remplacer le parc, mais je ne peux pas vous dire à quel rythme ni même exactement comment cela se passera. C’est très au-delà de ma compétence.

Une autre question se pose par rapport aux combustibles fossiles, avec ou sans taxation. La réponse est délicate car, au fur et à mesure de la transition énergétique dans le monde, les coûts des énergies fossiles peuvent baisser. Il y a dix ans, les partisans des EnR affichaient toujours des coûts en décroissance. Ils avaient parfaitement raison, les coûts ont même décru plus vite qu’ils ne l’avaient espéré. Et ils affichaient des coûts croissants du pétrole et des fossiles en raison de la rareté. Mais la rareté est un mirage : plus on s’en rapproche, plus elle s’éloigne. Plus on produit de renouvelables, et plus cette rareté de l’énergie fossile s’éloigne, car les renouvelables abaissent le coût des fossiles. C’est involontairement se tirer une balle dans le pied ! Si l’on ne taxe pas le carbone, je ne peux pas vous dire si les courbes se croiseront, ce qui nous ramène à la question de la taxe carbone.

Mme Laure de La Raudière. Sur le plan de la rentabilité, qu’en est-il de l’argent public investi dans les renouvelables par rapport à celui investi dans la rénovation de bâtiments ?

Mme Anna Creti. L’énergie renouvelable est rentable dans une optique de marché, ce n’est pas spécifiquement un problème qui se pose à l’État. L’investisseur investira dans les renouvelables. Les critères reposeront sur la parité réseau. Les coûts de l’investissement dans les énergies renouvelables sont-ils similaires au coût de l’électricité produite par les énergies fossiles et que l’on peut acheter sur les réseaux ? Nous avons quasiment atteint cette parité réseau. Dans la mesure où nous sommes en retrait et en retard sur les objectifs de rénovation des bâtiments, il faudrait …

Mme Laure de La Raudière. Diminuer les subventions aux renouvelables ?

M. le président Julien Aubert. Ces énergies vertes électriques étant matures, la décision publique devrait être d’orienter l’argent public, non pas vers le subventionnement des énergies « vertes » électriques mais plutôt vers d’autres priorités, comme le bâtiment.

Mme Anna Creti. C’est cela.

Mme Laure de La Raudière. Finalement, c’était une bonne question !

M. le président Julien Aubert. C’était une excellente question, madame de La Raudière, comme toutes vos questions !

M. Nicolas Berghmans. Les contrats de renouvelables passés prenant fin, nous connaîtrons mécaniquement une baisse des besoins de financement public pour ces énergies, qui est inhérente à la conception des contrats.

M. le président Julien Aubert. Êtes-vous tous d’accord avec ce constat ? Pardonnez-moi d’insister, mais c’est l’une des questions que nous nous posons, d’autant que certains nous disent : « Oh ! malheureux, surtout pas ! »

Mme Anna Creti. Cela dépend de qui investira.

M. Cédric Philibert. Ce qui est nécessaire n’est pas tant l’argent public qu’un cadre politique permettant le financement des renouvelables, ce qui n’est pas la même chose. En fait, les consommateurs d’électricité ou d’énergie, en finançant l’investissement, éventuellement par le jeu de la taxe carbone, pourront disposer à terme d’une électricité dont le coût marginal sera nul. C’est une façon d’investir. On peut dire, si l’on veut, qu’il s’agit d’argent public. Mais si l’on dit cela, je fais une mise en garde : non, il ne faut pas supprimer tout argent public, car les renouvelables ne peuvent pas se financer en totalité sur le seul marché de gros de l’électricité, car lorsque l’ensemble des sources d’énergie sont mobilisées, le prix de l’électricité de gros s’effondre. Même s’il s’agit de l’énergie la moins chère, l’énergie renouvelable suppose un cadre politique et financier qui permette d’en poursuivre le développement.

Mme Anna Creti. Et il faudra toujours aider les petits consommateurs. Les subventions pour installer les panneaux solaires des petits consommateurs sont toujours nécessaires.

M. le président Julien Aubert. Vous voulez dire les toits solaires ?

Mme Marie-Noëlle Battistel. Vous avez évoqué des directives européennes, notamment celle relative aux marchés de concessions, et la déstabilisation des opérateurs historiques de chacun des pays européens. La France a été mise en demeure de mettre en concurrence l’hydroélectricité ; il y a une quinzaine de jours, sept autres pays ont été mis en demeure. Ma question est simple. Nous n’allons pas entrer dans le détail des enjeux à la fois énergétiques et de réciprocité qui font que l’on peut y être totalement opposé – et c’est mon cas. Mais pensez-vous que cette ouverture du marché bénéficierait aux consommateurs, alors que des éléments nous montrent que, de par sa flexibilité et sa capacité de stockage, le marché de l’hydroélectricité est un pilier majeur de l’équilibre du système électrique ? Si l’on déstabilise cet équilibre, connaîtrons-nous in fine une baisse de tarif ? Ce n’est pas ce que je crois, mais je voudrais avoir votre avis.

(Mme Marie-Noëlle Battistel, vice-présidente de la commission d’enquête, remplace M. Julien Aubert à la présidence.)

Mme Anna Creti. Si les mécanismes prescrits par la mise en demeure, qui sont une mise en concession suivant des critères environnementaux et techniques, sont respectés, il n’y a pas de raison de s’inquiéter de la déstabilisation des marchés. Le bon fonctionnement des centrales hydroélectriques ne dépend pas de tel ou tel opérateur, car le mécanisme repose sur des arbitrages de marché. Qu’il s’agisse d’un opérateur X ou Y, cela devrait suffire pour réguler l’apport, surtout dans un monde où il y a des renouvelables. L’hydroélectrique, utilisé à bon escient, est de plus en plus précieux. Par ailleurs, avec le renouvellement des concessions, une forte pression pèse sur les critères environnementaux, qui n’étaient pas à l’ordre du jour quand ces centrales ont été construites. C’est un dossier difficile. Si plusieurs pays ont tardé à mettre en œuvre la concurrence, c’est parce qu’il faut déterminer les centrales à mettre en concurrence, les logiques de bassin et les synergies à créer au sein du système.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Vous dites que des obligations seront imposées quel que soit l’opérateur. Peut-être, si ce n’est que l’on enregistre une désoptimisation dès lors que plusieurs opérateurs sont sur une même chaîne hydraulique, ce qui entraîne probablement une augmentation des prix. Qu’en pensez-vous ?

Vous dites qu’il faudra sélectionner les ouvrages à mettre en concurrence. Telle n’est plus la demande de la Commission européenne ; elle demande la mise en concurrence des ouvrages. Dès lors qu’ils arrivent à échéance de concession, on ne choisit pas. Dans la mesure où ils ont été construits de manière très étalée dans le temps, un ouvrage au milieu d’une chaîne hydroélectrique peut être mis en concurrence telle année, et le suivant quinze années plus tard. Il peut donc arriver que, pendant plusieurs années, plusieurs opérateurs soient sur la même chaîne d’ouvrages.

La question de la réciprocité entre les pays est plus politique. Quels pays s’ouvriraient à la concurrence ? Quels pays ne s’ouvriraient pas ? Et qui pourrait investir sur les marchés des autres ?

M. Cédric Philibert. Je ne sais pas s’il faut forcément désespérer d’une coordination par les prix – à condition, bien sûr, que les marchés de l’électricité répondent à l’ensemble des attributs. L’hydroélectricité comprend l’énergie, des services annexes et la capacité de blackstart – c’est-à-dire celle de redémarrer un réseau qui s’est effondré. L’hydroélectricité est l’un des garants de la stabilité parce qu’il y a des machines tournantes, ce qui n’est pas le cas, étrangement, de l’éolien et certainement pas du photovoltaïque.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Être le garant de la stabilité, n’est-ce pas une mission de service public ?

M. Cédric Philibert. Oui et non car, encore une fois, on peut se fonder sur des mécanismes de marché ; en soi, ce n’est pas impossible, à condition qu’ils soient assez complets, c’est-à-dire qu’ils expriment l’ensemble des attributs de l’électricité, et pas seulement de l’énergie à l’instant T. L’enjeu est aussi de faire émerger ou non des marchés de capacité – on peut en discuter. Il y a des débats interminables sur la nécessité d’avoir des marchés « énergie seulement » ou des marchés plus complets. Je pense qu’il faut des marchés complets. En Espagne, des exploitants d’éoliennes ont répondu à des enchères pour des services de régulation tout à fait explicites, des réserves primaires et secondaires. Même les renouvelables peuvent participer à ces marchés, a fortiori le secteur de l’hydraulique qui est très bien équipé pour y participer. De toutes les énergies renouvelables, l’hydraulique est la plus flexible et celle qui offre le plus d’attributs.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Nous n’allons pas engager un grand débat sur l’hydroélectricité, mais je rappellerai simplement qu’elle présente une particularité. Trop souvent, on la considère uniquement sous l’angle de la production, mais elle est aussi un enjeu pour l’eau et la gestion de l’eau, les « multi-usages » et la ressource. Cela en fait une production qui ne repose pas uniquement sur sa production d’énergie : c’est un bien commun de long terme. C’est une particularité qu’il convient de prendre en compte.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je veux vous remercier, madame, messieurs, pour toutes les précisions apportées. N’hésitez pas à nous transmettre d’autres contributions ou éléments qui pourraient nous avoir échappé. À la fin de nos auditions, nos travaux porteront sur un comparatif européen. Si vous aviez des idées ou si vous jugez utile que nous rencontrions certaines personnes susceptibles d’éclairer intelligemment nos débats, nous sommes preneurs de vos suggestions en la matière.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Merci à tous pour vos contributions.

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

*

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)

L’audition débute à neuf heures.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons M. François Brottes, notre ancien collègue député, président du directoire de RTE, accompagné de M. Philippe Pillevesse, directeur des relations institutionnelles, de M. Arthur Henriot, chargé de mission à la présidence de RTE et de Mme Lola Beauvillain de Montreuil, attachée de presse.

Monsieur le président, vous avez été nommé à la tête de RTE à l’été 2015, après le vote de la loi de transition énergétique, qui nous avait occupés de longues nuits.

RTE est l’entreprise publique en charge de la gestion du réseau de transport d’électricité à haute et très haute tension. À ce titre, elle doit veiller en permanence à l’équilibre entre la production d’électricité, ou plus précisément sa disponibilité sur le réseau, et la consommation nationale. La montée en puissance des énergies renouvelables (EnR), majoritairement intermittentes, représente un défi d’adaptation du réseau de RTE et justifie à elle seule cette audition. Elle suppose, pour votre entreprise, de programmer d’importants investissements. Vous nous direz à combien ils s’élèvent par année – coûts annuels déjà engagés et prévisions sur l’effort financier à moyen terme.

L’émergence des EnR vous a-t-elle réservé de mauvaises surprises ? RTE a-t-il été amenée à effectuer des opérations techniques dans l’urgence pour contrer des perturbations dues à l’insertion d’EnR sur le réseau ? Y a-t-il des régions françaises ou des zones dans lesquelles cette insertion demeure problématique ?

L’évolution de la part du TURPE dévolue à RTE est-elle en rapport avec ses nouveaux besoins d’investissement ? En quoi les taux de réfaction tarifaire fixés au titre d’une ordonnance du 30 novembre 2017 relative aux coûts de raccordement aux réseaux concernent-ils RTE ?

Nous avons auditionné la CRE la semaine dernière : pensez-vous qu’elle prête une oreille attentive à vos demandes ? L’insertion sur le réseau n’est-elle pas « la grande oubliée », « la Belle au bois dormant », lorsque l’on évoque la question du coût complet des EnR ?

Est-il exact que la CRE s’est déclarée hostile à certains projets d’interconnexion ? Dans l’affirmative, les positions de la CRE et de RTE étaient-elles opposées ?

Le développement des interconnexions entre voisins européens représente-t-il la solution clé pour résoudre au mieux les problèmes liés à l’insertion des EnR ? Quelles sont vos priorités en ce domaine ? L’insertion d’EnR par un pays voisin – l’Allemagne, au hasard – a-t-elle posé des problèmes en interconnexion ?

Monsieur Brottes, nous écouterons votre exposé liminaire durant une quinzaine de minutes ; les membres de la commission d’enquête, à commencer par la rapporteure, notre collègue Mme Meynier-Millefert, vous interrogeront à leur tour.

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

(M. Brottes prête serment.)

M. François Brottes, président du directoire de RTE. Ayant prêté serment de dire toute la vérité, je préfère vous prévenir de suite : je n’aurai pas assez d’une heure trente pour répondre à l’ensemble de vos questions ! Mon propos liminaire se veut didactique et pédagogique ; aussi n’aborderai-je le thème de la flexibilité qu’en réponse aux questions que les députés voudront bien me poser.

RTE n’est pas un acteur parmi d’autres ; nous sommes en situation de monopole. Ce n’est pas un gros mot : il ne peut y avoir plusieurs opérateurs de lignes à très haute tension en France, pas plus que nous ne pouvons organiser à plusieurs l’équilibre du système. De façon permanente, seconde après seconde, RTE doit veiller à ce qu’il n’y ait pas de black-out – le dernier est survenu en 2006. C’est un combat quotidien que nous menons, à l’échelle européenne, puisque le réseau électrique européen est intégré et complètement maillé. Nous disposons de quatre secondes pour éviter le black-out.

Dans un monde en perpétuelle transformation, quel serait l’impact d’une transition énergétique sans les énergies renouvelables ? C’est une question que vous n’avez pas formulée ainsi, monsieur le président, mais à laquelle je souhaite répondre.

Commençons par rappeler que la consommation en France est stable depuis six ans. Quoi qu’on en dise, nous avons fait quelques progrès, grâce à une meilleure efficacité énergétique, aux modifications apportées aux équipements ménagers, aux nouvelles ampoules, à l’isolation des logements. Cela ne va peut-être pas assez vite, mais cela commence à produire ses effets. Ne l’oublions pas, la maîtrise de la demande d’énergie est la première des énergies renouvelables. Si jamais un infléchissement survenait et que la consommation repartait à la hausse, la situation serait encore plus difficile qu’elle ne l’est aujourd’hui.

Il faut le reconnaître, la production d’électricité est affectée par le vieillissement des installations de production plus traditionnelles et par la fermeture progressive des centrales thermiques polluantes, un choix politique de la lutte contre le changement climatique. La fermeture des centrales au fioul et au charbon, depuis 2012, a représenté 13 gigawatts. La fermeture annoncée de Fessenheim et, potentiellement, de cinq tranches au charbon représenterait 5 GW supplémentaires. Or le pic de consommation en 2018 était de 96,66 GW. On aura donc fermé l’équivalent de 19 % des besoins aux moments des pics de consommation.

Les interconnexions, sur lesquelles je reviendrai si j’en ai le temps, ont un potentiel de 11 GW, mais il faut imaginer devoir partager avec nos voisins : il peut arriver qu’ils en aient besoin en même temps que nous. Cela donne une idée du gap auquel nous sommes confrontés : même si la consommation reste somme toute raisonnable, la situation risque de se compliquer si l’on se dégrée de moyens de production sans leur substituer d’autres éléments.

Les États européens sont eux aussi confrontés à ce phénomène : la Grande-Bretagne a réduit son parc au charbon de 13 GW depuis 2012, l’Allemagne veut réduire son parc au charbon lignite de 15 GW d’ici à 2025, avec une sortie annoncée en 2038, l’Italie veut réduire son parc au fioul de 15 GW d’ici à 2025 et la fermeture en 2020 de dix centrales au charbon a été annoncée en Espagne.

Autrement dit, nos marges de manœuvre se réduisent fortement. Les alternatives sont limitées et compliquées à mettre en œuvre. Le gisement hydraulique reste très faible : même si 130 000 stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) peuvent être construites dans le monde, je ne suis pas certain qu’il puisse y en avoir beaucoup en France. Les centrales thermiques ne font pas partie de l’avenir car elles sont polluantes. Quant au parc nucléaire, il vieillit et ses performances diminuent. Dans les cinq ans qui viennent, 32 visites décennales sont programmées, dont 17 sur des centrales quarantenaires. Chacune durera au minimum trois mois, le plus souvent plus de six mois. Or quand les réacteurs sont visités par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), ils ne sont pas disponibles pour le réseau. Le Gouvernement se prononcera sur l’opportunité de lancer un programme de renouvellement des installations nucléaires à l’issue du programme de travail présenté par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en 2021.

Le développement du solaire et de l’éolien répond aujourd’hui aux enjeux de sécurité de l’approvisionnement et de sûreté du système électrique. Ne pas avoir de solaire et d’éolien nous coûterait sûrement très cher. On peut toujours espérer baisser encore la consommation, mais nous ne sommes déjà pas si mauvais élèves dans ce domaine.

On compte sept fois plus d’éoliennes qu’il y a dix ans – 15,1 GW fin 2018 – et 1 000 fois plus de panneaux solaires photovoltaïques. Les progrès technologiques, notamment dans l’éolien, sont nombreux : le facteur de charge, autrement dit, pour parler clair, la productivité, est de 25 % pour les nouvelles installations terrestres – et sur certains territoires, comme l’Occitanie où les vents sont réguliers, il atteint 35 % – alors qu’il était autrefois estimé entre 18 et 20 %. Il peut être de 45 % pour l’éolien en mer, comme le montre l’expérience dans les autres pays. Vous savez que l’éolien en mer n’est pas encore développé en France, aucun des recours intentés n’ayant pour l’instant été totalement purgé. Citons enfin des EnR émergentes, loin d’être à maturité, comme l’hydrolien – les énergies marines et fluviales.

Je souhaite vous faire part de quelques évidences, qui ne sont pas intuitives. D’abord, il ne peut y avoir de valorisation de la production des énergies renouvelables sans réseau de distribution et de transport. Trop souvent, les producteurs, forts de l’accord des élus et de la population, demandent à être raccordés rapidement, sans songer que le premier poste électrique auquel leur installation serait raccordable peut se trouver à 50 ou 70 kilomètres de distance, que cela suppose des travaux de raccordement, des délais pour trouver les voies et moyens juridiques d’éviter les recours, etc. Autant de considérations qui souvent ne faisaient pas partie des pensées premières des promoteurs.

Ensuite, ce n’est pas parce que les installations sont raccordées au réseau de distribution – ce qui est le cas de plus de 92 % des capacités en GW – que l’on n’a pas besoin du réseau de transport. Il faut savoir que, lorsque la consommation n’est pas suffisante pour écouler la production locale, le réseau de distribution refoule la production vers le réseau de transport, chargé de l’équilibre de l’ensemble. La part de l’énergie refoulée est de 25 %, en hausse de 40 % en 2018 par rapport à 2016. En décembre 2017, le refoulement a été de 180 % supérieur à ce qu’il était en décembre 2016.

Le monde change, le modèle également : à mesure que les productions décentralisées se multiplient, le réseau de transport se voit sollicité d’une manière différente et inédite. On me dira qu’on autoconsomme ; je sais que les députés débattent souvent de l’autoconsommation. Il faut savoir que les auto-consommateurs ne sont pas coupés du monde ni du réseau : ils l’utilisent moins, ce qui les amène à penser qu’ils devraient moins payer ; à ceci près qu’ils ont besoin d’y avoir accès à tout moment… Le réseau de transport ou de distribution doit donc être disponible en permanence, ce qui suppose des charges fixes. L’autoconsommation n’est pas une façon de réduire le coût des nouvelles lignes ; elle permet uniquement d’éviter de payer des taxes sur la propre électricité. Il y a donc un effet de transfert vers les autres consommateurs, puisque le fonctionnement des réseaux induit essentiellement des charges fixes. Le bilan prévisionnel de 2017 montre que si 4 millions de foyers étaient équipés d’un système d’autoproduction en 2035, le gain pour chacun d’entre eux serait d’environ 100 euros par an, mais que le surcoût pour les foyers qui ne pourront pas s’équiper atteindra 17 euros par an. Quant au surcoût net pour le système électrique, il sera de 150 millions d’euros. Cela pose des questions d’équité, dont le débat récent montre qu’elles sont centrales. La péréquation, un élément important de notre pacte républicain, demeure d’actualité. Pour ma part, je suis fier que RTE assume et cette mission régalienne de fournir le même service au même prix et sur l’ensemble du territoire. C’est une notion qu’il nous faut impérativement préserver, fût-ce à l’aune de volontés d’une autoconsommation qui n’est pas totalement indépendante.

Les coûts du raccordement des EnR au réseau sont identifiés dans les S3RENR (schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables). Ces schémas, qui supposent une concertation très large avec les distributeurs et l’ensemble des producteurs, sont élaborés en cohésion avec les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires – SRADDET.

Il faut commencer par relier le parc de production considéré au réseau de transport et de distribution. Les coûts de raccordement sont pris en charge à 100 % par le producteur, dès lors que l’installation fait plus de 5 MW. Cela concerne environ 94 % des capacités d’éoliennes et un tiers des capacités photovoltaïques. Les installations plus petites bénéficient d’un taux de réfaction de 40 %, couvert par le TURPE.

Mais le raccordement des installations suppose souvent, pour évacuer les nouvelles capacités de production, de créer de nouveaux ouvrages dédiés aux énergies renouvelables sur le réseau de distribution ou de transport. Ces ouvrages sont identifiés dans le cadre du S3RENR. Les coûts sont pris en charge par tous les producteurs, qui paient la quote-part au prorata de la capacité qu’ils ont installée, tout au moins pour les installations terrestres. La quote-part est évaluée et arrêtée à l’échelle de chaque région ; de ce fait, elle diffère de l’une à l’autre. Cela pourrait poser problème, mais je crois savoir que la question n’a jamais été soumise au Conseil constitutionnel.

Enfin, les travaux de renforcement des ouvrages du réseau qui ne sont pas dédiés uniquement aux EnR sont financés via le TURPE.

Les vingt et un premiers schémas S3RENR, élaborés entre 2012 et 2016, prévoient, pour la France continentale, la création d’ouvrages dédiés pour un montant de 772 millions d’euros, dont 317 millions d’euros pour les ouvrages RTE, financés par la quote-part. Fin 2018, 53 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés. Les travaux de renforcement d’ouvrages dédiés, financés via le TURPE, atteignent 261 millions d’euros, dont 189 millions pour les ouvrages RTE. Fin 2018, 56 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés.

Ces schémas sont dimensionnés pour accueillir 26 GW de production d’énergie renouvelable. La quote-part « transport et distribution » varie entre 0 euro le MW, quand aucun aménagement supplémentaire n’est réalisé, et 70 000 euros le MW. Le coût total des investissements pour le raccordement au réseau des énergies renouvelables, financé par le TURPE, représente 4,3 milliards d’euros par an, soit 8 % du tarif de vente résidentiel.

RTE a investi 1,4 milliard d’euros en 2018 – la moyenne de nos investissements annuels, toutes énergies confondues, est située entre 1,4 et 1,5 milliard d’euros – pour remplacer les infrastructures vieillissantes, en développer de nouvelles et mettre en place des outils d’intelligence numérique – j’y reviendrai. Ces investissements ne sont pas couverts instantanément par le tarif ; la règle veut qu’ils soient amortis sur la durée de vie de l’actif, qui est de quarante-cinq ans pour les ouvrages de raccordement en mer. Le dispositif du TURPE autorise une séance de rattrapage tous les quatre ans, voire année après année : le régulateur sait faire preuve du pragmatisme nécessaire, il prend en compte les évolutions auxquelles nous sommes confrontés et peut déplacer les curseurs en fonction de nouveaux éléments.

Les coûts identifiés dans le cadre des S3RENR ne représentent pas l’intégralité des coûts de l’adaptation du réseau, puisque certains projets ne sont pas dédiés à 100 % à l’accueil des EnR. Les coûts liés aux projets d’éolien en mer posé ne sont pas inclus dans les S3RENR ; autrement dit, ils ne sont pas soumis au régime de droit commun, à l’inverse des projets d’éolien flottant – qui flotte encore, si l’on peut dire.

Au total, les coûts d’adaptation du réseau de RTE au nouveau mix énergétique seront de 2,1 milliards d’euros sur la période 2019-2022, dont 1,2 milliard pour l’éolien en mer. Les producteurs rembourseront 300 millions d’euros ; le reste sera répercuté sur les tarifs, donc sur les consommateurs, via le TURPE.

Je rappelle que les règles des premiers appels d’offres concernant l’éolien en mer ont été modifiées : le raccordement des parcs, autrefois financé par la CSPE sous son ancienne forme, est désormais « turpé » et assumé par RTE. La partie financée aujourd’hui est la partie « transport ». Le glissement n’est pas que sémantique.

RTE estime que la dynamique actuelle d’investissements est adaptée jusqu’à une cinquantaine de GW – 25 GW sont aujourd’hui installés –, sous réserve que des leviers d’optimisation, comme les solutions numériques auxquelles nous sommes attachés, soient mis en place. En effet, la réalisation de nouvelles infrastructures demande beaucoup de temps, compte tenu des oppositions qu’elle suscite ; les progrès numériques, eux, apportent de nouvelles capacités de réactivité et de flexibilité.

Ces investissements représentent 70 % des objectifs de la PPE option haute – 35 GW d’éolien terrestre et 45 GW de photovoltaïque en 2028 – et 100 % des objectifs de la PPE option basse – 34 GW d’éolien terrestre et 35 GW de photovoltaïque. Cela signifie que si la PPE tient sa trajectoire, au-delà des besoins liés aux seules adaptations structurelles requises pour le branchement de nouvelles sources d’énergies renouvelables, il faudra prévoir quelques bricoles en plus…

Quelles sont les sources d’économies ? La règle est d’anticiper pour optimiser. C’est l’avantage d’être un monopole : nous sommes une infrastructure vitale pour le pays et nous sommes seuls chargés de l’équilibre entre l’offre et la demande. C’est donc à nous qu’il nous incombe de gérer les flux variables de production. L’avantage de cette situation de monopole est que cela nous permet de planifier, de mutualiser les installations ; ce faisant, nous pouvons réduire les coûts, les délais et surtout les impacts environnementaux. Si chacun se raccordait là où bon lui semble, à l’heure qu’il veut et au prix qui lui convient, cela risquerait d’être dommageable pour l’ensemble de la collectivité. C’est à nous de veiller au grain, avec les fameux S3RENR.

Je profite de l’occasion pour vous soumettre une proposition que j’ai déjà formulée lors d’une autre audition à l’Assemblée nationale : il serait bon d’accorder le temps d’élaboration du SRADDET avec celui du S3RENR. Ce dernier schéma apporte du rationnel à la réflexion. En prévoyant ce qui est possible à une échéance de quatre ou cinq ans, il peut apporter aux élus qui bâtissent le SRADDET des éléments concrets et accessibles au débat.

Grâce à l’anticipation et à la mutualisation, nous gagnons en transparence et en prévisibilité des coûts. La mutualisation, y compris pour les parcs éoliens en mer, est un bien commun qu’il faut préserver. Chacun rêverait d’avoir son poste électrique, mais dès l’instant où nous nous en occupons, un poste électrique peut servir à plusieurs parcs, ce qui permet d’optimiser les équipements.

Comme je l’ai expliqué, c’est le TURPE qui financera les coûts de raccordement et de transport de l’éolien en mer, qui s’élèvent à 300 millions d’euros en moyenne pour un parc de 500 MW, auxquels il convient d’ajouter le coût d’un poste en mer, de l’ordre de 100 millions d’euros. La part du transport et du raccordement, de 400 millions d’euros pour un parc estimé à 1,8 milliard d’euros, est significative. Le fait qu’elle soit prise désormais en charge par le TURPE, donc le tarif – ce qui est le cas dans la quasi-totalité des autres pays d’Europe – permettra aux candidats du projet au large de Dunkerque de faire une offre de tarif moins élevée.

Ces actifs seront amortis sur quarante-cinq ans avant d’être éventuellement démantelés. Le raccordement d’un parc éolien en mer, suppose, comme pour les liaisons sous-marines, d’obtenir de l’État l’autorisation d’utiliser le domaine maritime. À l’origine, on pensait devoir provisionner les coûts liés au démantèlement dès la première année, ce qui renchérissait le coût et accréditait l’hypothèse que la concession de vingt ans ne serait pas renouvelée. Nous sommes parvenus à un accord très pragmatique, et j’en remercie les services de l’État : trois ans avant la fin de la concession, nous aurons rendez-vous pour évaluer, selon les conséquences sur l’environnement, la nécessité ou non de démanteler. Je suis de ceux qui pensent que l’on provoque parfois plus de dégâts en démantelant qu’en laissant les choses en l’état, lorsque les câbles sont ensouillés par exemple. Nous saurons alors si le parc pourra encore être exploité. Le coût du démantèlement, qui sera forcément « turpé », n’est pas intégré dans les prix que je vous ai indiqués.

Dans la loi pour un État au service d’une société de confiance – ESSOC –, vous avez confirmé le rôle de « mutualisateur » de RTE. L’effet de série et de hub provoqué par la mutualisation aura un impact significatif sur les coûts.

Je sais les parlementaires passionnés par les questions de concertation, de débat démocratique et de transparence. Dans ce domaine, nous ne sommes jamais déçus ! Tout raccordement suppose une « concertation Fontaine » – du nom de l’auteur de la circulaire –, dont la première phase est dédiée à la présentation de l’aire d’étude et la seconde à la détermination du fuseau de moindre impact du projet dans le territoire ; suit la procédure d’obtention de la déclaration d’utilité publique, qui suppose plusieurs mois d’un débat compliqué, la validation ou non du commissaire enquêteur, qui peut recommander de construire des ouvrages complémentaires ; ajoutez-y toutes les autorisations environnementales, éventuellement les prescriptions d’archéologie préventive – les sous-sols, y compris marins, sont riches en France – et les dérogations à la protection des espèces protégées pour réaliser des travaux à certaines saisons, mais pas à d’autres… la liste est interminable, et par le fait génératrice de surcoûts et délais qui s’allongent à l’infini.

C’est le quotidien de RTE : nous gérons en permanence 200 contentieux, car nous sommes toujours les premiers arrivés dans les projets d’installation de parcs. Je rappelle que l’éolien en mer est toujours pénalisé par les recours : aucune procédure n’est close pour le moment.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour votre propos liminaire.

J’aimerais revenir sur deux points que vous vouliez développer, sans en avoir eu l’occasion, à savoir la flexibilité et l’intelligence numérique, en y ajoutant une question relative au stockage. Je laisserai ensuite la parole à mes collègues, avant de poser quelques questions complémentaires.

M. François Brottes. Vous êtes de l’Isère, madame la rapporteure, n’est-ce pas ? (Sourires). Cela se sent.

M. le président Julien Aubert. À questions courtes, réponses courtes, évidemment.

M. François Brottes. Vous exagérez, monsieur le président (Sourires) : traiter la question de la flexibilité en peu de temps… Mais je vais quand même essayer.

La flexibilité est d’abord l’obligation, pour nous, d’équiper le réseau en capteurs et en intelligence artificielle en back-up, dans des proportions considérables. Nous gérons 300 000 données par seconde aujourd’hui, et il y en aura 3 millions après-demain. On ne peut pas le faire à la main. Tout va donc être automatisé au maximum pour anticiper l’arrivée du vent, l’hygrométrie, la chaleur et l’usure prématurée de tel ou tel équipement. On est en train de ficher la totalité de nos équipements. Je rappelle qu’il y a quasiment 3 000 postes électriques et 105 000 kilomètres de lignes : ce n’est pas un petit boulot… Si on ne le fait pas, et si on ne peut pas, en outre, réaliser des infrastructures, on n’arrivera pas à gérer le comportement des nouveaux entrants. D’autant que les anciens ne se comportent pas de la même façon qu’auparavant – je ne veux pas accuser uniquement les nouveaux acteurs. De fait, nous sommes confrontés à une situation qui nous oblige à bien des acrobaties.

Le fait, par exemple, de pouvoir écrêter 1 % d’une énergie dont on n’a pas besoin dans le réseau, et qui pourrait venir, par exemple, de l’éolien, permet de réaliser un gain significatif : on divise par deux les coûts d’adaptation. Il est inutile de surdimensionner une infrastructure pour véhiculer des électrons dont on n’a pas besoin, sinon deux ou trois fois par an : c’est complètement idiot. Les producteurs de renouvelable ont compris qu’ils étaient des partenaires du système et ils jouent le jeu. Ils sont d’ailleurs rémunérés au prorata de ce qu’ils perdent, quand on écrête, mais cela coûte moins cher à la collectivité que de laisser arriver un pic de production. Et ce n’est qu’un exemple des manières dont nous faisons en sorte que l’hybridation numérique du réseau électrique nous sauve la vie quand il s’agit de gérer l’équilibre.

La flexibilité est aussi liée à l’interconnexion. Vous n’en avez pas parlé, madame la rapporteure, mais le président de votre commission en a dit quelques mots. Je ne vois pas ce que l’on ferait sans les interconnexions avec les pays voisins. Nous en avons aujourd’hui 50 et il en existe 420 dans toute la zone européenne. Pendant une dizaine, voire une vingtaine de jours par an, ce qui n’est pas beaucoup, nous sommes sauvés par les importations, alors que nous sommes des exportateurs nets, très fortement. Ce n’est pas intuitif : les gens se disent que l’on n’a pas besoin de production complémentaire puisque nous sommes largement exportateurs – on a même battu cette année un record d’exportation. Mais ce ne sont que des moyennes : cela ne résout pas le problème qui se pose en temps réel, à la seconde près. Ceux qui raisonnent, les commentateurs, les experts économistes et tous ceux qui ont un avis sur ces questions oublient parfois de raisonner sur le temps réel, sur ce que nous vivons. Notre sport consiste à gérer seconde par seconde. Les interconnexions sont un élément de flexibilité.

J’en arrive à l’effacement, qui ne figurait pas dans votre question. Je pense que nous avons là un gisement important, de l’ordre de 3 GW. Il faut y ajouter ce que l’on appelle l’interruptibilité, qui représente 1,5 GW – cela concerne 21 sites industriels, que l’on arrête en une seconde. Nous l’avons fait pour éviter un black-out le 9 janvier dernier, à 21 heures 03 – de mémoire. Heureusement que nous avions cette possibilité sous le pied. Sinon, il aurait été compliqué de maintenir la fréquence à 50 Hz sur l’ensemble du réseau européen. Le problème ne se trouvait pas chez nous, mais comme tout le monde attrape la grippe quand l’un d’entre nous éternue, on est bien obligé d’avoir des mesures de solidarité.

L’effacement est un gisement qui n’est pas encore à son maximum dans le secteur tertiaire et, par exemple, dans les équipements électroménagers. Je vous invite à auditionner des constructeurs français, si vous en avez le temps, qui travaillent sur l’idée consistant à introduire dans les réfrigérateurs, les congélateurs et d’autres équipements fonctionnant en permanence des éléments de pilotage. Si on arrête cinq minutes un réfrigérateur, ce n’est un problème ni pour celui-ci ni pour ce qu’il contient. Si l’on multiplie cinq minutes d’arrêt par des millions de réfrigérateurs, on obtient une capacité de pilotage assez remarquable sur le plan de l’interruptibilité. Il faut pousser plus loin ce type de raisonnement. L’industrie commence à s’y intéresser, elle est volontaire. Nous sommes tout à fait disposés à aider une entrée sur le marché de l’effacement. Il faudra peut-être certaines adaptations, étant entendu que notre problème est la pointe, le matin et le soir : tout ce qui pourra limer cette pointe nous évitera des productions complémentaires. Cela représente un chantier considérable. J’ai le sentiment que le Gouvernement en a parfaitement conscience et qu’un certain nombre de propositions pourraient être faites. On voit qu’il y a des gisements qui ne sont pas complètement exploités. Le modèle économique n’est pas nécessairement facile car cela suppose de faire du porte-à-porte. Mais si c’est le constructeur qui met en place le système en amont, c’est moins compliqué que d’aller frapper à la porte de tout un chacun pour installer un petit capteur dans les réfrigérateurs.

Il y a aussi les gestes écocitoyens. Nous pratiquons Écowatt en Bretagne et dans la région Sud – est-ce bien ce qu’il faut dire, monsieur le président ?

M. le président Julien Aubert. Vous êtes bien renseigné (Sourires).

M. François Brottes. Je ne voudrais surtout pas dire PACA, car sinon…

Dans ces péninsules historiquement électriques, même si c’est un peu moins vrai pour la dernière, les citoyens – plusieurs dizaines de milliers – sont au rendez-vous quand on leur envoie un petit message par SMS : ils acceptent de laver un peu plus tard à la machine leur vaisselle ou leur linge, ce qui représente 1 ou 2 % de la consommation. Ce n’est pas mal : enlever 2 % en période de pic permet souvent de passer la difficulté.

En ce qui concerne le stockage, il faut évoquer les différentes techniques plutôt que parler de cette question de manière générale. Les technologies se caractérisent notamment par différents dimensionnements, selon la puissance de la capacité de stockage d’énergie. L’énergie, c’est le stock ; la puissance, c’est la capacité à charger ou à décharger le stock rapidement. C’est très important : on ne peut pas comparer deux stockages si l’on ne regarde pas comment ils libèrent l’énergie, à quelle vitesse et avec quelle puissance. En fonction du ratio puissance/énergie des batteries, les moyens de stockage peuvent rendre différents services aux réseaux.

RTE s’intéresse à l’ensemble des technologies. Nous avons, bien entendu, des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dans le réseau, qui représentent environ 4,5 GW – Mme Battistel le sait bien ; mais les nouveaux gisements sont assez limités. Des batteries lithium-ion sont en cours de raccordement au réseau, notamment pour participer au réglage de la fréquence, avec des capacités de stockage de plusieurs dizaines de minutes. Je rappelle que l’électricité est l’énergie, la puissance, la fréquence et la tension : il faut que tout ce petit monde fonctionne selon des normes bien précises si l’on ne veut pas que le réseau s’écroule. Ceux qui entrent sur le réseau, y compris dans le cadre du déstockage, doivent épouser l’intérêt commun qui est lié à ces curseurs. Certains de nos clients s’intéressent aussi à l’installation de volants d’inertie – on en fabrique en France, d’excellente qualité – mais ils ne stockent pas beaucoup et libèrent très vite – en sept secondes. Cela peut néanmoins permettre de régler des problèmes de tension. Certains industriels ne se privent pas de s’y intéresser, mais on voit bien qu’il s’agit d’un usage marginal par rapport à d’autres techniques.

RTE a obtenu l’autorisation du régulateur, qui est pragmatique, je l’ai dit, pour installer des batteries sur le réseau afin de gérer des problématiques locales : c’est le projet RINGO. Nous sommes en train d’installer des batteries en trois points du territoire continental pour stocker du trop-plein d’énergie qui arrive dans le réseau à un moment où l’on n’en a pas besoin dans une région, tout en déstockant ailleurs le même volume dans le même temps. On le fait car, sinon, les producteurs pourraient dire que RTE perturbe le marché. En réalité, cela ne change rien à la demande de production au niveau global : c’est seulement une façon de ne pas avoir à réaliser des infrastructures. C’est pourquoi nous parlons de « lignes virtuelles » dans notre jargon. Avec l’accord de la CRE, nous avons permis l’émergence, ou la valorisation, de la filière industrielle française du stockage, qui compte peu d’acteurs, il faut le reconnaître. Nous allons pouvoir tester en vraie grandeur. Le régulateur nous a demandé de mettre la part de stockage que nous n’utiliserions pas pour nos propres besoins à la disposition des acteurs de production, afin qu’ils aient un hub de stockage à prix coûtant, sous le contrôle du régulateur. C’est en cours.

L’hydrogène, c’est un peu une tarte à la crème, si vous voulez bien me pardonner cette vulgarité, et cela prête à bien des confusions.

Celle-ci porte d’abord sur les différentes sources d’hydrogène. Il y a de l’hydrogène « gris », pas propre, produit à partir du méthane selon un processus de vaporeformage émetteur de CO2, de l’hydrogène « bleu », produit selon le même processus de vaporeformage mais avec une capture du CO2 émis – c’est presque de l’hydrogène propre –, et de l’hydrogène « vert », complètement propre, produit par électrolyse après d’électricité issue d’énergie renouvelable.

Il existe aussi une confusion en ce qui concerne les usages. On distingue les usages directs actuels, dans l’industrie, comme la fabrication d’engrais ou d’ammoniac, les usages directs futurs, par exemple la mobilité grâce à l’hydrogène, et les usages indirects via une injection dans le réseau de gaz, avec du méthane dans de faibles proportions – de 2 à 10 %. Dans ce dernier cas, on l’injecte après transformation en méthane de synthèse – c’est ce que l’on appelle la méthanation – en utilisant les infrastructures actuelles, avec beaucoup de perte.

Nous sommes proactifs sur l’ensemble des éléments de stockage, car il ne faut pas perdre de temps pour comprendre. Nous avons un partenariat avec GRTgaz à Fos-sur-Mer pour tester la mise en œuvre de l’hydrogène dans le réseau de gaz – c’est le « Power-to-Gas ».

Il y a une confusion, je l’ai dit, sur les différentes justifications des développements de l’hydrogène. On parle de « verdir » le système gazier. L’alternative serait l’électrification des usages. Il est question de soutenir la flexibilité du système électrique en apportant une solution de stockage-déstockage – c’est ce que j’ai évoqué. J’y crois, à une échelle de temps qui n’est sûrement pas de cinq ans, mais le prototype va nous permettre de savoir si cela tient la route sur le plan économique et industriel. Les équipes de RTE considèrent qu’il n’y a pas d’intérêt à intégrer cela dans le système avant 2035, mais si nous attendons cette date pour comprendre le fonctionnement et pour être performant, on risque d’avoir des problèmes. Il ne s’agit pas d’une solution immédiate aux problèmes que nous rencontrons, c’est vrai, mais il y a là potentiellement une solution d’avenir. C’est pourquoi nous travaillons sur le projet « Jupiter 1 000 ». Pour ce qui est des industriels qui se raccordent directement aux réseaux de transport, je signale que deux unités de H2V ont déjà été raccordées, à Dunkerque et en Normandie, à Port-Jérôme – ce sont des fabricants d’hydrogène. Nous ne sommes pas face à quelque chose qui relèverait du mythe : cela devient une réalité qui commence à prendre corps.

J’ai senti que vous vouliez aussi m’interroger sur le véhicule électrique du point de vue de la flexibilité. Nous estimons qu’il y aura environ 16 millions de véhicules électriques en 2035. En tant que gestionnaires du réseau et garants de l’équilibre du système électrique, nous disons que cela peut être une chance considérable, à condition que le pilotage soit vertueux. Si tout le monde recharge où il veut, quand il veut, à la vitesse qu’il veut et pour obtenir le volume qu’il veut, on n’y arrivera pas : ce sera très compliqué. Pour donner une idée de la consommation d’énergie, 16 millions de véhicules représentent 35 térawattheures, soit l’équivalent de ce que consomme la région Nouvelle-Aquitaine – mais c’est moins que le chauffage électrique. Quel serait l’impact des appels de puissance sur le réseau et des pointes de consommation ? L’enjeu est là : un million de véhicules électriques représentent une pointe de près de 700 MWh s’il n’y a pas de pilotage. Nous étudions comment faire pour que ce soit une chance plutôt qu’une source d’embêtements – nous en parlerons fin mai.

Seize millions de véhicules électriques, ce sont 16 millions de batteries que l’on peut piloter pour soutenir le réseau. C’est l’équivalent en énergie de dix fois les STEP dont on dispose aujourd’hui. Il faut bien avoir conscience que c’est colossal, si c’est bien piloté. L’intérêt est de pouvoir stocker et déstocker : on stocke quand il y a une abondance d’électricité, typiquement la nuit, et on déstocke dans des moments où une question de pointe va peut-être demeurer. Si l’on pilote bien, on peut réaliser entre 1 et 1,5 milliard d’euros d’économies par an pour le système électrique européen. Il y a donc un enjeu de pilotage. Le législateur et ceux qui font les règlements devront certainement adopter une approche un peu coercitive afin que ce ne soit pas « open bar » – pardonnez-moi cette expression triviale. Sinon, nous ne réaliserons pas les gains considérables que je suis en train d’évoquer.

Je pourrais vous en dire encore beaucoup sur la flexibilité, mais je pense que j’ai déjà abusé du temps qui m’était imparti…

Mme Marie-Noëlle Battistel. Merci beaucoup pour tous ces éléments. Je vais vous poser quelques questions rapides.

Vous avez été mandaté par le Gouvernement pour faire des analyses complémentaires, publiées il y a quelques jours, sur l’équilibre entre l’offre et la demande pendant la période 2019-2023. J’avoue ne pas avoir encore lu ce document. Avez-vous fait des recommandations et peut-il y avoir une incidence sur le coût, selon que ces recommandations sont suivies ou non ?

Vous avez souligné à juste titre que le développement des ENR répond à un enjeu de sécurité et de sûreté du système électrique et que l’on va aussi avoir besoin, finalement, de plus en plus d’interconnexions dans ce cadre. À combien évaluez-vous les interconnexions supplémentaires au regard de cette évolution et de la complexité de la coordination des échanges entre pays ? Nous avons visité avant-hier le site de CORESO à Bruxelles, qui s’occupe de tous les échanges entre les pays. Cela dépend aussi beaucoup des politiques qu’ils mènent et de leur volonté de développer les ENR. Existe-t-il un « delta » positif entre le besoin de suréquipement éventuel en interconnexions et les bénéfices de ce développement en termes de sécurité et d’économies dans la réalisation d’équipements ? Autrement dit, quel est le « delta » en matière de coût en ce qui concerne les interconnexions ?

S’agissant de la production centralisée et décentralisée et de l’articulation dans ce domaine, vous avez fait état d’une attention particulière à la question de la péréquation : RTE se doit aussi de veiller à son respect. Si l’on n’y prête pas suffisamment garde, pourrait-il y avoir un déséquilibre entre la production centralisée et celle décentralisée, c’est-à-dire une mauvaise articulation génératrice de surcoûts ?

Pour ce qui est de l’effacement et de l’interruptibilité chez les industriels, considérez-vous que la rémunération est suffisante à ce stade ? On sait qu’il coûte vraiment très cher d’importer quand on en a besoin. L’effacement et l’interruptibilité sont rémunérés toute l’année même si l’on ne s’en sert pas, mais cette rémunération est-elle suffisante ? Si elle était plus élevée, ferait-on par ailleurs des économies ?

Concernant les STEP, vous avez considéré qu’il n’y a pas beaucoup de potentiel en France pour en développer davantage ; néanmoins, il y en reste un peu. Considérez-vous qu’il faut aller dans cette direction ? L’hydroélectricité n’est pas suffisamment évoquée dans la PPE, ou en tout cas elle semble le parent pauvre des énergies renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Ces questions étaient très riches. Je suggère d’aller droit au but, comme on dit dans la deuxième ville de France (Sourires).

M. François Brottes. Je remercie Mme Battistel pour ces cinquante questions… (Sourires). J’imagine qu’elle acceptera des réponses un peu synthétiques.

S’agissant du rapport que nous venons de remettre, à la demande du Gouvernement, sur les hypothèses-tests concernant les délais, les retards d’ouverture de Flamanville et Landivisiau, les interconnexions et d’autres sujets encore, je vous renvoie à la conférence de presse du ministre et à notre rapport lui-même, qui est en ligne. Nous avons dit clairement quels sont les champs du possible et ceux de l’impossible. C’est un travail d’objectivation complète et très rationnelle de ce qui peut se passer dans telles et telles circonstances. Nous avons fait cet exercice. Comme il existe toute une série d’hypothèses, je ne vais pas les développer ici – je n’en ai pas vraiment le temps. Le rapport, je le redis, est en ligne et accessible à tous, puisque nous sommes un service public.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Qu’en est-il des coûts ?

M. François Brottes. Nous avons d’abord travaillé sur les circonstances dans lesquelles on peut être garant au plan national, et pas seulement dans la région Ouest, du maintien de l’équilibre du réseau, ou non. Mais on peut aussi parler des coûts : je vous ai montré que l’on chiffrait des choses. Je voudrais d’ailleurs corriger une bêtise que j’ai dite tout à l’heure sous serment : le montant de 1,8 milliard que j’ai évoqué ne correspond pas au coût d’un parc. Nous n’avons pas le droit d’en savoir le coût, car il est soumis au secret des affaires. Il s’agit, en réalité, du cumul de ce tout ce que nous coûte le raccordement. Je préfère donc corriger : cela m’évitera d’aller en prison pour cause de mensonge devant une commission d’enquête (Sourires).

Le premier point n’est pas tant le prix que les circonstances dans lesquelles on est capable de maintenir le service. J’ai l’immodestie de penser que je préside une entreprise dont tout le monde a besoin dans l’ensemble du territoire, 24 heures sur 24. Cela crée des obligations. Il y a des coûts, bien sûr, mais le rapport vise d’abord à dire ce qui est possible et ce qui ne l’est pas. Il y a tout de même quelques éléments chiffrés.

S’agissant des interconnexions et de la complexité des échanges, merci d’être allé voir CORESO. Nous sommes un des membres fondateurs de CORESO et son directeur est un salarié de RTE. CORESO travaille à une concertation permanente entre les « mix » électriques dans l’Europe de l’Ouest afin d’anticiper un manque de vent ici, un manque de soleil là, ou la fermeture ponctuelle d’un parc nucléaire. Ce travail nous permet de mieux comprendre ce qui va se passer et donc de mieux gérer en temps réel. Heureusement qu’il y a des interconnexions pour permettre une anticipation mutualisée.

Vous avez évoqué le coût des interconnexions. Oui, une interconnexion coûte cher. Nous sommes en train de lancer une interconnexion entre Bordeaux et Bilbao ou à peu près, qui passera par le Golfe de Gascogne, pour un coût d’environ 2 milliards d’euros ; on en est au stade de l’appel d’offres Il y a aussi un projet de 550 kilomètres entre l’Irlande et la Bretagne qui devrait coûter 1 milliard d’euros. Nous sommes en train de terminer une interconnexion de 190 kilomètres entre l’Italie et la France, à peu près dans la même fourchette de prix. Par ailleurs, nous construisons une nouvelle interconnexion entre le Royaume-Uni et la France – les électrons font peu de politique. On raccorde et on est assez content, de temps en temps, d’avoir des solutions de secours chez les Suisses, les Britanniques, les Espagnols, souvent, ou les Allemands, beaucoup – l’électricité chez eux coûte parfois moins cher, pour des raisons sur lesquels je reviendrai si vous m’interrogez.

L’Europe fait obligation aux États d’avoir un pourcentage d’interconnexion par rapport à leur production. Le premier motif invoqué est de rendre fluide le marché. Il est vrai que plus il y a d’acteurs qui peuvent jouer sur le marché de l’électricité, plus il y a d’interconnexion possible, et que moins l’intermittence ou la variabilité des renouvelables est grande – je pense à l’éolien –, plus il y a d’interconnexion aussi. Comme il y a toujours du vent quelque part, on est sûr qu’il y a quand même de l’énergie « intermittente » dans le réseau. Il y a aussi la solidarité entre les pays : certains ont une production un peu en deçà de leurs besoins, et heureusement que les interconnexions sont là.

Est-ce cher ou non ? Comme vous l’avez dit, monsieur le président, la CRE, c’est-à-dire le régulateur, regarde la situation et s’investit beaucoup dans la négociation. Nous avons obtenu de la Commission européenne une subvention de 572 ou 576 millions d’euros pour l’interconnexion avec Bilbao : la Commission a considéré que c’était un acte très important de solidarité avec la péninsule ibérique, à savoir l’Espagne et le Portugal. Il y a à la fois des coûts réels, une volonté politique et une réalité, sur le plan technique et sur celui de la solidarité, sans laquelle on aurait du mal à faire évoluer nos « mix » énergétiques. Même nous, qui sommes le plus grand exportateur d’Europe, nous avons vraiment besoin des autres de temps en temps. Quel est le prix à payer d’un black-out ? C’est aussi une question que je pourrais vous renvoyer.

L’interruptibilité est-elle suffisamment rémunérée ? Soyons prudents : cette audition est publique et peut-être la regarde-t-on à la Commission européenne… On a reproché à la France d’avoir un dispositif qui peut ressembler à une aide d’État. Vous connaissez l’antienne… J’ai même appris que certaines institutions françaises estimaient, lors d’auditions que vous présidiez, madame Battistel, que c’était peut-être cher payé – à l’inverse de ce que vous avancez, pour votre part – au motif que les performances en termes d’économies d’énergie ne seraient pas à la hauteur de la somme versée. Pour avoir été un peu l’auteur de ce méfait dans une vie antérieure, sur le plan législatif, je voudrais faire un rappel : cette pratique existe dans la totalité des pays européens, notamment l’Allemagne, l’Italie et l’Espagne, dans des proportions financières souvent plus importantes.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous préciser, pour l’éducation de tous les membres de cette commission ?

M. François Brottes. Afin de ne pas dire une bêtise, je préfère vous envoyer une note. J’avais d’ailleurs eu beaucoup de mal, à l’époque, à connaître les prix. Tout cela est un peu compliqué… Il doit rester quelques archives à la commission des affaires économiques, auxquelles je vous renvoie.

Cette contestation nous a amenés à plaider, à RTE, qu’il s’agissait plus d’un pré-délestage que d’une interruptibilité. En gros, on déleste des industriels qui sont d’accord pour l’être plutôt que des citoyens qui n’ont rien demandé. Quand on est un peu ric-rac au niveau de l’offre et de la demande, il ne nous reste plus qu’à couper le courant de 20 % des consommateurs d’électricité. Nous avons dit à la Commission européenne qu’il valait mieux délester des gens qui ont donné leur accord plutôt qu’aller embêter des Européens qui n’ont rien demandé.

Cela concerne vingt et un sites, ce qui n’est pas beaucoup, pour à peu près 90 millions d’euros. Est-ce suffisant ? Les industriels diront que non, la Commission que c’est beaucoup trop. La preuve est faite en tout cas, et nous n’avons pas forcé le trait, que cela peut être très utile.

La contrainte, rappelons-le, dure entre 1 et 5 secondes ; mais on coupe sans prévenir. Je voudrais le rappeler à ceux qui se sont exprimés sur ce sujet sans forcément connaître les détails, devant la mission que vous coprésidiez, madame Battistel : cela suppose d’adapter son mode de production industrielle pour être sûr que l’interruption soudaine du process ne crée pas de casse. Ce n’est tant un travail visant à économiser de l’énergie qu’à préserver l’outil industriel. On a expérimenté ce dispositif : il y a eu quelques « bobos » chez un industriel, mais lui-même a reconnu qu’il n’avait peut-être pas pris toutes les précautions nécessaires. En tout cas, c’est extrêmement pratique d’avoir un tel dispositif sous la main : c’est presque l’équivalent d’un réacteur nucléaire et demi. On ne peut certes pas interrompre pendant trois heures, mais dix minutes, vingt minutes, une heure tout au plus. Ou alors, il faudrait trouver un autre système et cela renchérirait considérablement les coûts. Je suis, en tout cas, très partisan de ce dispositif car il est très utile et il aide beaucoup à la sérénité.

Il n’est pas dans la culture des équipes de RTE de couper. C’est d’ailleurs un automate qui le fait. Il ne s’agit pas d’un acte humain, car on n’a pas le temps de faire un brain storming ou une réunion pour gérer le problème des 50 Hz : si on ne réagit pas en trois secondes, on est sûr d’avoir une catastrophe. Cela se fait automatiquement, en fonction de réglages préétablis, et cela a montré son utilité.

Je ne répondrai donc pas vraiment à la question de savoir si la rémunération est assez élevée. Sans doute faudrait-il la revaloriser si l’on demandait des arrêts plus longs.

Mme Laure de La Raudière. Je voudrais vous poser une question sur l’éolien terrestre. Avez-vous mesuré l’impact, pour les investissements, des raccordements récents qui sont à la charge de RTE, voire des producteurs – puisque, in fine, ce sont les Français qui vont payer, soit par le biais d’une taxe, soit par le prix de l’électricité –, du fait de l’absence de toute planification territoriale pour l’installation des éoliennes terrestres ? Elles s’implantent là où les promoteurs trouvent un accord avec les maires, les agriculteurs ou les propriétaires fonciers, là où il y a du vent, bien sûr, mais pas en fonction de l’organisation du réseau.

Je pose cette question pour deux raisons. D’abord, nous avons supprimé les zones de développement éolien (ZDE), qui permettaient d’avoir une certaine planification. Ensuite, l’acceptabilité sociale de l’éolien terrestre est devenue nulle, compte tenu des pratiques des promoteurs. C’est un peu l’anarchie dans nos territoires. Plusieurs grands élus, comme Dominique Bussereau et Xavier Bertrand, ont lancé des alertes sur ce sujet. J’aimerais savoir combien coûte réellement le raccordement de tous ces petits projets éoliens dans l’ensemble du territoire – qu’ils soient supportés par RTE ou par les producteurs, dans la mesure où, au bout du compte, ce sont tout de même les Français qui paient.

M. François Brottes. Comme je l’ai indiqué, le raccordement coûte 300 millions d’euros sur un montant total de 3 milliards. J’ai également indiqué le coût des quotes-parts et le coût qui revient à RTE.

Mme Laure de La Raudière. Ma question n’est pas celle-ci, monsieur le président. Quelle est l’incidence de l’absence de planification directoriale ? À quel pourcentage s’élève le surcoût ?

M. François Brottes. Je regrette de devoir vous contredire, madame la députée : tout cela est bel est bien planifié. Les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) définissent les zones dans lesquels des parcs éoliens peuvent ou non être implantés. Aucune installation n’est possible là où le schéma interdit l’implantation d’éoliennes. De même, lorsqu’une commune ou une communauté de communes refuse la présence d’une installation classée sur une partie de son territoire, elle a la main pour interdire l’implantation d’éoliennes. En clair, les territoires ne sont pas empêchés d’émettre un avis – je le précise car cette question suscite parfois un peu d’hypocrisie.

Mme Laure de La Raudière. Je ne suis pas sûre que le SRADDET soit un document d’urbanisme opposable et suffisamment élevé dans la hiérarchie des normes. Ensuite, il n’est pas possible, en instruisant un plan local d’urbanisme (PLU), d’interdire l’éolien sur la totalité du territoire d’une collectivité. C’est la situation qui prévaut aujourd’hui. Même si tel n’était pas le cas, il n’y a aucune planification : nombre de PLU sont mis en œuvre sans même que la question de l’éolien ne soit abordée par les élus sur le plan local, souvent par méconnaissance. Concrètement, il n’y a donc pas de planification.

M. François Brottes. Sous réserve de vérification, les zones que le SRADDET ne désigne pas parmi celles qui peuvent accueillir de l’éolien ne le pourront pas – car dans le cas contraire, ces schémas régionaux ne serviraient à rien. Selon moi, ils sont prescriptifs. Cela étant, ils portent sur des zones assez larges et n’entrent pas dans le détail. C’est lors de l’élaboration des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR) que nous effectuons avec le distributeur l’examen détaillé de la liste des projets pour déterminer s’ils sont raccordables, dans quels délais et à quel prix. Autrement dit, RTE encourage la mutualisation et la responsabilisation, grâce au calcul des quotes-parts. Les projets délirants, très coûteux et difficiles à raccorder au réseau, par exemple, sont freinés naturellement. Pour nous, la planification est obligatoire ; sans elle, nous ne pouvons pas accueillir les projets sur le réseau. Cette planification se fait dans un cadre respectueux du SRADDET pour éviter toute approche désordonnée.

En ce qui concerne les PLU, il ne s’agit pas de plans interdisant globalement l’éolien ; il peut néanmoins être prévu d’interdire les installations classées dans certaines zones de développement économique, dont les éoliennes, mais pas seulement. En clair, les territoires ont la main tout à la fois grâce aux SRADDET et grâce aux PLU. S’y ajoute le S3RENR – c’est le préfet, de mémoire, qui valide le montant de la quote-part. Le processus est donc sous contrôle de manière à ce qu’il ne soit pas fait tout et n’importe quoi. En tout état de cause, je ne saurai laisser dire que l’anarchie complète prévaut.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les élus sont-ils consultés même lorsque les installations sont en deçà d’une certaine taille ?

M. François Brottes. Les SRADDET autorisent ou interdisent ; le critère du volume n’intervient pas.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Concrètement, comment envisagez-vous la coordination entre le SRADDET et le S3RENR ?

M. François Brottes. Mon avis – que ne partagent pas toujours les professionnels – est qu’il ne faut pas se passer de l’implication des élus. Nous peinons déjà à faire accepter les installations au niveau local ; certains, de surcroît, souhaitent la suppression des SRADDET. Nous faisons une proposition différente : il faut maintenir les SRADDET, qui ont leur importance dans la hiérarchie des normes puisqu’ils ont été instaurés par la loi.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ils ne sont pas prescriptifs.

M. François Brottes. Lorsqu’un SRADDET ne prévoit pas de possibilité d’installation à tel endroit, alors l’installation n’est pas possible. Certes, le SRADDET ne prescrit ni le nombre de gigawatts ni la localisation exacte des installations, mais il identifie dans le territoire des endroits où l’implantation d’unités de production d’énergies renouvelables est possible et d’autres où elle ne l’est pas. Encore une fois et sous réserve de vérification, il n’est donc pas possible d’en implanter sans l’autorisation prévue dans le SRADDET. J’espère pouvoir vous confirmer rapidement ce point important.

Mme Laure de La Raudière. Très important !

M. François Brottes. Dans le cas contraire, à quoi servirait-il d’établir des SRADDET ?

Mme Laure de La Raudière. Rappelez-vous nos échanges de 2014, monsieur le président Brottes : à l’époque, vous affirmiez que les schémas de cohérence territoriale (SCOT) protégeaient les territoires dans lesquels ils n’autorisaient pas l’installation d’éoliennes mais, dans la hiérarchie des normes ; or ce n’est pas le cas.

M. François Brottes. Malgré tous mes efforts, il peut m’arriver de dire des bêtises… Les plans locaux d’urbanisme intercommunal (PLUI), pour ne pas parler des SCOT, peuvent désigner des zones dans lesquelles l’implantation d’installations classées n’est pas autorisée ; ils sont à la main des élus et cette réalité n’a pas changé. Nous avons deux possibilités de modifier la décision mais tous les recours possibles et imaginables ouvrent la voie aux procédures les plus dilatoires… De ce fait, il est beaucoup plus rapide de fermer un parc que d’en ouvrir un. Nous faisons face à une baisse potentielle de 18 gigawatts et si nous ne trouvons pas rapidement des solutions de rechange, nous ne pourrons pas compter que sur les interconnexions – mais je ferme cette parenthèse déjà ouverte tout à l’heure.

Quant aux S3RENR, ils servent à dire le possible, à quelle vitesse et à quel prix. Nous faisons donc la proposition suivante : pendant que les élus régionaux se penchent sur l’élaboration du SRADDET, contribuons-y au moyen du S3RENR afin qu’ils mènent une réflexion politique sur le champ des possibles qui soit au moins compatible avec le champ des probables. Aujourd’hui, au contraire, le SRADDET est élaboré avant le S3RENR ; cela ne me semble pas pertinent. Nous plaidons pour la concomitance des deux documents et j’invite le législateur à aller dans le même sens. Ce faisant, nous commencerions par livrer le champ des possibles sur le plan technique, et nous en saisirions la région afin qu’elle ait une base de réflexion. Elle mènerait ensuite son travail politique dans le cadre du SRADDET et livrerait son avis, suite à quoi nous reprendrions la main pour élaborer un S3RENR compatible avec les décisions de la région. Tout porte à croire qu’une fois alertée sur la faisabilité technique des projets, la région ne se contente pas d’une réflexion politique uniquement virtuelle – il est difficile de raisonner sans réseau technique implanté.

Mme Véronique Louwagie. Vous nous avez indiqué le montant des investissements nécessaires pour mettre en place les ouvrages de production d’énergie renouvelable, mais vous avez également dit que plus la production est décentralisée, plus le réseau de distribution est utilisé. Outre les investissements initiaux, existe-t-il un surcoût d’utilisation lié à la décentralisation croissante de la production ?

D’autre part, vous nous avez tendu une perche en indiquant que les coûts sont moindres en Allemagne. Pouvez-vous nous en dire davantage ?

M. François Brottes. Permettez-moi d’abord de confirmer à Mme de La Raudière que les schémas régionaux climat air énergie (SRCAE) n’étaient pas prescriptifs ; en revanche, les SRADDET le sont.

Mme Laure de La Raudière. Ou le seront !

M. François Brottes. Un SRADDET adopté est prescriptif.

Mme Laure de La Raudière. Peut-être, mais aujourd’hui c’est l’anarchie : ces documents n’existent pas !

M. François Brottes. La décentralisation progressive de la production, madame Louwagie, sollicite davantage le réseau de transport, et non de distribution. Autrefois, le réseau de transport servait à acheminer depuis les grands centres de production vers les réseaux de distribution une énergie que l’on n’avait pas en local. Aujourd’hui, cette logique s’inverse à mesure que se développe la production décentralisée. C’est donc un nouveau métier.

Mme Véronique Louwagie. Y a-t-il un surcoût ?

M. François Brottes. Les contraintes nouvelles génèrent forcément un surcoût, encore que : lorsque certaines centrales de production historiques manquent à l’appel, les productions locales sont bien utiles pour s’y substituer ! Dès lors que l’on dégrée certains moyens de production, parce qu’ils sont polluants ou vieillissants, il est très utile de disposer d’une production décentralisée pour prendre le relais. Le réseau s’adapte ensuite pour maintenir son équilibre. Il faut donc dresser un bilan coût-bénéfices en tenant compte de l’évolution des productions, y compris les plus traditionnelles. Je ne peux guère vous répondre que ceci : des adaptations au réseau sont nécessaires mais les choses seraient sans doute pires autrement.

Mme Véronique Louwagie. Résumons : il y a un surcoût mais il est nécessaire.

M. François Brottes. Oui, à ceci près que nous ne pouvons plus raisonner comme il y a vingt ans à partir du parc traditionnel existant. Il y a effectivement un surcoût, mais il aurait sans doute été supérieur sans cette adaptation.

Mme Véronique Louwagie. Qu’en est-il des coûts en Allemagne ?

M. François Brottes. Il arrive que le secteur éolien allemand paie pour que nous absorbions sa surproduction ; c’est l’effet de marché. Le fonctionnement des interconnexions repose sur deux facteurs : le premier tient au fait que certains pays, comme la France, sont en déficit de production pendant dix à vingt jours par an, lors des pics. Deuxième facteur : l’énergie est moins chère ailleurs. Je vous renvoie à la rubrique « éco2mix » du site internet de RTE, qui présente l’état en temps réel des échanges et indique le prix de l’électricité dans chaque pays. Les acheteurs achètent ensuite l’électricité là où elle est la moins chère.

La question du prix fait débat : poids du charbon, subventionnement des énergies renouvelables – un argument qui a du sens… Pour toutes ces raisons, la France importe souvent de l’électricité en provenance d’Allemagne.

M. le président Julien Aubert. Revenons aux chiffres et soyons clairs, monsieur le président. Vous avez indiqué que le surcoût lié aux énergies renouvelables pour 2019-2022 s’élevait à 2,1 milliards d’euros, dont 1,2 milliard au titre de l’éolien en mer et 300 millions sont remboursés par les producteurs. Le surcoût total des énergies renouvelables pour cette période s’élève donc à 1,8 milliard. Cependant, vous avez évoqué un autre montant de 1,8 milliard qui correspond au raccordement d’un parc éolien.

M. François Brottes. Ce montant de 1,8 milliard couvre la totalité du coût lié aux ENR.

M. le président Julien Aubert. Soit, les choses sont claires. Reprenons : l’éolien en mer représente 1,2 milliard sur un total de 2,1 milliards et, partant du principe que les producteurs de ce secteur remboursent à RTE à peu près dans les mêmes proportions que les autres, le surcoût de l’éolien en mer doit donc s’élever à environ 1 milliard, selon une règle de trois des plus basiques.

M. François Brottes. Non, ce n’est pas le cas.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, le montant de 1,2 milliard qui correspond à l’éolien en mer est un coût brut, sans remboursement aucun. Résumons : sur un surcoût total de 1,8 milliard lié aux ENR, 1,2 milliard provient de l’éolien en mer. Est-ce le cas ?

M. François Brottes. Oui.

M. le président Julien Aubert. Très bien. Ma deuxième question découle de la première : au-dessus de 5 mégawatts, la prise en charge du raccordement, nous avez-vous dit, incombe à l’opérateur d’ENR, ce qui représente 94 % des unités de production. Qu’en est-il du surcoût de 1 milliard pour l’éolien que nous venons d’évoquer ? D’autre part, l’éolien en mer n’est pas pris en charge par l’opérateur mais quid des autres éoliens ?

M. François Brottes. En ce qui concerne les parcs d’une puissance supérieure à 5 mégawatts, l’opérateur supporte 100 % des coûts de raccordement. Pratiquement 95 % des parcs éoliens et 33 % des parcs photovoltaïques sont dans ce cas de figure ; les autres n’y sont pas et paient en gros 40 % des coûts de raccordement au lieu de leur intégralité.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, les 5 % de parcs éoliens dont l’opérateur ne couvre pas la totalité des frais de raccordement génèrent 1,2 milliard d’euros de surcoût pour le seul éolien en mer et sans doute une autre part pour l’éolien terrestre.

M. François Brottes. Ils remboursent 300 millions sur un total de 2,1 milliards.

M. le président Julien Aubert. Certes, mais ce montant de 300 millions englobe l’éolien en mer, l’éolien terrestre et le photovoltaïque. Quelle est la part de chacun de ces trois secteurs ?

M. François Brottes. Je ne peux vous faire une réponse improvisée sur ce point ; je vous adresserai une réponse écrite. Je sais néanmoins avec certitude que la plus grosse part de ce montant est assumée par l’éolien.

M. le président Julien Aubert. Il reste néanmoins une charge importante pour RTE.

M. François Brottes. Oui. Mais il y a une question que vous ne me posez pas, monsieur le président : a-t-il fallu ou faut-il encore adapter le réseau aux autres sources de production d’énergie, et combien cela a-t-il coûté ? Vous seriez sans doute surpris par la comparaison.

M. le président Julien Aubert. Je n’avais pas cette question à l’esprit. Pour comprendre la transition énergétique, cependant, on raisonne souvent en coûts de production. Il faut aussi rappeler que les choix qui sont faits ne se fondent pas seulement sur le critère de la production mais aussi sur celui de l’organisation. Toute la difficulté consiste à identifier les surcoûts générés par la modification de l’organisation électrique. Pour 2019-2022, ce surcoût est de 600 millions d’euros par an, mais il risque d’augmenter à court terme en cas d’amplification de l’éolien, comme le prévoit clairement la PPE.

Ma deuxième question porte sur l’évolution du prix de sortie de l’éolien en mer ou de l’éolien terrestre. J’ai cru comprendre que ce coût ne tient pas compte du fait qu’en « turpant » une partie des coûts, on les transfère de la production vers le transport. Autrement dit, le « turpage » de l’éolien en mer, notamment à Dunkerque, se traduit par un meilleur ratio économique pour les opérateurs. Sans trahir votre pensée, j’ai également cru comprendre qu’en réalité, le provisionnement du démantèlement n’est pas inclus dans le coût de production puisqu’il est décalé à trois années avant la fin de la concession. En clair, la construction d’un parc à 60 euros par mégawattheure n’engage pas sur le démantèlement et que le « turpage » d’une partie du coût a permis d’alléger la facture. Est-ce bien le cas ?

M. François Brottes. Je n’ai pas connaissance du coût de production. Vous avez néanmoins raison de rappeler que le coût de raccordement – voire celui de la plateforme – est « turpé ». C’est donc au titre de ce tarif d’utilisation qu’est assumé le coût de cette partie du démantèlement, qui n’incombe donc pas au producteur – lequel a tout de même à sa charge le coût du démantèlement du parc, étant précisé qu’il l’intègre certainement dans sa demande de tarif.

J’entends votre raisonnement et je connais l’objectif de cette commission. Vous aurez néanmoins à cœur de vous pencher sur cette question : avons-nous besoin des ENR alors que nous dégréons des moyens polluants ou traditionnels qui ne sont plus au rendez-vous ? Je maintiens ce raisonnement que j’ai tenu en début d’audition. Le raisonnement en termes de coût doit tenir compte du coût dans son ensemble.

On nous dit que l’interruptibilité coûte 90 millions d’euros, mais ce coût est couvert par le tarif. Autrement dit, ce sont en partie les ménages qui paient cette disposition. À ceux qui s’en choquent, je réponds que si les industriels disparaissent ou cessent de rendre ce service, le coût résiduel sera le même et les ménages paieront encore plus ! Il faut donc accepter cette mutualisation.

Si nous n’avions pas les ENR, en particulier l’éolien en mer dont le facteur de charge, de l’ordre de 45 %, est significatif – et en faveur duquel je plaide car il me semble que nous en avons besoin – et que nous dégréions dans le même temps les énergies carbonées, c’est toute l’économie d’ensemble qui s’en trouverait menacée. Je ne peux me substituer à votre commission et mon propos porte sur le raccordement, mais je me dois de vous encourager à adopter une approche d’ensemble.

M. le président Julien Aubert. Nous nous y employons, comme cela a été fait à propos d’autres énergies.

Ma question suivante porte sur l’objectif. Vous aviez été en première ligne de l’élaboration de la loi de transition énergétique, qui a notamment modifié les objectifs de la politique énergétique. L’article L. 100-4 du code de l’énergie prévoit que la politique énergétique vise entre autres à « réduire les émissions de gaz à effet de serre ». Lors de son audition devant cette commission d’enquête, le président de la commission de régulation de l’énergie nous a déclaré d’emblée que le développement des énergies renouvelables ne poursuivait pas un objectif carbone. Vous avez quant à vous parlé de sécurisation du réseau. Pensez-vous que tous ces investissements visent encore un objectif carbone, ce qui justifiait un surcoût, ou que d’autres dimensions ont pris le pas sur cet objectif initial prévu dans la loi relative à la transition énergétique et qu’il est désormais plutôt question de s’adapter à l’évolution du marché de l’électricité et de sécuriser les réseaux ?

M. François Brottes. Je suis de ceux qui pensent qu’il faut toujours se fixer des objectifs ambitieux car le volontarisme aide à trouver une trajectoire.

M. le président Julien Aubert. C’est en effet ce que disait le général de Gaulle ; je ne peux donc que plussoyer…

M. François Brottes. Cela tombe bien : j’ai beaucoup de respect pour le général de Gaulle. Cela étant, il est tout aussi vrai qu’il est rare d’atteindre les objectifs que l’on se fixe, quel que soit le domaine concerné.

J’ai indiqué tout à l’heure que la fermeture des centrales à fioul et à charbon représentait un potentiel de 13 gigawatts, à quoi s’ajoutent cinq tranches de centrales à charbon, soit 3 gigawatts supplémentaires. Ce sont donc bien 16 gigawatts de production très carbonée qui disparaissent. Je vous ai également dit que nous étions dans une situation de plus grande vulnérabilité pour deux raisons : non seulement ces unités appelées à fermer représentent un volume de production significatif, mais elles se caractérisaient par un facteur de charge de 100 %, ce qui n’est le cas ni du nucléaire, où il est de l’ordre de 70 % à 80 %, ni des ENR où il est très variable. Enfin, aux yeux du gestionnaire du système électrique, les centrales au fioul ou au charbon sont extrêmement pratiques dans la mesure où elles peuvent être déclenchées très rapidement et fournir un service dans les meilleurs délais. RTE n’a naturellement pas d’autre obligation que d’adhérer à la politique nationale en matière énergétique et je comprends parfaitement le souci de décarboner, mais la décarbonation suppose, en plus des mesures d’efficacité énergétique, que certaines ENR soient au rendez-vous. C’est ainsi que j’ai commencé mon propos, car telle la situation à laquelle nous sommes confrontés.

M. le président Julien Aubert. C’est pourquoi je vous posais la question. Au fond, n’y a-t-il pas deux phases dans cette transition ? La première consiste à fermer des centrales à fioul ou à charbon et à les remplacer par de l’énergie intermittente qui garantit la décarbonation, ce qui génère un coût lié à la modification du réseau qu’il faut mettre en regard de l’objectif carbone. Dans un deuxième temps, une fois les énergies les plus carbonées remplacées par du nucléaire – donc de l’énergie décarbonée –, le calcul économique est-il le même dès lors que l’objectif carbone a disparu ?

M. François Brottes. Ce que je sais, c’est que la construction d’une nouvelle centrale thermique ou nucléaire génère un coût de raccordement. Nous sommes bien placés pour savoir que quel que soit le mode d’énergie choisi, il faudra un raccordement au réseau. Il faut ensuite faire des comparaisons : les montants comparés, que je tiens à votre disposition, sont assez raisonnables.

M. le président Julien Aubert. Je suis preneur, en effet, des coûts de raccordement des parcs éoliens maritimes et terrestres comparés à ceux d’une centrale nucléaire.

Ma dernière question porte sur la notion intéressante de taux de refoulement qui, en fait, est aussi un indicateur de la qualité de la gestion du réseau. L’un des objectifs du développement d’énergies, y compris des énergies intermittentes, consiste à éviter le refoulement. Ou bien l’électricité fonctionnerait-elle comme l’eau : une fois le réservoir vidé, il faut éviter que l’eau soit refoulée dans les canaux ? Je vous vois froncer les sourcils ; permettez-moi donc de préciser ma pensée. Est-il selon vous utile d’examiner les séries longues de ce taux de refoulement qui, encore une fois, pourrait caractériser la qualité de la gestion de l’évolution du système électrique ? Un autre indicateur dont on ne parle jamais, c’est celui de la qualité de la gestion du nucléaire : peut-être faudrait-il évaluer l’efficacité d’un réacteur pour s’adapter aux capacités du réseau. Quoi qu’il en soit, revenons au taux de refoulement : est-ce un bon indicateur ?

M. François Brottes. Je ne crois pas que l’adaptation au réseau soit un motif d’arrêt de réacteur nucléaire… Les réacteurs ne sont arrêtés que pour maintenance ou conformément aux obligations de visites prévues dans les textes en vigueur et imposées par l’Autorité de sûreté nucléaire. Ensuite, l’opérateur maîtrise rarement la durée des arrêts, qui dépend plutôt du contrôleur. Les périodes pendant lesquelles ces arrêts ont lieu peuvent en effet avoir des incidences parfois difficiles sur le réseau. Nous avons vécu un hiver compliqué car Flamanville I et II n’étaient pas au rendez-vous, au point qu’il a fallu réquisitionner la centrale à charbon de Cordemais.

Le terme de « refoulement » n’est pas joli mais je n’y peux rien : c’est le terme consacré pour évoquer les électrons qui quittent le réseau de distribution pour le réseau de transport. Nous sommes chargés de l’équilibre du réseau. Les distributeurs se débarrassent de leurs électrons en trop et les renvoient vers le réseau de transport, ce qui est normal ; il nous revient ensuite de les évacuer en faisant notre propre cuisine. Nous sommes payés pour cela, ce n’est pas un drame. Je vous ai parlé de changement de paradigme puisque la production locale a considérablement augmenté. C’est plutôt un bon signe de la montée en puissance de la production locale ; cela nous oblige certes à conduire un exercice différent, mais ne sommes-nous pas payés pour cela ?

M. le président Julien Aubert. Vous avez parlé d’une hausse de 180 % du taux de refoulement.

M. François Brottes. En effet, entre décembre 2016 et décembre 2017.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, plus la distribution refoule l’électricité, mieux c’est ?

M. François Brottes. Non, mais c’est le signe d’une production décentralisée croissante. Est-ce mieux ? Manquer de production pour répondre à l’offre est ennuyeux, car il faut utiliser toutes les réserves. Mais la surproduction d’électricité pose aussi des problèmes. Ce n’est ni mieux ni pire.

M. le président Julien Aubert. L’objectif n’est donc pas de parvenir à un équilibre neutre sur l’ensemble du réseau.

M. François Brottes. C’est impossible.

M. Vincent Thiébaut. Pour vous résumer, si surcoût il y a par rapport à la diversification des moyens de production et notamment par rapport à la décentralisation de la production, ce surcoût est aussi un investissement sur l’avenir. Deux visions s’opposent : soit on s’arrête à une appréciation banale de ce que coûte l’électricité aujourd’hui sans prévoir l’avenir, soit on adopte, comme toute bonne entreprise, une logique de R&D en se disant qu’il faut investir dans l’avenir et que ce surcoût en fait partie.

La France est un des pays qui utilisent le plus le chauffage électrique. Vous avez évoqué les dix à vingt jours de pic par an. Pensez-vous qu’il faille envisager des alternatives au chauffage électrique, ou bien une politique de rénovation thermique plus offensive permettrait-elle de répondre à ces problématiques de pointe ?

M. François Brottes. Je partage votre analyse sur la nécessité de s’inscrire dans une logique d’avenir, sinon nous y perdrons beaucoup. Le raccordement de Flamanville a été un vrai sujet…

M. le président Julien Aubert. N’hésitez pas à en parler, même si la question ne vous a pas été posée.

M. François Brottes. Le coût de raccordement a été assez significatif. Toute nouvelle production a ses contraintes…

M. le président Julien Aubert. Connaissez-vous le coût du raccordement de Flamanville ?

M. François Brottes. Il a été de 343 millions d’euros, rachat des maisons comprises.

S’agissant du chauffage électrique, nous représentons à nous seuls 50 % de la thermosensibilité européenne. Pendant les pointes de consommation, notamment en hiver, nous sommes très thermosensibles : un degré en moins, c’est automatiquement 2 400 mégawatts en plus, soit la consommation de Paris intra muros.

Je suis mal placé pour prendre position sur le débat « chauffage électrique ou non ». En termes d’investissement, le chauffage électrique est une modalité relativement accessible pour ceux qui construisent les appartements. Je constate également que les modes de chauffage électrique font des progrès significatifs et que, bien que nous soyons très thermosensibles, la consommation électrique n’augmente pas, car nous avons avancé en matière d’efficacité énergétique, y compris avec la RT 2012 dans les nouveaux appartements.

Nous pouvons réaliser des économies significatives sur le chauffage en continuant l’effort d’isolation thermique.

M. Vincent Thiébaut. Ma question ne visait pas à condamner le chauffage électrique, mais à connaître son impact.

M. François Brottes. Entre les grille-pain à l’ancienne sous des fenêtres pratiquement ouvertes et les radiateurs modernes dans un appartement bien isolé, les choses ont bien changé. Quel que soit le mode de chauffage, quand on isole bien, on réalise des économies. Reste que nous sommes très thermosensibles et je pense que cela peut durer.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai plusieurs questions complémentaires.

Tout d’abord, vous avez énormément parlé de l’effacement, en vous basant principalement sur les industriels. Or la possibilité de connexion à la smart grid des chauffages des particuliers pourrait dégager des potentiels d’effacement. Pourquoi en avez-vous moins parlé ? Est-ce parce que c’est encore trop diffus, pas encore en place ? Qu’est-ce qui représente le plus grand potentiel de volume final : les industriels, avec les microcoupures, ou le parc des particuliers, où l’on peut espérer une plus grande souplesse sans risque de voir leur confort de chauffage se dégrader ?

M. François Brottes. Je dis souvent que RTE est l’agrégateur des smarts grids. Cela signifie que, dès l’instant où l’on valorise, en soutien au système et à son équilibre, l’effacement réalisé grâce au pilotage via des smart grids, on fait gagner beaucoup d’argent à ceux qui ont des micro-initiatives. Si l’on utilise cela uniquement pour réaliser des économies d’énergie, on ne parvient pas au retour sur investissement nécessaire. C’est parce que l’agrégation de petits gestes peut apporter au système de la flexibilité, et donc plus de sûreté, que l’on y arrive. Le problème, c’est que si les modèles technique et économique existent, les acteurs ne sont pas là.

Je défends, et cela n’engage que moi, l’idée que le métier d’agrégateur doit être un métier à part entière, alors qu’aujourd’hui tout le monde peut l’être, y compris ceux qui fournissent de l’énergie. Du coup, le choix de vendre de l’effacement plutôt que de la production est réalisé à l’aune de l’intérêt, du business model de l’opérateur, et non de l’intérêt du système. C’est pourquoi j’ai évoqué les appareils électroménagers, le tertiaire, où nous avons des mines d’or d’effacement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Une des préconisations pourrait être d’obliger à se regrouper en collectifs ?

M. François Brottes. Nous sommes en économie de marché et la loi risquerait de ne pas être validée si elle était trop coercitive… Nous pouvons peut-être encourager.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Autre question : je ne comprends pas très bien la théorie des prix négatifs. Y a-t-il un lien avec la question du refoulement ? Les deux sont-ils liés

M. François Brottes. Si votre production devient surabondante, si cela coûte plus cher d’arrêter vos machines ou si cela doit mettre en péril votre système de production, vous préférerez évacuer votre production, donc la donner, voire payer pour qu’on vous l’évacue… Surtout lorsque tous les systèmes ne sont pas pilotables, comme c’est le cas dans les anciens modes de production éolienne. C’est comme cela que se fabrique un prix négatif.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans bien des endroits, on peut brûler de l’énergie à perte. Qu’est-ce qui rend si difficile de libérer l’énergie en trop ? Je ne comprends pas la logique économique derrière le fait de payer pour libérer son énergie.

M. François Brottes. Cela pose plus de problèmes techniques et coûte au final plus cher d’arrêter la production que de la maintenir.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le producteur ne pourrait-il pas mettre en place un sas libératoire ?

M. François Brottes. Avec le stockage, nous aurons demain un potentiel important pour éviter cet écueil. Je suis de ceux qui pensent qu’il aurait fallu dès l’origine associer stockage et production variable, mais ce ne sont pas les choix qui ont été faits. À présent que nous sommes à peu près matures sur les technologies de stockage, ce genre de situation devrait disparaître.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez également évoqué l’acceptabilité et les recours. Vous avez développé plusieurs outils, comme Eco2mix, pour communiquer sur la transparence du modèle. Est-ce pour vous un moyen d’éviter les recours et les coûts qui leur sont liés ?

M. François Brottes. Les coûts liés aux recours sont très élevés ; nous gérons 200 contentieux, des chantiers sont arrêtés, et il faut parfois s’y reprendre à dix fois pour parvenir à nos fins. Qui plus est, nous sommes sanctionnés par le régulateur quand nous dépassons les prix d’objectif ; or le plus souvent nous les dépassons à cause des recours. Cela prend des proportions immenses. Quels que soient les efforts de transparence, et c’est notre métier que de l’être, nous sommes confrontés à des recours dilatoires. Certains sont de bonne foi et quand on nous dit que nous pourrions faire mieux en nous y prenant autrement, nous l’entendons et nous changeons éventuellement les choses, mais d’autres recours sont motivés par un refus de principe et la seule volonté de nous mettre des bâtons dans les roues.

Le temps juridictionnel est très long. Il est tout de même incroyable que, sur le parc offshore, alors que les contrats ont été signés en 2012, aucun recours n’a encore été purgé en 2019. Cela va plus vite pour fermer que pour ouvrir, et ce sera vrai pour n’importe quel autre mode de production : vous avez les anti-hydrauliques, les anti-éoliens, les antinucléaires, et ce sont parfois les mêmes… Et nous, nous nous retrouvons toujours en première ligne, car chaque fois qu’un parc est à raccorder, nous devons faire un poste électrique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Avez-vous des évaluations du coût de ces recours, liés à la faible acceptabilité, sur le développement des ENR ? On voit des levées de bouclier, par exemple sur la méthanisation, avec des arguments assez faux, comme quand on invoque l’odeur. Le coût administratif de ces blocages très longs est-il chiffré ?

M. François Brottes. Je n’ai pas le chiffre ici, mais il faut chiffrer à la fois le surcoût de travaux, les pénalités, le manque à gagner pour la production et l’équilibre du système, les frais de justice… C’est un chiffrage qui doit être global.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le coût des études, aussi, car il faut relancer des études à chaque fois.

M. François Brottes. Nous nous heurtons aux mêmes problèmes pour le raccordement du CIGÉO pour l’enfouissement des déchets que pour un parc photovoltaïque ou éolien dans l’Aveyron…

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans une interview, vous avez déclaré que les interconnexions « donnent la possibilité de mutualiser les moyens de production en faisant fonctionner ceux qui offrent le meilleur prix. Le réseau, colonne vertébrale de l’Europe de l’électricité, permet ainsi de bénéficier d’une électricité plus économique, plus sûre et moins carbonée. » On est donc sur le triptyque « économique », pour que cela coûte moins cher, « plus sûre », pour la fiabilité, et « moins carbonée », car, grâce au système européen de répartition, on ne déclenche les outils les plus carbonés qu’en dernier recours. Est-ce un peu cela, l’idée ?

M. François Brottes. C’est l’idée et, comme je l’ai dit, cela réduit l’intermittence ou la variabilité. Dans l’éolien, plus les parcs foisonnent, plus ils sont reliés à un réseau, plus il y a de l’éolien tout le temps sur le réseau. Ce n’est pas possible avec le photovoltaïque car il fait nuit à peu près partout en même temps en Europe… Il existe d’excellents rapports de parlementaires européens sur le sujet.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vous demanderai volontiers leurs noms, pour d’éventuelles auditions.

Sait-on combien cette logique de grille européenne de l’électricité a permis d’économiser en carbone grâce au système de raccordement et à la flexibilité ?

M. François Brottes. C’est un exercice qui reste à faire mais je peux vous garantir que c’est une réussite européenne que d’avoir su mettre en place un réseau électrique maillé. Cela sécurise la montée en puissance du renouvelable et facilite la vie pour se décarboner. J’ai pris l’initiative d’un texte, signé aujourd’hui par treize CEO gestionnaires de transport d’électricité en Europe qui représentent plus de la majorité des gestionnaires de réseaux : ce texte rappelle aux candidats aux élections européennes que les gestionnaires des réseaux de transport sont chargés de la sûreté des systèmes mais pas de la sécurité de l’approvisionnement. Cette donnée est à la main des États et les États ne se parlent pas assez pour coordonner leur mix électrique. Si les choses ne s’améliorent pas sur ce plan demain, nous pourrons nous retrouver en grande difficulté.

M. le président Julien Aubert. Vous nous avez cité le coût de raccordement de l’EPR de Flamanville. Pouvez-vous donner le coût du raccordement d’un parc éolien en mer pour RTE ? Vous avez donné tout à l’heure un coût global.

M. François Brottes. C’est 300 millions, plus le coût du poste, pour une capacité de 500 mégawatts.

M. le président Julien Aubert. Merci, monsieur le président, pour votre disponibilité et vos réponses longues et précises.

L’audition s’achève à onze heures cinquante.

*

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)

L’audition débute à onze heures cinquante-cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons à présent des responsables de Gaz Réseau de France (GRDF), entreprise qui assure l’essentiel de la distribution de gaz en France et est donc l’équivalent d’ENEDIS pour l’électricité, et de GRTgaz, entreprise responsable du réseau de transport de gaz à haute pression, l’équivalent de RTE.

Il s’agit, pour GRDF, de M. Édouard Sauvage, directeur général, M. Bertrand de Singly, délégué à la stratégie, et Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles, et, pour GRTgaz, de M. Thierry Trouvé, directeur général, M. Philippe Madiec, directeur « stratégie et régulation », M. Anthony Mazzenga, directeur « gaz renouvelables », et Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles.

Le gaz naturel est une énergie fossile, à l’exception des biogaz dont celui issu de méthanisation principalement d’origine agricole. Sa consommation enregistre une croissance soutenue en Europe.

Nous nous sommes aperçus qu’il existait des questions croisées sur l’électricité ; c’est pourquoi nous avons décidé de regrouper les deux auditions pour le gaz, ce qui nous évitera de répéter deux fois les mêmes questions et nous permettra de comparer immédiatement les réponses – même si nous savons que distribution et transport fonctionnent main dans la main.

Vous nous direz quels sont, à grands traits, les caractéristiques et éventuelles spécificités du marché français, notamment le rôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) – que nous avons également auditionnée – dans le processus de fixation des prix, et en quoi ce marché, lui aussi ouvert à la concurrence depuis 2007, se distingue du marché de l’électricité, dont notre commission a déjà rencontré certains des principaux acteurs et a pu mesurer l’ampleur de sa qualité concurrentielle, qui force l’admiration.

Une différence fondamentale avec l’électricité est que le gaz est une ressource importée à 98 %, la production française restant très faible. Concernant les importations de gaz, nous nous interrogeons sur la part des contrats à long terme avec des pays producteurs et la part acquise par les fournisseurs français, notamment les fournisseurs alternatifs, sur le marché libre ou « spot ». Plus généralement, les liens entretenus par chacune de vos entreprises avec les fournisseurs alternatifs de gaz et, le cas échéant, les questions qui font problème sont susceptibles d’éveiller l’attention des membres de la commission…

Notre commission d’enquête s’intéresse tout particulièrement aux énergies renouvelables (ENR). L’insertion dans les réseaux d’une ENR telle que le gaz issu de la méthanisation est-elle un facteur de perturbation de vos réseaux, particulièrement au niveau des interconnexions européennes ?

Il est utile à la commission d’enquête de connaître ce que coûte l’insertion des gaz renouvelables à vos entreprises en investissements nouveaux. Comment dégagez-vous les capacités de financement vous permettant de réaliser ces investissements et quels sont les coûts programmés pour les années à venir ?

Vos deux entreprises disposeront exactement du même temps de parole qu’Enedis et RTE auditionnées séparément. Vous aurez, messieurs les directeurs généraux, quinze minutes chacun pour un exposé liminaire, que vous pouvez bien sûr partager avec les experts qui vous accompagnent.

S’agissant d’une commission d’enquête, il me revient, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de vous demander de prêter serment.

(M. Édouard Sauvage et M. Thierry Trouvé prêtent serment.)

Je vous laisse la parole.

M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz. Je voudrais tout d’abord rappeler un certain nombre de fondamentaux qu’il est bon d’avoir en tête.

Premièrement, si l’on consomme en France environ 500 térawattheures d’énergie sous forme d’électricité, on en consomme pratiquement autant – entre 450 et 500 térawattheures – sous forme de gaz. Il y a donc autant d’enjeux à s’intéresser à l’électricité qu’au gaz.

Deuxièmement, puisque vous vous focalisez sur les énergies renouvelables, il est important d’examiner la problématique des énergies renouvelables du point de vue du gaz et pas seulement de celui de l’électricité, d’autant plus que la caractéristique du système gazier est que la pointe de consommation, élément extrêmement important quand on dimensionne un système énergétique, est entre 1,5 et 1,7 fois plus « heurtante » que la pointe de consommation du système électrique. Autrement dit, quand la pointe d’hiver chez RTE atteint 100 gigawatts, – record historique enregistré en 2012 –, nous enregistrons, le même jour, entre 150 et 170 gigawatts si l’on inclut le deuxième transporteur qui existe en France. Il est extrêmement important d’avoir cela en tête : la question de la pointe est cruciale.

Le troisième élément qu’il faut avoir en tête, c’est la question du stockage. Dans le système gazier, nous disposons de stockages souterrains qui permettent de stocker un tiers de la consommation annuelle de la France en gaz, soit l’équivalent d’un tiers de la consommation annuelle en électricité. C’est extrêmement important à un moment où l’on a des problématiques d’intermittence à gérer, avec un certain nombre de nouvelles énergies renouvelables électriques.

Comme vous l’avez dit, le gaz est une énergie fossile. Si l’objectif est de décarboner notre système énergétique, il faut s’intéresser tout particulièrement au secteur du gaz car, alors que le système électrique est déjà largement décarboné grâce au nucléaire, le secteur du gaz utilise encore 99,9 % de gaz fossiles, émetteurs de gaz à effet de serre, même si le gaz naturel est l’énergie fossile qui émet le moins de CO2, comparé au pétrole ou au charbon.

La première idée qui peut venir à l’esprit quand on réfléchit à la manière de décarboner ces 500 térawattheures, c’est de se dire que, puisque l’électricité est largement décarbonée, il suffit de remplacer le gaz par l’électricité pour résoudre le problème. C’est une idée que l’on entend parfois, un peu plus en France qu’ailleurs ; elle a circulé en Europe il y a quelques années mais n’a plus vraiment de succès dans la plupart des États européens et au niveau de Bruxelles. Quand on y réfléchit sérieusement, on s’aperçoit qu’augmenter de manière significative la consommation d’électricité et, du coup, encore plus significativement la pointe de consommation, car il faudrait remplacer la pointe gazière par une pointe équivalente, pose des tas de problèmes.

Beaucoup d’études ont été publiées, avec certes des périmètres différents, parfois ciblées sur certains pays, par exemple l’Allemagne, parfois ciblées au niveau européen. La dernière parue au niveau européen a été réalisée par le consultant Navigant ; on y compare deux situations, l’une dans laquelle on essaye de se passer le plus possible du gaz en le remplaçant par de l’électricité, l’autre dans laquelle on essaie de décarboner le gaz, donc de remplacer le gaz fossile par du biométhane ou de l’hydrogène, et on regarde la différence de coût. La conclusion de cette étude est intéressante : à l’horizon 2050, dans un monde totalement décarboné en gaz et en électricité, selon qu’on a électrifié au maximum ou que l’on a décarboné le gaz, la différence de prix pour la collectivité au niveau européen est de 200 milliards d’euros par an – en ordre de grandeur s’entend. Et cela se comprend : comme je le disais tout à l’heure, si on électrifie tout, il faut remplacer les systèmes de chauffage des gens équipés de chauffage au gaz, probablement renforcer les réseaux électriques de distribution et de transport, revoir le système de production… Tout cela représente énormément de charges additionnelles. Notre message consiste donc à dire que, si l’on veut décarboner l’énergie en France, il faut décarboner le système gazier plutôt que de le supprimer.

Il est intéressant de regarder ce que l’on consacre comme argent à la décarbonation du gaz. En 2018, on y a consacré, par le biais du soutien au biométhane, 64 millions d’euros, une technologie encore relativement peu diffusée, sachant que le gaz, au travers de la taxe carbone qu’il paye pour alimenter le compte d’affectation spéciale (CAS), a contribué l’an dernier à hauteur de 2,2 milliards d’euros.

M. le président Julien Aubert. Ces 2,2 milliards d’euros s’entendent pour le chauffage, le transport et le reste ?

M. Thierry Trouvé. Tous usages, en effet.

Ainsi, seulement 64 millions sur ces 2,2 milliards ont servi à décarboner le gaz ; le reste est consacré en réalité à des énergies renouvelables électriques, c’est-à-dire à décarboner une énergie qui l’est déjà largement. Ne ferait-on pas mieux d’utiliser cet argent à décarboner le gaz en priorité plutôt que de décarboner une énergie qui l’est déjà largement ?

Il faut avoir en tête que le gaz vert amène avec lui un certain nombre d’externalités. Du point de vue du réseau en particulier, c’est une énergie dont la production est stable : contrairement à l’éolien ou au photovoltaïque, on produit toujours la même quantité toute l’année. Qui plus est, elle est stockable : notre système permet, j’en ai parlé, de stocker le tiers de la consommation annuelle, et donc constituer des stocks pour l’hiver pendant l’été. On ne peut donc pas comparer directement le prix des énergies renouvelables électriques et des énergies gaz sur ce simple critère « énergie ».

Le gaz renouvelable, c’est en France aujourd’hui essentiellement le biométhane, par méthanisation, mais d’autres technologies sont en cours de développement : ainsi la pyrogazéification, qui consiste à chauffer des déchets, des combustibles solides de récupération ou des déchets de bois, pour en extraire le gaz. C’est une technologie intéressante, utilisée dès le XIXe siècle et qui revient aujourd’hui de manière plus moderne. Elle devrait venir épauler la méthanisation. Derrière se profile l’hydrogène ; il existe des scénarios dans lesquels l’hydrogène, qui est une molécule non carbonée, vient se substituer partiellement au méthane.

Une des questions que vous avez posées porte sur le coût d’adaptation des réseaux. Là aussi, nous avons une bonne nouvelle : nos réseaux sont largement dimensionnés. Depuis dix ans, à la demande des pouvoirs publics, européens et nationaux, à la demande des utilisateurs de gaz, nous avons énormément investi dans le réseau de transport pour le renforcer et permettre l’ouverture des marchés. Nous avons investi à peu près 6 milliards d’euros en dix ans : ce grand programme, désormais achevé, aura permis de créer, là où l’on avait des petits marchés morcelés, un marché unique du gaz en France, très interconnecté avec les pays voisins.

Pour ce qui est des coûts de raccordement les installations de biométhane, nous sommes, pour donner un ordre de grandeur, sur un rapport dix en moins : autrement dit, parce que notre réseau est puissant, nous estimons que, pour accueillir 30 térawattheures, soit à peu près l’équivalent de 10 % de la consommation de gaz à l’horizon 2030, conformément au projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), il faut, au niveau du transport, à peu près 600 millions d’euros d’investissement jusqu’en 2030. Divisé par une dizaine d’années, vous voyez donc que ce n’est pas énorme : une soixantaine de millions par an. À comparer à l’année dernière, où nous avons mis en service un ouvrage de 700 millions d’euros, qu’il nous a fallu deux ans pour poser et qui a permis de réaliser cette grande fusion et de créer le marché français. L’ordre de grandeur des dépenses de réseaux qu’il faut consentir pour accueillir la production de biométhane est donc bien inférieur aux sommes que nous venons d’investir depuis dix ans dans le réseau afin de permettre l’ouverture des marchés. Cette question est donc pour nous plutôt secondaire.

M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF. Lorsqu’on analyse un système énergétique, il ne faut pas perdre de vue, au-delà de la consommation annuelle, la problématique de la pointe énergétique liée à l’ensemble des usages à un instant T. Or le constat est simple : la pointe hivernale en France est globalement quatre fois plus élevée que la consommation d’été, ce qui pose d’emblée la question du stockage de l’énergie, question d’autant plus cruciale que l’on s’inscrit dans une logique de décarbonation.

Permettez-moi ici une incidente de pur bon sens : si nous avons besoin en France de plus d’énergie en hiver qu’en été, c’est tout simplement qu’il y a moins de soleil en hiver qu’en été… Ce qui, selon moi, donne une idée de ce qui ne peut pas être une solution pour atteindre la décarbonation totale, quand bien même on peut continuer de développer la production d’énergie thermique ou électrique à partir de solaire !

Cette pointe hivernale, il existe différents moyens de l’atténuer, grâce notamment à des opérations d’efficacité énergétique, en particulier dans le secteur du bâtiment. Néanmoins, on ne la fera jamais totalement disparaître pour des raisons évidentes : quelle que soit l’évolution du réchauffement climatique, je ne sache pas que l’orientation de l’axe de la Terre par rapport au Soleil soit susceptible de se modifier dans les prochaines décennies…

Cela étant dit, compte tenu de la part prépondérante du gaz dans l’équilibre énergétique de notre pays, si l’on souhaite décarboner notre consommation énergétique, il est indispensable d’envisager la décarbonation du gaz.

Permettez-moi de vous livrer ici quelques ordres de grandeur, qui illustrent le risque qui existe, au-delà des contraintes de stockage saisonnier, à trop se polariser sur une électrification des usages. Dans les années 2016-2017, la consommation de gaz servant à produire de l’électricité – environ 73 ou 74 térawattheures – a représenté pratiquement la moitié de la consommation de gaz dans le secteur résidentiel, soit 155 térawattheures.

Sachant que le rendement de la production d’électricité à partir de gaz centralisé offre un rendement deux fois moindre que celui de la production d’énergie à partir de chaudières à gaz performantes qui chauffent directement un logement, on aboutit au paradoxe suivant : pour économiser la consommation de gaz dans le pays, il est préférable, en l’état actuel des choses, d’isoler les logements chauffés à l’électricité plutôt que les logements chauffés au gaz… Cette photographie peut évidemment changer dans les années à venir mais, dès lors que l’on parle de réduire au plus vite, et non en 2050, les meilleurs effets de levier se retrouvent dans l’amélioration de l’efficacité énergétique partout, mais tout spécialement dans les usages électriques : on a donc besoin d’un volant très significatif de gaz, y compris en base annuelle, pour faire fonctionner le système électrique.

M. le président Julien Aubert. Pourriez-vous reprendre votre démonstration sur l’isolation et les chaudières ?

M. Édouard Sauvage. Dans un logement, le rendement d’une molécule de gaz utilisée dans une chaudière à condensation est pratiquement de 100 %. Mais si vous la brûlez dans une centrale à gaz pour produire de l’électricité, le rendement tombe à 50 % – les plus performantes, assez minoritaires, ne dépassent pas 60 %. Ce à quoi il faut ajouter les pertes liées à l’effet Joule sur le réseau électrique, même si elles sont assez marginales. Globalement donc, le rendement d’une molécule de gaz est deux fois plus élevé si vous brûlez cette molécule directement dans le logement que si vous la brûlez de manière centralisée dans une centrale électrique.

On sait ensuite que la transition énergétique coûte cher. Pour décarboner, on dispose de deux solutions : soit réduire la consommation, soit décarboner les vecteurs. Toute solution consistant à investir de l’argent pour passer d’un vecteur à un autre n’offrant pas de gain immédiat en termes de bilan carbone, dans un souci d’efficacité de la dépense, qu’elle soit publique ou privée, nous recommandons donc de se concentrer sur les vecteurs existants pour s’efforcer soit de les décarboner efficacement, soit de réduire leur consommation d’énergie, qu’il s’agisse de fioul, de charbon, d’électricité ou de gaz. Mais basculer d’un vecteur à un autre n’est a priori pas de nature à améliorer le bilan carbone.

Enfin, il faudrait développer davantage l’analyse des différentes politiques énergétiques menées en coût par tonne de CO2 ou par tonne de gaz à effet de serre évitées. Or la programmation pluriannuelle de l’énergie ne propose aucun bilan de ce type pour les différentes mesures proposées, qu’il s’agisse du développement des énergies renouvelables

– encore faudrait-il débattre de la répartition prévue entre gaz et électricité renouvelables –, de l’amélioration de l’efficacité énergétique ou des certificats d’énergie électrique (CEE). Certes, ces bilans sont compliqués à réaliser, et il y aura toujours des experts pour débattre de l’opportunité de raisonner en coût moyen ou en coût marginal, mais ne pas les faire est une erreur : c’est la certitude de ne pas opter pour les meilleures politiques publiques.

La seconde erreur consiste à ne pas tenir compte dans le bilan carbone de l’ensemble du cycle de vie d’un produit. Or les données sont connues : on sait, par exemple, que le biométhane, le nucléaire et l’éolien présentent des résultats à peu près similaires, soit une vingtaine de grammes de CO2 par kilowattheure, tandis que le photovoltaïque atteint cinquante-cinq grammes de CO2, dans la mesure où une partie des panneaux solaires est fabriquée dans un pays où le mix électrique est très carboné. Nous plaidons donc pour des débats beaucoup plus soutenus, animés par le ministère ou le régulateur, sur l’impact des politiques menées en termes d’émissions de CO2.

De ce point de vue, sommes convaincus, à GRDF, que le développement de la méthanisation doit être fortement encouragée, et ce pour plusieurs raisons.

Pour commencer, comme l’a rappelé Thierry Trouvé, les coûts d’investissement sur le réseau ne posent pas de problème à proprement parler. Nous avons envisagé, avec l’ADEME, le scénario, extrême en termes d’investissements et en termes d’unités à raccorder, d’une production réalisée en totalité à partir de gaz renouvelable : dans un coût de revient qui tournait autour de 100 euros par mégawattheures, la part liée aux réseaux était de l’ordre de 3 euros… En vérité, l’enjeu est bien davantage dans la production et, comme pour GRTgaz, toutes nos simulations effectuées à partir de l’hypothèse des 10 % de gaz renouvelables à l’horizon de la PPE convergent vers des montants d’investissement stables par rapport à notre niveau actuel, parfaitement en ligne avec nos investissements historiques. En d’autres termes, le fait de disposer d’un réseau efficace et pour partie déjà amorti doit nous permettre de substituer aux investissements de développement du réseau des investissements en faveur de la méthanisation, à coût inchangé pour le consommateur, s’agissant des tarifs d’accès au réseau de distribution.

En ce qui concerne enfin le coût lui-même du gaz renouvelable, la filière prioritaire est évidemment celle du recyclage des déchets, dont nous maîtrisons la technologie, qu’il s’agisse de méthaniser les boues des stations d’épuration, les déchets ménagers putrescibles ou les déchets agricoles, qui représentent 80 % du potentiel de la filière.

Sur ce dernier point, nous avons considéré qu’il fallait associer à nos réflexions aussi bien le Fonds mondial pour la nature (WWF) que la FNSEA ainsi qu’un certain nombre d’associations environnementales, dans la mesure où l’approche de la méthanisation en termes d’impact environnemental est indissociable du développement d’une agriculture durable : non seulement elle permet le recyclage des déchets et favorise donc la réduction des gaz à effet de serre, mais elle a également l’avantage de réduire les engrais azotés, grâce à l’utilisation des digestats. Il est donc essentiel de prendre en compte ces externalités positives lorsqu’on évalue l’intérêt de cette filière par rapport aux autres.

En termes de compétitivité stricto sensu ensuite, elle apparaît également tout à fait compétitive par rapport à d’autres filières renouvelables : selon les chiffres de la CRE, le tarif de rachat du mégawattheure produit est en légère progression depuis une dizaine d’années, il est en diminution pour le photovoltaïque, mais demeure très élevé – autour de 300 euros le mégawattheure, contre 90 euros pour l’éolien ; quant au gaz renouvelable, son tarif de rachat est de 95 euros par mégawattheure, et son coût de production proche de celui de l’éolien.

Il faut bien distinguer ici le coût de production du mégawattheure et sa valeur. Or nous disposons pour le gaz d’infrastructures permettant de le stocker sans difficultés, ce qui fait que, globalement, compte tenu de la flexibilité des réseaux et du fait qu’il est techniquement simple d’installer des compresseurs « rebours » permettant de renvoyer le gaz produit vers le stockage, il est possible de l’utiliser à n’importe quel moment de l’année pour un coût additionnel quasiment minime.

Si le gaz se stocke sans difficulté, on sait au contraire que le stockage de l’électricité renouvelable pose un problème majeur : à titre d’illustration, sur ces six derniers mois, les prix du marché de gros de l’électricité ont varié en France entre 250 euros, à la pointe de dix-neuf heures en novembre, et des prix négatifs, dimanche en huit à quinze heures. On a donc affaire à des prix extrêmement volatils, alors que, pour le gaz, les prix des marchés de gros sont restés stables sur les six derniers mois, entre 15 et 24 euros. De ce fait, le coût de production du gaz correspond peu ou prou à sa valeur, alors que la valeur de l’électrique renouvelable dépendra évidemment du prix de marché au moment de la production. À cet égard, le gaz renouvelable est moins cher aujourd’hui que l’énergie renouvelable dernière génération : l’éolien a légèrement augmenté avec les nouvelles mises en service de 2018.

S’il est donc exact que le gaz renouvelable est plus cher que le gaz importé – 90 euros contre 20 euros –, en revanche, dans l’optique de la décarbonation, il est aujourd’hui tout à fait compétitif par rapport aux renouvelables électriques, a fortiori si l’on prend en compte les externalités positives pour un modèle agricole durable. Nous sommes donc convaincus que c’est cette énergie que les pouvoirs publics auraient intérêt à subventionner le plus largement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’aimerais que vous reveniez sur la méthanisation, la pyrogazéification et le power to gas, qui représentent respectivement 30, 40 et 30 % des gisements, pour distinguer les avantages et les problématiques propres à chacune des filières.

Par ailleurs, le modèle français présente la spécificité de séparer les fonctions de vente et de distribution du gaz, ce qui n’est pas le cas dans le reste de l’Europe, à croire un article paru dans la newsletter de Batirama : « Dans le paysage européen, GRDF est un objet inhabituel. L’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie a partout séparé les fonctions de vente et de distribution du gaz. Ailleurs en Europe, il existe dans chaque pays une ou plusieurs entreprises dont la mission consiste uniquement à distribuer le gaz pour le compte des vendeurs. ». Comment se justifie cette singularité, quels en sont les intérêts et les contraintes ?

M. Thierry Trouvé. En ce qui concerne les trois filières de production de gaz renouvelable, vos chiffres reprennent ceux de l’étude prospective de l’ADEME parue l’an dernier et axée sur l’hypothèse d’un gaz d’origine verte à 100 % à l’horizon 2050, produit à partir des trois technologies que vous avez citées : la méthanisation, la pyrogazéification et le power to gas.

La méthanisation consiste à récupérer des déchets – boues de station d’épuration, déchets ménagers ou agricoles, voire cultures intermédiaires à vocation énergétique entre deux cultures à vocation alimentaire – et à les faire fermenter dans un méthaniseur pour produire un méthane qui, après épuration, est exactement le même que le méthane d’origine fossile qui circule aujourd’hui dans le réseau. Il s’agit d’une technologie qui, bien qu’elle soit plus récente que l’éolien ou le photovoltaïque, est plus que mûre, puisque les premiers mètres cubes de gaz issus de ce type de méthanisation ont été introduits dans le réseau il y a maintenant sept ou huit ans.

La seconde technologie, la pyrogazéification, n’est pas encore industrialisée à l’heure actuelle mais demeure, en France ou en Europe, au stade de démonstrateurs ou de pilotes, sur lesquels travaille d’ailleurs GRTgaz. Il s’agit pourtant d’une vieille technologie, puisque c’est celle que l’on utilisait dans les usines à gaz. En effet, avant d’utiliser du gaz naturel extrait du sous-sol, la France utilisait du gaz de ville, c’est-à-dire un gaz manufacturé fabriqué dans des usines à gaz. Ces usines utilisaient des matières carbonées – le charbon, puis le pétrole – que l’on chauffait pour en tirer le gaz envoyé dans les réseaux. Dans le cas du gaz renouvelable, la technologie est la même, mais c’est la matière première qui change : au lieu de matières fossiles, on utilise de la matière renouvelable ou des déchets, notamment les combustibles solides de récupération parmi lesquels les plastiques qui posent de vrais enjeux environnementaux, mais également le bois de récupération, dont on ne sait souvent que faire et que l’on enfouit, ce qui est une aberration écologique. Une fois chauffées, ces matières produisent un gaz qui, comme dans le cas précédent, peut être injecté dans les réseaux.

Dans son étude, l’ADEME, évalue à 30 % la part de gaz produit par pyrogazéification en 2050. Pour l’heure, la pyrogazéification est encore en phase de développement, même si certains syndicats de traitement d’ordures ménagères s’y intéressent de plus en plus et envisagent de mettre en place des installations de ce type dans les années qui viennent.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’ADEME table sur une production de gaz renouvelable à 100 % en 2050, mais à quel pourcentage en est-on aujourd’hui ?

M. Thierry Trouvé. Aujourd’hui, les quantités de biogaz injectées dans les réseaux sont extrêmement faibles, inférieures à 1 % ; il s’agit uniquement de gaz issu de la méthanisation.

La troisième technologie dont parle l’ADEME dans son rapport, c’est le power to gaz, dont le développement est lié à celui des énergies électriques renouvelables et à de potentiels excédents – c’est déjà le cas dans le nord de l’Allemagne, où certaines éoliennes sont arrêtées la moitié du temps faute de débouchés, le réseau ne permettant pas d’acheminer la production vers les zones de consommation. Il est donc envisagé de transformer cette énergie électrique surabondante en gaz, via une électrolyse de l’eau, qui transforme l’eau en hydrogène et en oxygène, l’hydrogène pouvant ensuite être utilisé doit directement, soit transformé en méthane de synthèse en le combinant avec du CO2 capté soit dans une installation de biométhane, soit à la sortie d’une cheminée d’usine : autrement dit, le procédé est neutre en carbone.

M. le président Julien Aubert. Parce qu’il utilise un CO2 recyclé ?

M. Thierry Trouvé. Exactement. En fait, le CO2 fatal, au lieu d’être rejeté par une cheminée d’usine sera utilisé par combinaison avec l’hydrogène pour la production de méthane qui, en brûlant, dégagera le même CO2, mais de manière différée.

On peut également utiliser l’hydrogène en tant que tel à des fins thermiques, pour produire de l’électricité ou encore dans les transports comme substitut du méthane.

J’ajoute, dans une perspective plus prospective que certains chercheurs travaillent actuellement sur d’autres filières liées au gaz décarboné, notamment chez les gaziers norvégiens, qui ont un projet assez avancé de création d’hydrogène à partir de gaz naturel, le CO2 étant capté et renvoyé vers des gisements souterrains.

Nous-mêmes sommes engagés, avec d’autres acteurs, dans des recherches sur un procédé consistant à casser la molécule de méthane (CH4) avec une torche à plasma, pour obtenir, d’un côté, de l’hydrogène et, de l’autre, du carbone solide, ce qui résout le problème du stockage du CO2, car il est beaucoup plus simple de stocker un solide qu’un gaz.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quels sont les autres acteurs impliqués dans ces recherches ?

M. Thierry Trouvé. Gazprom y réfléchit. Pour ce qui nous concerne, nous travaillons sur une technologie développée par l’École des mines, qui va d’ailleurs être mise en service cette année aux États-Unis. Reste à savoir si elle apporte une plus-value en matière de verdissement des gaz.

M. le président Julien Aubert. Pourriez-vous rappeler les coûts de production pour chacune des trois technologies citées dans l’étude de l’ADEME, car je suppose que les coûts que vous avez donnés tout à l’heure ne concernent que la méthanisation ?

M. Thierry Trouvé. Les deux autres technologies ne sont en effet pas encore opérationnelles, c’est-à-dire qu’elles ne sont pas encore en phase d’exploitation. Cela étant, avec la pyrogazéification, le coût tourne aux alentours de 150 euros le mégawattheure, sachant que le coût du photovoltaïque solaire qui, dans certains cas, descend jusqu’à 50 euros, était à ses débuts de 700 euros le mégawattheure. En matière de gaz renouvelable, nous sommes encore au début des courbes d’apprentissage.

Les coûts du power to gas sont encore supérieurs – aux environs de 200 euros le mégawattheure – sachant, là encore, qu’il y a toujours cette histoire de courbe d’apprentissage ; de surcroît, nous ne sommes pas encore fixés sur ce que sera la technologie gagnante pour l’hydrogène.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour la méthanisation en revanche, les coûts sont les coûts d’exploitation ?

M. Thierry Trouvé. Oui, ce sont les coûts constatés à partir des installations et du prix de rachat fixé par le Gouvernement et validé par la CRE, sachant qu’en matière de méthanisation aussi, nous avons la perspective d’une baisse des coûts.

M. Édouard Sauvage. Lorsqu’on parle de 95 euros, il s’agit d’un tarif de rachat moyen, puisque, en fonction de la taille des projets et de l’origine des produits méthanisés, ce tarif varie entre un peu moins de 140 euros et un peu plus de 40 euros par mégawattheure : pour une méthanisation en décharge, il est de 40 euros ; pour ce qui concerne de grosses installations, il est au-dessus de 60 euros le mégawattheure. Le calcul du tarif de rachat est remarquablement complexe, car il dépend tout à la fois des intrants utilisés – produits de décharges, de stations d’épuration ou de l’agriculture – et de la capacité de production du méthaniseur.

S’agissant des coûts, j’attire de nouveau votre attention sur le fait que ce ne doit être qu’un facteur discriminant parmi d’autres, car l’essentiel est avant tout le modèle de développement que l’on souhaite privilégier : il est évident, par exemple, que les installations de production développées pour le recyclage de fermes à taille humaine seront plus petites et moins efficaces qu’un méthaniseur unique, adossé à une ferme gigantesque type « ferme des mille vaches » ; elles seront plus appropriées néanmoins au développement d’une agriculture durable.

M. Thierry Trouvé. Dans son étude, l’ADEME a identifié un gisement de pyrogazeification à partir de combustibles solides de récupération dont le coût serait inférieur à 50 euros. Cela rejoint d’autres études européennes, qui convergent vers la perspective d’une baisse des coûts.

M. le président. Mais pour quel volume ?

M. Thierry Trouvé. De mémoire, il s’agit de quelques dizaines de TWh, ce qui représente toujours près de 10 % de la consommation de gaz. Aujourd’hui, aucune technologie n’apporte toutes les solutions pour la transition énergétique.

Mme la rapporteure. La technologie power to gas permet de transformer l’électricité en hydrogène, mais cette transformation entraîne une importante déperdition, c’est bien cela ?

M. Thierry Trouvé. Il y a deux façons de procéder. Si l’on se contente de produire de l’hydrogène, le rendement est de l’ordre de 80 %. C’est assez bon dans le monde de l’énergie : le rendement est de 30 % dans les centrales nucléaires, et de 50 à 60 % pour le cycle combiné gaz.

En revanche, pour faire de la méthanation, donc produire du méthane à partir de cet hydrogène, il faut en passer par une deuxième étape dont le rendement se situe également aux environs de 80 %. La succession de ces deux étapes dégrade le rendement pour aboutir à des niveaux proches du cycle combiné gaz aujourd’hui. Ce sont des rendements acceptables, mais ils entraînent des coûts.

Mme la rapporteure. Donc quel est le rendement au final ?

M. Thierry Trouvé. Avec la méthanation, il est de 60 %. Mais la question de savoir comment utiliser l’hydrogène n’est toujours pas résolue. Beaucoup de pays y travaillent, notamment le Japon qui croit beaucoup à cette technologie. Personne ne peut prédire la façon dont les choses vont évoluer ; mais ce n’est pas une raison pour ne pas nous y intéresser et ne regarder que là où il y a de la lumière sous le lampadaire, c’est-à-dire l’électricité…

Mme la rapporteure. Pouvez-vous évaluer le coût des recours contre les projets de méthaniseurs ? Dans les campagnes, une demande existe, un certain nombre de projets se développent, mais l’acceptabilité de ces installations n’est pas garantie : elles se heurtent à une certaine frilosité des habitants, la mobilisation citoyenne n’est pas facile à gérer et elle se fonde sur beaucoup d’informations erronées. Avez-vous chiffré les surcoûts qui en découlent ?

En fait, vous avez fait état de milliards d’euros d’amélioration de la balance commerciale si l’on arrivait à produire 100 % de gaz d’origine renouvelable en 2050. Pourriez-vous être plus précis ?

M. Thierry Trouvé. L’étude du cabinet Navigant se place à l’échelle européenne. Elle fait état d’une économie de 200 milliards d’euros, mais qui ne porte pas uniquement sur la balance commerciale.

L’étude compare deux scénarios permettant de décarboner à 100 %. Dans le premier, faute de solutions pour décarboner le gaz, celui-ci est remplacé par l’électricité. Ce qui induit un certain nombre de dépenses : il faut remplacer les chauffages au gaz par du chauffage électrique, adapter les réseaux électriques et le système de production pour faire face à la pointe… Je vous ai dit que la France consommait autant d’énergie en gaz qu’en électricité, mais en hiver, la consommation est bien plus importante et il faut dimensionner le système en conséquence. Tout cela entraîne des dépenses.

L’autre scénario consiste à verdir le gaz, avec les solutions que nous venons d’évoquer. Ce qui entraîne aussi des dépenses, puisque le gaz renouvelable coûte plus cher que le gaz fossile.

Après comparaison, l’étude conclut qu’à l’échelle européenne, le scénario d’électrification intégrale coûterait 200 milliards d’euros de plus par an à l’Europe que le verdissement du gaz.

S’agissant de la balance commerciale, si l’on remplace le gaz importé de Norvège, d’Algérie, de Russie et du Qatar par du gaz vert produit localement par nos agriculteurs, ce sera bénéfique non seulement pour nos agriculteurs, mais aussi pour la balance commerciale de la France. Il s’agit d’une des externalités citées par M. Sauvage, mais elle n’est pas prise en compte dans le chiffre de 200 milliards que je citais tout à l’heure. De mémoire, nous importons entre 10 et 15 milliards d’euros de gaz naturel en France ; si nous produisons 100 % de gaz vert, c’est autant que nous pouvons espérer économiser sur la balance commerciale.

M. Édouard Sauvage. Nous sommes le lendemain du 8 avril, date importante pour les industries électriques et gazières car elle marque l’anniversaire de la loi du 8 avril 1946 qui a décidé de la nationalisation des entreprises privées de distribution d’électricité et de gaz, tout en maintenant un modèle concessif. Nous vivons encore avec ce modèle, dans lequel les autorités concédantes ont le choix de leur concessionnaire dès lors qu’elles gardent le concessionnaire qui existait en 1946. Sachant que là où il n’existait pas de desserte du gaz, nous fonctionnons aujourd’hui avec des délégations de service public classiques, avec appels d’offres et concurrence sur le choix du concessionnaire.

Le modèle de distributeur national unique est-il efficace ? Il n’est pas toujours facile d’établir des comparaisons internationales avec les entreprises locales de distribution ou d’autres distributeurs, notamment avec les Stadtwerke en Allemagne, car leur comptabilité ne sépare pas toujours nettement gaz, électricité et les autres services qu’ils peuvent rendre tels que les réseaux de chaleur. Mais toutes les études de benchmarking du régulateur montrent que nous sommes plus efficaces que ceux auxquels nous sommes comparés.

Lors de nos discussions avec le régulateur sur les tarifs, le consultant qui travaillait pour la CRE avait établi une courbe de régression en fonction du nombre de clients laissant apparaître que le coût unitaire des petits distributeurs était très élevé, et comme nous avons beaucoup de clients, il en déduisait que notre coût unitaire devait être très bas. Si évidemment nous sommes plus efficaces que de petits distributeurs, le modèle a des limites, on ne peut imaginer appliquer systématiquement un facteur dix. Compte tenu de la robustesse du réseau gazier et du fait que les consommations énergétiques, notamment dans le résidentiel, sont en réduction régulière grâce à l’efficacité énergétique, chaque client nouveau représente un coût marginal presque nul pour le réseau. Nous avons donc un modèle extrêmement vertueux et efficace, et nous sommes convaincus que son maintien sera une bonne solution en termes de pouvoir d’achat.

J’en profite pour rappeler que l’efficacité énergétique est la clé de la décarbonation. Remplacer les vieilles chaudières à gaz par des chaudières plus efficaces offre un gain immédiat aux consommateurs en réduisant leur consommation d’environ 30 %. Si la France avait le parc de chaudières à gaz des Pays-Bas, nous économiserions, pas loin de 50 TWh, soit presque 10 % de la consommation. Nous avons calculé l’efficacité du coût de remplacement d’une ancienne chaudière gaz ou – mieux encore – d’une chaudière fioul par une chaudière à haute performance énergétique, et la tonne de CO2 évitée revient entre 40 et 60 euros.

Nous sommes absolument convaincus que si nous pouvions mener cette analyse du coût en euros pour une tonne de CO2 évitée pour les différentes politiques possibles, le remplacement de vieilles chaudières par des chaudières neuves apparaîtrait comme l’une des mesures les plus efficaces. À cet égard, nous nous réjouissons que le Gouvernement ait mis en place un CEE « Coup de pouce », l’équivalent d’une prime à la casse des vieilles chaudières, et nous sommes tout à fait convaincus que dans les zones desservies en gaz, remplacer les chaudières à fioul par des chaudières à gaz sera la solution la plus efficace pour réduire le bilan carbone et éviter de créer une tension sur la pointe du réseau électrique.

L’acceptabilité des projets de méthanisation souffre toujours du même phénomène : on est toujours d’accord en général, mais jamais quand cela se fait à côté de chez soi… Je rappelle que les conclusions du débat public sur la programmation pluriannuelle de l’énergie plaçaient assez nettement la géothermie et le biogaz en tête parmi celles qui doivent être développées et accélérées. Les taux de réponses selon lesquelles ces filières devaient être stoppées étaient très faibles, de l’ordre de 2 à 3 %, tandis que d’autres connaissaient des taux autour de 10 %. Ces deux filières sont donc plébiscitées par nos concitoyens en général.

La filière de la méthanisation est également fortement soutenue par les régions : six régions figuraient parmi les signataires de la récente tribune publiée pour soutenir le biométhane. Cette tribune a été préparée très rapidement, faute de quoi je ne doute pas que d’autres régions auraient souhaité s’y joindre car toutes veulent développer significativement le biométhane dans leur schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET). La somme des ambitions affirmées dans ces schémas est plus importante que les annonces actuelles de la PPE.

Pour ce qui est de l’acceptation au plan local stricto sensu, on constate parfois des phénomènes locaux de rejet, mais relativement limités. Sur la centaine de méthaniseurs en fonctionnement, je n’ai pas connaissance d’un projet véritablement bloqué ou fortement ralenti par des recours. Si le projet est bien expliqué en amont – nous avons un partenariat avec les chambres d’agriculture pour mieux conseiller les agriculteurs à ce sujet – il est possible d’expliquer aux riverains que les odeurs seront moins gênantes qu’avant parce que les digestats produisent moins d’odeurs que les boues d’épandage. Le procédé est parfaitement contrôlé, l’obstacle visuel est très limité si le méthaniseur est bien placé – cela ne prend pas plus de places qu’une grange agricole. Je ne dis pas qu’il n’y a pas de réactions de rejet, mais elles sont aujourd’hui minimes par rapport à l’ensemble des projets. Là aussi, la course à la réduction des coûts ne doit pas se traduire par une baisse de la qualité des projets. Il me semble donc très important que, dans les réflexions à venir sur les tarifs de rachat, nous prenions soin d’intégrer des bonus en cas de financement participatif ou pour les projets particulièrement bien intégrés dans leur paysage et s’insérant dans une agriculture durable et soutenable.

M. le président. Merci de ces présentations. Vous nous dites que si nous passions à 100 % de gaz renouvelable, le coût pèserait essentiellement sur la production et pas sur le réseau, qui ne représente que 3 % des coûts. Ces 3 % correspondent-ils au coût du raccordement ?

M. Édouard Sauvage. Raccordement, extension de réseau et compresseur rebours vers le réseau de transport, donc la totalité de ce qu’il faut dépenser pour passer d’un réseau de points d’entrée limités sur le territoire à une multiplicité de producteurs décentralisés.

M. le président. On pourrait objecter à votre argument sur les 200 milliards d’euros par an d’économie en Europe que des stratégies bonnes à l’échelle européennes s’avèrent parfois mauvaises marginalement. Par exemple, il est possible que l’impact CO2 soit fort dans un pays qui n’a pas de nucléaire, mais nul dans un pays qui compte un important parc nucléaire.

Cette analyse à l’échelle européenne s’adapte-t-elle au système français ? La France est-elle représentative de ce qui se passe au niveau européen ?

M. Thierry Trouvé. Vous avez raison de mentionner que la France a un parc de production d’électricité différent de beaucoup d’autres, du fait de son énergie nucléaire qui est décarbonée. On peut imaginer que les conclusions que j’ai citées soient un peu moins favorables pour la France que pour d’autres pays qui utilisent beaucoup le charbon.

Cela étant, il serait très imprudent de mettre tous ses œufs dans le même panier, et donc de tout miser sur l’électrique, nucléaire ou autre. Il faut bien mesurer la fragilité qui en résulte, notamment la problématique de la pointe. J’ai mentionné la pointe de la consommation de gaz, mais nous pourrions aussi parler de la pointe de la consommation de fioul, dont nous cherchons à nous débarrasser. La gestion de la pointe pour un gestionnaire de réseau électrique est un véritable casse-tête : or la pointe est aujourd’hui extrêmement élevée en France car nous avons fait le choix il y a quelques années de donner une large place au chauffage électrique, qui représente la moitié de la pointe en Europe.

M. le président. Sachant que le black-out gazier n’existe pas. Les conséquences d’une mauvaise gestion de la pointe ne sont pas les mêmes.

M. Thierry Trouvé. Ce ne sont pas les mêmes, mais notre métier de gestionnaire de réseaux est de veiller à tout instant, comme le font nos collègues électriciens, à l’équilibre entre l’offre et la demande. Mais les constantes de temps sur un réseau de gaz sont beaucoup plus lentes que sur un réseau d’électricité ; et surtout, nous avons des stocks sous les pieds, ce qui nous permet d’envisager les choses avec plus de sérénité que nos collègues électriciens. Malgré tout, il nous faut toujours équilibrer l’offre et la demande, mais si la production est locale, c’est plus facile à faire.

Ensuite, je ne suis pas spécialiste de l’électricité, mais nous devons mesurer les investissements qui seront nécessaires pour le grand carénage des centrales nucléaires et les nouvelles centrales. Si nous nous placions dans l’hypothèse d’un système électrique qui remplace toutes les autres énergies, il faudrait construire beaucoup de centrales nucléaires ou d’énergies renouvelables, et tout cela a un coût qu’il sera compliqué de payer.

M. le président. J’ai l’impression que ce n’est pas le scénario retenu : la PPE retient une part pour le gaz. La tendance n’est-elle pas de couvrir les nouveaux besoins avec des énergies intermittentes et de modifier le système électrique pour intégrer plus d’énergie électrique intermittente, en maintenant la proportion du gaz dans le bouquet énergétique, ou en augmentant légèrement sa part ?

S’il faut comparer deux options comme le fait l’étude à l’échelle européenne, ne faudrait-il pas plutôt chercher quel serait le coût pour couvrir les nouveaux besoins avec du gaz, ou avec de l’électricité nucléaire, ou de l’électricité intermittente ? N’est-ce pas plutôt cette étude qu’il faudrait faire, et à l’échelle de la France, plutôt qu’une étude européenne sur l’hypothèse d’une électrification à 100 % ?

M. Thierry Trouvé. Ma présentation était forcément simplificatrice, le scénario ne parlait pas d’électrifier à 100 %, mais d’installer l’électricité partout où c’est vraiment possible, et de ne continuer à utiliser le gaz que lorsque l’électricité n’a pas de sens, ou est techniquement impossible, notamment dans l’industrie lourde ou les transports lourds pour lesquels nous ne savons pas utiliser l’électricité. Le scénario n’est pas 0 % de gaz et 100 % d’électricité, mais la plus grande proportion d’électricité possible.

M. le président. Entre 2008 et 2018, la facture d’électricité en France a bondi de 48 %. La facture de gaz a augmenté de 45 % pour le tarif B0, et de 28 % pour le tarif B1.

L’augmentation de la facture d’électricité des années passées est essentiellement due au financement des énergies vertes électriques. Vous nous avez expliqué que dans le même temps, nous n’avions pas autant investi dans le gaz. Dès lors, comment expliquer que la facture de gaz ait augmenté dans les mêmes proportions que celle d’électricité ?

M. Thierry Trouvé. Le prix du gaz, aujourd’hui, dépend essentiellement du prix de la molécule tel qu’il est fixé par les marchés internationaux. Ce prix fluctue, parfois à la hausse, parfois à la baisse ; il a augmenté ces dernières années avant de connaître une baisse de 2 à 3 % au 1er avril. Les deux années précédentes, le prix avait beaucoup baissé. Plus le gaz sera produit localement, plus son prix sera stable, car il ne dépendra plus des prix de marché et de la volonté de tel ou tel grand producteur de gaz russe, norvégien ou algérien.

Les plans du Gouvernement prévoient d’augmenter le prix du gaz de manière significative pour payer les énergies renouvelables électriques. Nous ne sommes pas opposés à ce que le gaz supporte une taxe carbone – si les gilets jaunes y consentent –, mais dans ce cas, consacrons cet argent à décarboner une énergie qui a besoin de l’être, plutôt qu’à une énergie déjà décarbonée.

M. le président. Je vous ai bien compris, mais avant de nous projeter dans l’avenir, nous essayons de comprendre le passé.

On a beaucoup parlé d’électricité dans ce pays ; les énergies fossiles ont été laissées de côté à l’heure de penser la transition énergétique. La facture d’électricité a massivement augmenté, notamment par le jeu de la CSPE, car c’était la manière de financer ladite transition énergétique.

Mais dans le même temps, la facture de gaz aussi a augmenté, alors qu’elle n’était pas encore affectée par la TICGN. Et il n’est pas question de volatilité du prix du gaz, mais de la tendance moyenne. Et la tendance moyenne est de + 28 % et + 45 %, indépendamment de la volatilité du prix du gaz, par ailleurs bien moindre que celle de l’électricité qui oscille entre des prix négatifs et 250 euros du MWh dans la même année.

M. Édouard Sauvage. Pour juger de l’évolution du prix de la facture, il vaut mieux juger le tarif B1, qui correspond à un usage du gaz pour le chauffage. Le B0 s’applique aux tout petits consommateurs, qui historiquement payaient peu au regard de leur coût sur le système. Pour simplifier, le régulateur a souhaité faire évoluer la facture pour que la partie abonnement prenne de l’importance par rapport à la partie résidentielle. Cela vaut autant pour les distributeurs que pour les fournisseurs. Le coût de gestion d’un client est à peu près le même quelle que soit sa consommation, et les tarifs ont convergé. Nous vous enverrons des éléments plus précis pour documenter ces aspects.

La hausse des taxes, et l’instauration d’une TICGN à un niveau beaucoup plus élevé pèsent aussi dans cette hausse des prix. Nous vous enverrons des éléments complémentaires après cette audition.

De plus, même si la hausse est globalement plus contenue que celle du TURPE, les tarifs des réseaux de transport et de distribution ont également augmenté. M. Trouvé rappelait les investissements très importants demandés aux gestionnaires de réseaux de transports pour passer à une zone de tarif unique, qui se répercutent dans la facture.

S’agissant de la volatilité du prix, le gaz a été extrêmement stable sur les marchés internationaux et sur le marché de gros en France ces derniers temps, ce qui n’a pas toujours été le cas. De même, nous avons connu des prix du pétrole beaucoup plus élevés, et ils sont en ce moment dans une phase de stabilité. Nous ne pouvons pas affirmer avec certitude que ce prix sera stable pour les vingt prochaines années, même si un certain nombre d’éléments sur les réserves prouvées et l’amélioration de la compétitivité du développement de certaines réserves nous incite à le penser. Nous ne sommes jamais à l’abri d’aléas géopolitiques.

M. le président. La TICGN a augmenté sur dix ans, était-ce dans l’objectif de lutter contre les émissions de CO2, ou un pur effet fiscal ? Pouvez-vous nous expliquer la transformation en cours ?

M. Thierry Trouvé. Le changement en cours porte plutôt sur le nom… Quant à l’objet de cette mesure, il faut plutôt poser la question aux gouvernements successifs.

Aujourd’hui, la TICGN représente 8 euros du MWh. Le prix sur le marché de gros est d’environ 20 euros du MWh. Le rapport n’est pas négligeable.

M. Édouard Sauvage. J’ajoute que sur les six dernières années, le prix du gaz est resté stable.

M. le président. Si je résume, l’usager paie des montants de plus en plus importants sur ses factures d’électricité et de gaz, du fait d’un système fiscal qui s’est alourdi et qui a été à un moment donné habillé de la volonté de financer la transition énergétique.

Néanmoins, d’après vous, du point de vue des dépenses, une transition énergétique utilisant la décarbonation du gaz coûterait moins cher en termes de raccordement, de transformation du réseau, de production, que ce qui est fait actuellement.

On aurait pu imaginer que les taxes sur l’électricité soient progressivement réduites car cette énergie est décarbonée, et que l’on augmente celles sur le gaz, qui ne l’est pas ; mais ce n’est pas la solution qui a été retenue. On a le choix entre deux transitions énergétiques, on n’a pas fait de choix à la base permettant d’orienter les usages, ni arrêté exactement l’effet recherché. Pour vous, la transition électrique ne décarbone pas, tandis que la transition par le gaz décarbone.

M. Édouard Sauvage. Ajoutons que raisonner indépendamment des usages ne peut pas amener aux bons choix économiques. Je ne vous ferais pas la même réponse sur l’utilisation des différentes sources d’énergie renouvelable dans le Golfe Persique ou en France : les besoins ne sont pas les mêmes et les ressources offertes par le vent, l’ensoleillement ou la biomasse sont également différentes.

De la même manière, pour décarboner la chaleur, utiliser de la biomasse, du réseau de chaleur ou du gaz renouvelable est beaucoup plus économique que de passer par un vecteur électrique, qui n’est pas fait pour cela.

Je mentionnais les prix des marchés de gros, qui ont varié entre un prix négatif et plus de 150 euros en six mois. Aujourd’hui, le prix des marchés de gros en hiver est significativement plus élevé qu’en été, entre 15 et 20 euros du MWh, ce qui est tout à fait normal. Or ce n’est pas répercuté dans le tarif réglementé électrique : le client final paie le KWh au même prix à n’importe quelle heure du jour ou de la nuit, tous les jours de l’année. Le signal envoyé au consommateur est très mauvais. Vous estimez qu’il est important d’envoyer de bons signaux au consommateur pour permettre la décarbonation, et je vous rejoins ; encore faut-il trouver le moyen de prendre en compte le fait que le prix de l’électricité sur les marchés de gros n’est pas du tout la même en fonction de l’heure de la journée et du jour de l’année. Et cela va s’aggraver avec le développement des énergies renouvelables solaires ou éoliennes, qui vont encore augmenter cette volatilité.

Voilà qui ramène au débat sur les moyens d’améliorer l’efficacité énergétique par l’effacement de la demande. Il n’y a aucune incitation à décaler sa consommation si elle est payée au même prix à toute heure du jour et de la nuit, toute l’année. Aujourd’hui, les outils vers le client final n’existent pas pour les réseaux électriques. De facto, ils n’existent pas non plus pour le gaz, mais le problème ne se pose pas, dans la mesure où il n’y a pas de variation du prix du gaz dans la journée, et la variation entre l’hiver et l’été est limitée, le coût du stockage étant réduit à quelques euros.

M. Thierry Trouvé. Je suis tout à fait d’accord avec votre synthèse, monsieur le président. Au départ, la CSPE était prévue pour que le consommateur électrique paie pour la production d’électricité renouvelable. Mais comme cette solution ne suffisait plus car la production d’électricité renouvelable coûtait très cher, les gouvernements successifs ont mis en place un système permettant de faire payer le consommateur de gaz pour la production d’électricité renouvelable.

Si nous nous plaçons du côté de la consommation, j’ai cru comprendre que vous vous estimiez que l’électricité étant déjà décarbonée, il serait préférable qu’elle soit faiblement taxée et que l’on taxe fortement les énergies carbonées.

M. le président. Vous avez bien interprété…

M. Thierry Trouvé. Je ne comprends déjà pas que le gaz fossile paie pour décarboner l’électricité, vous imaginez d’alourdir sa fiscalité et d’alléger celle de l’électricité ! Cette solution rétroagirait sur la production. En répondant au signal économique, les consommateurs vont se tourner vers l’électricité et se détourner du gaz. Et de nouveau, nous serons confrontés à la problématique monstrueuse de la gestion de la pointe. Cela aurait pour effet d’augmenter de manière très significative le prix du système électrique. Cette solution coûte plus cher.

M. Édouard Sauvage. Monsieur le président, votre raisonnement ferait sens économiquement si des signaux adaptés étaient adressés aux consommateurs en matière de prix. Or, aujourd’hui, le prix du CO2 n’est pas le même selon que vous l’appliquez à une centrale à charbon qui produit de l’électricité ou au consommateur final qui brûle du gaz dans sa chaudière. Le premier est sur le marché Emission Trading Scheme (ETS), où le prix du CO2 est de l’ordre d’une dizaine d’euros, alors que la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN) atteint, elle, déjà les 40 euros… Pour que votre raisonnement soit valable, il faudrait imposer le même prix du CO2 au sein de toutes les filières : ainsi, en taxant de plus en plus le CO2, ses producteurs comme ses utilisateurs prendraient progressivement les bonnes décisions, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui.

Ensuite, votre raisonnement ne peut fonctionner que si on adresse aux consommateurs utilisant de l’électricité pour se chauffer en hiver des signaux les informant clairement sur la réalité du signal prix et du signal carbone. Or ce n’est pas le cas : les tarifs réglementés prévoyant un prix unique, appliqué toute l’année – n’allez pas croire que je sois en train d’en souhaiter la suppression –, celui qui se chauffe électriquement n’est pas suffisamment conscient de ce que cela implique en matière de prix et d’empreinte carbone. Son choix individuel est pertinent sur le plan économique, puisqu’on ne lui fait pas payer personnellement l’incidence de son choix en matière d’empreinte carbone : le coût correspondant est payé par l’ensemble des utilisateurs par l’application d’un tarif totalement péréqué, géographiquement et fiscalement, par le biais d’une répartition sur tous les clients de l’électricité.

M. le président Julien Aubert. Je comprends bien votre argument, que j’achète, mais cela me conduit à vous reposer la même question sous une autre forme.

Mettons-nous un instant à la place de l’usager, qui paye déjà une grosse facture d’électricité et une grosse facture de gaz : on peut difficilement envisager de lui expliquer qu’après avoir investi 100 milliards d’euros sur les ENR, on va développer le gaz afin de réduire l’impact carbone ! Comment voulez-vous lui faire accepter une nouvelle augmentation des taxes pour financer le soutien à la filière gaz ?

Certes, le recours au gaz produit en France viendrait se substituer à des importations d’énergies fossiles, ce qui engendrerait quelques gains en matière de balance commerciale, mais cela ne réglerait pas complètement le problème.

Dès lors qu’on s’en remet à votre argument, selon lequel la transition par le gaz est meilleure en termes d’émissions de CO2 que la transition par l’électricité, quelles solutions envisagez-vous pour réorienter la transition ? En d’autres termes, en admettant que le Gouvernement soit d’accord avec vous, ce qui ne semble pas vraiment être le cas au vu de la PPE, où le gaz est un peu le parent pauvre des énergies – pour reprendre les termes employés par la Cour des comptes, les moyens déployés ne semblent pas à la hauteur de vos ambitions et des gisements de productivité sur lesquels vous comptiez –, comment le changement que vous appelez de vos vœux peut-il s’opérer sans que l’usager se retrouve taxé deux, voire trois fois ?

M. Thierry Trouvé. Derrière la question que vous posez, j’en entrevois une autre : l’usager le citoyen, le contribuable, sont-ils prêts à payer pour la transition énergétique, c’est-à-dire pour décarboner l’énergie à l’horizon 2050 ? Or, cette question ne me paraît pas complètement réglée, même à l’issue du grand débat, puisque si les gens se disent favorables à la transition énergétique, ils refusent catégoriquement que cela se traduise par une augmentation des taxes. Chacun doit prendre conscience du fait que décarboner l’énergie – qu’il s’agisse du gaz, de l’électricité, du pétrole ou du charbon –, cela coûte de l’argent…

Dès lors, soit on le fait, et il faut alors qu’on détermine le moyen de répartir le coût qui en résulte, soit on ne le fait pas. En défendant le gaz vert, on se place dans l’hypothèse où on veut le faire à l’horizon 2050 ; pour cela, on estime qu’il faut essayer d’emprunter la voie la moins coûteuse pour la collectivité – la répartition du coût global constituant alors une deuxième question.

Si vous optez pour une transition énergétique en installant des panneaux solaires dans les campagnes – une solution qui ne me paraît être celle que vous envisagez –, vous allez devoir acheter des panneaux photovoltaïques aux Chinois, ce qui va aggraver le déficit de la balance commerciale sans créer d’activité locale.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Les panneaux, nous pouvons aussi les produire nous-mêmes…

M. Thierry Trouvé. À l’inverse, si vous optez pour le biométhane, vous créez de l’emploi dans les campagnes, vous sauvez des exploitations agricoles et vous réglez des problèmes de déchets. Tout cela a une valeur, contrairement à ce que semblent penser les fonctionnaires de Bercy, qui ne regardent que le prix du mégawattheure : si la première solution est à 50 euros et la seconde à 60 euros, ils vont se précipiter sur la première. Sans oublier les autres aspects du problème, notamment au fait que le biométhane se stocke beaucoup plus facilement que l’énergie tirée de l’énergie solaire.

Au-delà même de mes fonctions, en tant que simple citoyen, je ne peux m’empêcher de penser que les politiques énergétiques qui procurent des bénéfices dans d’autres domaines porteurs de vrais enjeux, tels que l’aménagement du territoire, sont forcément plus intéressantes…

M. le président Julien Aubert. Vous admettrez que tout le monde ne partage pas votre diagnostic. Ainsi le président de la CRE nous a déclaré que, si les opérateurs d’énergie réalisaient des investissements dans le cadre de la transition énergétique, ce n’était pas dans l’objectif principal de décarboner : dès lors, tout votre raisonnement s’écroule !

En admettant même qu’on achète votre raisonnement – en partant du principe selon lequel le biométhane présente des avantages spécifiques, notamment la création d’emplois en milieu rural –, vous ne nous dites pas comment vous procédez au basculement : certes, si on ne peut pas augmenter, on peut réallouer, mais encore faut-il savoir comment !

M. Vincent Thiébaut. Je commencerai par rappeler que l’environnement, ce n’est pas que les gaz à effet de serre…

M. le président Julien Aubert. Vous avez tout à fait raison de le souligner – la présence de CO2 est d’ailleurs nécessaire dans l’environnement, puisque c’est lui permet la photosynthèse…

M. Vincent Thiébaut. Vous avez bien retenu vos cours de sciences de la vie et de la terre, monsieur le président !

Je suis un peu gêné depuis le début de cette audition de constater que nos interlocuteurs semblent se cantonner à une logique d’opposition entre l’électrique et le gaz. Alors qu’en 2014, l’ADEME, GRDF, et GRTgaz avaient fait paraître une étude portant sur le power to gas, concluant à la nécessité de travailler en collaboration avec le secteur de l’électricité – ce qui me paraissait une bonne idée –, il semble que vous soyez passés à une logique d’opposition frontale entre les deux énergies.

J’entends bien ce que vous dites sur le coût de la taxe carbone et sur le fait que sa répartition ne se fasse pas de façon optimale mais, dès lors qu’on admet la nécessité de retenir un mix énergétique, il me semble que la question du coût n’est pas la seule à prendre en considération : les choix à faire doivent tenir compte de différents facteurs et d’un équilibre global à maintenir, ce qui implique que les différents acteurs sachent travailler ensemble.

Par ailleurs, on sait que le gaz présente des risques particuliers en termes de sécurité, notamment dans les villes – chacun se souvient de l’accident dramatique survenu à Paris il y a quelques mois.

Enfin, la loi de décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu’à l’exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement a fixé de nouveaux objectifs en matière de stockage du gaz naturel, puisque nous sommes passés de 90 TWh en 2017 à 138 TWh en 2018. Cet objectif a-t-il été atteint, et comprend-il le stockage du gaz issu de la méthanisation ? Sur le plan technique, comment le gaz produit à la campagne est-il acheminé vers les sites de stockage ? Le réseau permettant cet acheminement est-il déjà en place, ou faut-il prévoir des investissements destinés à permettre son installation ?

M. Thierry Trouvé. Pour ce qui est de l’opposition entre le gaz et l’électricité, Édouard Sauvage et moi-même sommes convaincus que la transition énergétique passe par une approche système, une vision holistique et une bonne complémentarité entre le gaz et l’électricité. J’en veux pour preuve que, pour ce qui est des activités de transport, on n’a jamais aussi bien travaillé avec RTE que depuis ces dernières années. François Brottes n’est plus là pour le confirmer, mais je peux vous dire que nous avons énormément renforcé nos coopérations. Nous avons ainsi un projet de construction de power to gas à Fos-sur-Mer associant plusieurs acteurs, notamment RTE, qui nous a rejoints depuis plus de deux ans. J’ai visité le chantier en compagnie de François Brottes il y a quelques mois, et ce projet l’intéresse beaucoup. Philippe Madiec, ici présent, travaille, en étroite collaboration, sur les questions de réseaux, avec les équipes de RTE. Nous sommes persuadés qu’il est possible de réaliser des économies en associant nos efforts pour atteindre les optimums plutôt qu’en travaillant chacun de son côté. Nous appliquons le même principe au niveau européen puisque, sous l’impulsion de la Commission européenne, les associations européennes de transporteurs de gaz et d’électricité élaborent de plus en plus souvent des scénarios communs afin de déterminer des optimums.

Un autre exemple de notre complémentarité est la mise au point de chaudières hybrides associant gaz et électricité : c’est grâce à des solutions de ce type que nous réussirons une transition énergétique coûtant le moins cher possible.

Il est possible que certains acteurs de la production d’électricité confrontés à des problématiques de gestion de parc développent pour cette raison des idées différentes, mais c’est une exception : sur le principe, les principaux acteurs du gaz et de l’électricité sont totalement en phase, même s’il reste beaucoup de travail à accomplir.

Le stockage est une question importante, à laquelle je répondrai sous deux angles différents.

Premièrement, la loi que vous avez votée en 2017 ainsi que ses textes d’application ont permis de résoudre un problème préoccupant du point de vue du gestionnaire de réseau de transport que nous sommes. Durant l’été et l’hiver derniers, les stockages ont été très bien remplis, et les opérateurs de stockage viennent de procéder à la deuxième campagne de vente en vue de l’hiver prochain – le remplissage a d’ailleurs déjà commencé –, qui leur a permis de vendre aux enchères la totalité de leurs capacités : de ce point de vue, la réforme produit donc ses effets. Comme l’a souhaité le législateur, un complément est ensuite reversé par les opérateurs de transport aux opérateurs de stockage, ce qui leur permet de boucler leur budget. Grâce à la mise en place de ce système, nous n’avons plus autant d’inquiétudes que par le passé, car nous démarrons la campagne d’hiver en ayant déjà sous nos pieds le gaz que nous allons devoir fournir.

Deuxièmement, le stockage du biométhane est techniquement possible. Les opérateurs de stockage ont procédé à des études montrant qu’ils sont capables d’accueillir du biométhane dans leur système de stockage. Aujourd’hui, ce n’est pas encore le cas de manière très concrète en raison du fait que peu d’installations de biométhane sont déjà raccordées au réseau permettant le stockage de la production. Si le biométhane est donc le plus souvent directement injecté dans le réseau de distribution, il arrive qu’en été, la consommation de gaz soit plus faible sur un petit réseau de distribution, ce qui peut aboutir à la constitution d’excédents. Transporteurs et distributeurs ont donc conçu ensemble des systèmes dits de rebours qui permettent de renvoyer l’énergie du réseau de transport à basse pression vers le réseau de distribution, où la pression est plus forte, grâce à de petits compresseurs – le coût correspondant est déjà intégré dans les chiffres que nous vous avons donnés tout à l’heure. Nous sommes actuellement en train de construire les deux premiers rebours dans l’ouest de la France, et prévoyons d’en mettre en place beaucoup d’autres, en collaboration avec les distributeurs. Ainsi, nous dessinons progressivement les réseaux qui vont permettre de collecter la production de méthane et de l’acheminer vers les sites de stockage.

J’insiste sur la nécessité de prendre dès aujourd’hui les bonnes décisions. Si le signal politique émis, c’est qu’on n’a pas besoin du biométhane et que cette énergie n’est pas une solution d’avenir, on risque de voir les infrastructures de stockage, qui sont une chance pour la transition énergétique, fermer les unes après les autres, et ce seront autant d’investissements perdus pour la collectivité. En outre, le fait d’être en mesure de stocker un tiers de la production représente une capacité décisive, sur laquelle le réseau électrique a d’ailleurs intérêt à s’adosser, notamment sous la forme de systèmes hybrides au stade de l’utilisation finale, car de telles solutions permettent de lisser l’effet de pointe que j’évoquais tout à l’heure.

M. Vincent Thiébaut. On compte de nombreux projets de biométhanisation en Alsace et, en tant que député du Bas-Rhin, je m’interroge sur le maillage de ces projets, au financement desquels l’ADEME participe largement – je crois que le Grand-Est représente actuellement 75 % des projets de biométhanisation en France. Est-il cohérent d’avoir des installations distantes les unes des autres de dix à quinze kilomètres, et ne faudrait-il pas prévoir des projets moins nombreux, mais plus importants ?

M. Édouard Sauvage. C’est ce que nous essayons de faire, notamment dans le Bas-Rhin, où Réseaux gaz naturel de Strasbourg (R-GDS) s’efforce de développer le biométhane. Cela renvoie un peu à la question que j’ai évoquée précédemment de l’optimum à trouver entre la proximité du réseau et la taille du projet, qui est aussi celle de l’équilibre à trouver pour concilier acceptabilité et efficacité.

Nous effectuons sur ce point un travail au plus près du terrain, et les équipes GRDF s’efforcent d’accompagner au mieux les porteurs de projets et de les faire bénéficier de la meilleure connaissance possible de la réalité. Tout cela a évidemment vocation à être complété par la transcription réglementaire du droit à l’injection, dont le principe a été voté par le Parlement il y a six mois, et qui va nous obliger à prouver au régulateur que chaque projet constitue bien l’aboutissement de la recherche d’un optimum économique en termes de desserte, ce qui passe par un dialogue avec les porteurs de projets et peut impliquer que deux projets se rapprochent afin de mutualiser leurs moyens, notamment pour ce qui est des réseaux – quand on peut tirer un seul tuyau au lieu de deux, c’est mieux pour tout le monde !

Cette idée de la recherche d’un optimum économique global me permet de faire la transition avec la question posée par M. le président sur la mise en œuvre concrète du basculement. L’une des difficultés de ce sujet, c’est de déterminer ce que l’on cherche à obtenir avant tout : s’agit-il de procurer un bénéfice à l’État et au contribuable, ou à l’économie en général ? S’il semble assez évident que l’efficacité énergétique profite en priorité au client, qui va consommer moins et récupérer ainsi du pouvoir d’achat

– préoccupation majeure en ce moment –, cela va également permettre d’importer moins d’énergie, ce qui est bon pour le solde commercial. Cela dit, une baisse de la consommation de gaz va également se traduire par une perte de recettes fiscales…

Certains arbitrages ont été rendus en faveur des énergies renouvelables électriques en suivant une vision uniquement budgétaire – ces énergies ne coûtent pas beaucoup plus cher que l’électricité produite par d’autres sources – alors que, pour le gaz, on n’a pas pu appliquer le même raisonnement, l’écart à combler par le contribuable étant beaucoup plus important entre, d’une part, un gaz importé coûtant deux fois et demie à trois fois moins cher que l’électricité et, d’autre part, un gaz provenant de sources renouvelables. Le débat est en fait pollué par cette question : faut-il raisonner en termes budgétaires ou en termes macroéconomiques ? Nous estimons pour notre part que la bonne approche consisterait à raisonner en termes macroéconomiques pour, au bout du compte, se demander quel est le coût global en euros par tonne de CO2 évitée, que le résultat soit obtenu au moyen d’un investissement purement privé ou complété par des investissements publics.

Pour vous donner un ordre de grandeur, la PPE prévoit 8 milliards d’euros sur le biométhane et beaucoup plus – bien plus que ne le justifierait le poids du passé, car même les engagements futurs sont très élevés – sur l’électricité. J’ai été frappé par l’écart de 30 milliards d’euros entre les deux scénarios de prix, alors que personne ne peut garantir de manière certaine quels seront les prix de marché de l’électricité dans les années qui viennent ; même si la PPE a essayé de quantifier un prix de marché du solaire et de l’éolien, il subsiste une énorme marge d’erreur en la matière, qui devrait inciter à privilégier une approche macroéconomique globale.

M. le président Julien Aubert. Si vous disposez de scénarios intégrant le coût de la tonne de CO2 évitée, qui permettraient de comparer toutes les hypothèses en tenant compte de l’intégralité des coûts, je vous invite à les communiquer à notre commission d’enquête, qui en prendra connaissance avec un grand intérêt…

Mme Laure de La Raudière. Il faut vraiment tenir compte de tous les coûts, y compris de celui du démantèlement des panneaux solaires et des éoliennes, qui n’est pas neutre !

M. le président Julien Aubert. Il est effectivement très difficile d’obtenir des informations précises sur ce point, alors qu’elles nous seraient très utiles.

M. Édouard Sauvage. Chaque acteur a beaucoup de mal à obtenir ces renseignements lorsqu’il agit isolément, du fait de l’interpénétration des différents systèmes : ainsi, il est très difficile de déterminer ce qu’un kilowattheure économisé en électricité peut rapporter en CO2, cette valeur évoluant d’ailleurs constamment. C’est pourquoi nous appelons de nos vœux un débat animé par le régulateur, les ministères et l’ADEME – cette dernière étant la plus avancée pour ce qui est des calculs en cycle de vie – où l’on pourrait tenter de faire converger les arguments des uns et des autres, afin de tenter de déterminer une fourchette raisonnable qui pourrait éclairer le politique sur les coûts, donc l’aider dans ses choix en matière énergétique. J’insiste sur le fait qu’à côté du coût budgétaire pour l’État et les collectivités locales, il y a aussi un coût macroéconomique pour la collectivité, qui n’est pas forcément le même.

Mme Laure de La Raudière. C’était précisément la question que je voulais poser… Nous avons auditionné des économistes qui nous ont vanté les énergies renouvelables électriques. Si vous en connaissez d’autres qui travaillent sur la même thématique, je vous invite à nous communiquer leurs noms, afin que nous puissions également les entendre.

M. Vincent Thiébaut. Pouvez-vous nous préciser ce qu’apporte aujourd’hui la biométhanisation aux collectivités territoriales ?

M. Édouard Sauvage. Je dirai que si les installations agricoles ne sont pas une source extraordinaire de recettes fiscales pour les collectivités, ces dernières les soutiennent tout de même…

Mme Laure de La Raudière. D’ailleurs, il y a tout de même l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER)…

M. le président Julien Aubert. Si on devait réorienter la politique actuelle, quel serait d’après vous le niveau d’investissement public ou de soutien public adéquat pour verdir la production de gaz français ? Vous nous avez indiqué dépenser des sommes assez élevées, mais peut-être cela ne suffit-il pas…

M. Thierry Trouvé. Comme l’a dit tout à l’heure Édouard Sauvage, à l’horizon 2028, la PPE prévoit un soutien aux énergies renouvelables s’élevant à environ 8 milliards d’euros. Sur cette somme, il est prévu de consacrer 700 millions d’euros au gaz ; tout le reste va à l’électricité, déjà décarbonée. En conservant la même échéance, il nous semble qu’il ne serait pas anormal de multiplier par deux ou trois l’effort consacré au gaz – ce serait d’autant moins indécent qu’il y a plus à gagner en décarbonant le gaz, puisque ce n’est plus à faire pour l’électricité.

M. le président Julien Aubert. Dans la mesure où on substitue du gaz produit en France à du gaz importé, il y a sans doute une part du coût public qui se trouve minorée, du fait de la moindre importation de gaz fossile. Si vous devez justifier ce rééquilibrage, il serait donc intéressant que vous puissiez le faire au moyen d’une analyse économique annexe qui permettrait de déterminer ce qui relève réellement du soutien public et ce qui, d’un point de vue macroéconomique, va pouvoir être récupéré par la baisse des importations.

M. Édouard Sauvage. Sur ce point, le cabinet E-CUBE Strategy Consultant a réalisé une étude que nous pourrons vous communiquer, d’où il ressort que, lorsqu’on produit du biométhane, le plus important c’est que la valeur ajoutée est 100 % européenne et très massivement française – seuls certains éléments, notamment les filtres, provenant de pays voisins. En tout état de cause, il n’y a aucune importation d’origine extracommunautaire et la quasi-totalité de la valeur ajoutée revient aux territoires. Je ne connais d’ailleurs aucun cas d’agriculteur qui, après avoir reçu des aides pour l’installation d’un méthaniseur, se serait empressé de vendre son entreprise et de s’exiler dans un paradis fiscal…

L’argent investi dans les territoires ruraux ne l’est donc jamais à fonds perdus – pour peu que l’on s’assure que les aides vont bien à des exploitations conçues sur le modèle du développement durable et sont destinées à soutenir des exploitations veillant à préserver la valeur des sols. Nous travaillons sur ces sujets avec l’INRA et le WWF, afin de nous assurer que les sommes investies ont bien vocation à s’intégrer dans un cycle du carbone et de l’azote respectueux des sols.

D’un point de vue macroéconomique, le retour est globalement positif si on tient compte des émissions de carbone évitées et de l’amélioration de la balance commerciale. Quant à la contrainte budgétaire, dont on ne peut faire abstraction, elle doit s’apprécier en prenant en considération l’effet de levier produit par l’action de l’État sur la richesse créée. Par exemple, si le remplacement d’une chaudière est probablement l’une des mesures les plus efficaces en termes de bilan carbone, à très court terme, une telle opération va de facto se traduire par une baisse des recettes fiscales – exception faite de la TVA perçue lors de l’achat. L’équation macroéconomique et l’équation budgétaire ne sont donc pas forcément équivalentes, à moins d’avoir une vision keynésienne des choses selon laquelle la valeur ajoutée finira bien par être récupérée, puisqu’elle va à des acteurs implantés sur le territoire… C’est bien ce qui ressort de l’étude réalisée par E-CUBE, étant précisé que dans d’autres filières, la valeur ajoutée n’est jamais 100 % locale, comme elle peut l’être dans le cas de la méthanisation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si je comprends bien, vous ne prônez pas du tout une vision mono-énergie, mais préconisez de recourir à la bonne énergie, au bon moment, au bon endroit et au bon prix. Je parle de la bonne énergie parce que, selon les usages et les besoins, telle ou telle source d’énergie produira de meilleurs résultats. Ainsi, en Espagne, on observe un pic de consommation en été en raison de la nécessité de lutter contre la chaleur – il n’est pas exclu que ce soit le cas un jour chez nous : c’est donc à ce moment qu’il est le plus intéressant de faire appel au solaire. En France, le pic se situe plutôt en hiver, où nous dépendons du parc de chauffage électrique.

Pour ce qui est de la notion de bon endroit, on ne peut pas considérer que le marché est complètement uniforme : il me semble que, même si le réseau européen fonctionne bien, nous restons dans une logique de circuit court de l’énergie – vous pourrez éventuellement nous le confirmer.

Enfin, en ce qui concerne le bon prix au bon moment, on se souvient de l’offre Tempo d’EDF, qui prévoyait des prix différents en fonction des différents moments de l’année, auxquels correspondaient des besoins plus ou moins importants. Beaucoup trop complexe, ce dispositif n’a finalement jamais vraiment pris auprès des consommateurs. Selon vous, serait-il opportun de réfléchir à un système similaire, mais mieux conçu, afin de tenter de gagner en efficacité sur l’adaptation du prix au moment où il est appliqué ?

M. Édouard Sauvage. Je regrette que nous n’ayons pas eu l’occasion d’aborder davantage l’aspect sociétal des choses au cours de cette audition, car c’est un aspect qui joue souvent un rôle clé pour la mise en œuvre réussie d’un dispositif. Tout le monde s’accorde à reconnaître que la voie la plus soutenable est celle de l’efficacité et de la frugalité énergétiques. Or, selon l’ADEME, un grand nombre de rénovations énergétiques réalisées n’améliorent pas la classe énergétique des bâtiments rénovés, ce qui est paradoxal ; par ailleurs, des sondages ont montré que, pour la plupart des Français, on rénove surtout pour se faire plaisir, pour l’agrément ; économiser l’énergie, ce n’est pas leur souci, c’est celui des pouvoirs publics. Du coup, ils ne s’engagent dans de telles opérations que lorsqu’il existe des dispositifs incitatifs, sous la forme de subventions ou d’avantages fiscaux.

Cette façon de penser est très paradoxale, car le premier bénéficiaire d’une diminution de la consommation d’énergie est bien l’occupant du logement concerné ! Il s’agit là d’une problématique majeure en termes d’acceptabilité des projets de renouvelables, et il y a indéniablement un travail à faire pour améliorer l’appropriation par l’ensemble de la société de l’intérêt de la frugalité – je crois que cela fait partie des premières restitutions du Grand débat, que je n’ai pas eu le temps d’examiner dans le détail –, une frugalité envisagée dans son acception environnementale la plus large, et dont la frugalité énergétique n’est qu’une des composantes. Dans ce domaine, les choses s’améliorent, et il n’est pas exclu que, dans un futur plus ou moins proche, on puisse avoir une approche plus efficace, ce qui permettrait aux aides de produire un effet de levier beaucoup plus puissant.

Enfin, pour ce qui est de la réallocation des moyens qui a été évoquée, au-delà des moyens eux-mêmes, la stabilité des dispositifs est essentielle. Quand vous avez un crédit d’impôt transition énergétique qui fait l’objet de modifications incessantes – chaque année, on supprime ci ou ça, on baisse tel ou tel taux, et les textes d’application des lois ayant vocation à préciser les choses mettent des mois à être publiés –, on aboutit à un système qui est le pire qu’on puisse imaginer. En effet, face à une telle incertitude, les seuls à se lancer dans la réalisation d’un tel projet sont ceux qui n’avaient pas réellement besoin de l’aide, puisqu’ils ne savaient pas cela leur rapporterait… Au final, vous vous retrouvez dans un système doublement pervers, puisqu’on dépense l’argent du contribuable sans aucun effet incitatif !

La stabilité des politiques d’incitation est primordiale pour que les acteurs concernés s’engagent. Cela vaut pour la méthanisation, où la production de gaz issu de cette filière coûte aujourd’hui 90 euros le mégawattheure : les prix vont baisser régulièrement, mais seulement à condition que les acteurs de la filière puissent compter sur une certaine stabilité des règles du jeu. Le stop and go qu’ils ont connu au cours des dernières années – notamment quand on leur a imposé de diminuer leurs coûts de production d’un tiers en trois ans –, ne peut que favoriser la multiplication à court terme de projets de qualité médiocre et réalisés dans de mauvaises conditions, donc voués à l’échec. Il faut s’adresser aux acteurs de la filière en les considérant comme les industriels responsables qu’ils sont, et en leur permettant de disposer d’une visibilité grâce à laquelle ils seront en mesure de s’améliorer progressivement.

M. Thierry Trouvé. J’espère que vous n’avez pas retenu de notre intervention que nous plaidons pour gazéifier toute l’économie française… Pour nous, l’idée de complémentarité entre le gaz, l’électricité, mais aussi la chaleur, est essentielle.

À terme, notre vision de la décarbonation correspond d’ailleurs à un mix comprenant moins de gaz et davantage d’électricité. En effet, le gaz porte ses économies en lui-même, puisque la mesure la plus efficace consiste à changer les anciennes chaudières, ce qui permet de réaliser immédiatement 30 % d’économie en termes de consommation d’énergie. Nous prévoyons donc peu de nouveaux usages du gaz – ils ne sont actuellement envisagés que dans le secteur des transports –, mais plutôt une baisse de la consommation, alors que les usages de l’électricité seront certainement amenés à se multiplier dans les années qui viennent. Ainsi, l’équilibre entre le gaz et l’électricité devrait se déformer un peu, pour rejoindre une vision actuellement défendue au niveau européen. Jeter le gaz avec l’eau du bain serait une grave erreur ! Si nous voulons décarboner l’économie, nous devons d’abord nous demander quel est le chemin le moins cher pour y parvenir. Pour cela, il faut se référer à cet indicateur qu’est le prix de la tonne de CO2 évitée, ce qui doit logiquement nous conduire à la conclusion selon laquelle c’est le gaz qui constitue la solution à retenir.

M. le président Julien Aubert. Messieurs, je vous remercie d’avoir éclairé notre commission d’enquête. Vous avez fourni au rapporteur spécial du budget de l’énergie que je suis un excellent indicateur pour mesurer l’effet d’aubaine, lorsque nous avez expliqué qu’en raison de l’instabilité du crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE), seules les personnes n’en ayant pas besoin y avaient recours : cela va me permettre de chiffrer assez précisément ce que cet effet d’aubaine nous a coûté.

Je vous suis reconnaissant d’avoir su exposer avec clarté vos deux points de vue et de nous avoir également fourni des clés méthodologiques. Nous sommes preneurs des éléments d’information que vous voudrez bien nous communiquer au sujet du prix de la tonne de CO2 évitée et de la façon de l’inclure dans le raisonnement sur l’évolution des coûts, ainsi que sur les moyens qui pourraient être mis en œuvre pour réorienter gaz et électricité de façon à réconcilier la vision budgétaire – en la matière, celle de Bercy n’est pas toujours très claire – et la vision macroéconomique, qui est celle qui nous intéresse prioritairement : tant il est vrai que le budget de demain, c’est l’économie d’aujourd’hui.

L’audition s’achève à douze heures quarante-cinq.

*

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)

L’audition débute à dix-sept heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Pour la reprise de notre journée d’audition, je suis particulièrement heureux d’accueillir des magistrats de la Cour des comptes, Mme Catherine de Kersauson, présidente de la 2e chambre, et M. Éric Allain, président de section. Je précise à l’attention de mes collègues que chaque chambre comporte plusieurs sections.

Depuis l’année dernière, le champ d’investigation de la deuxième chambre porte sur l’énergie, les transports, les télécommunications, l’agriculture, la mer et l’environnement. Bien évidemment, la Cour des comptes n’a pas manqué de porter un regard vigilant sur la politique de développement des énergies renouvelables (EnR), avec la publication d’un rapport thématique en juillet 2013 et d’un rapport d’évaluation consacré aux certificats d’économies d’énergie (CEE) en octobre de la même année.

S’agissant d’une commission d’enquête portant sur l’acceptabilité sociale et la transparence du financement de la transition énergétique, il était évidemment logique de demander à la principale institution chargée de l’usage des deniers publics son avis sur les politiques susmentionnées.

Plus récemment, à la demande de nos collègues sénateurs de la commission des finances, la Cour des comptes a publié en mars 2018 une communication sur le pilotage global de la politique de soutien au développement des énergies renouvelables, en lien avec les évolutions résultant de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTE) et le premier exercice de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Cette communication s’articule autour de constats, en particulier sur le double objectif de la stratégie de développement des énergies renouvelables, à la fois au titre du changement climatique et en vue de la réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité, sur la part des décisions du passé dans les charges assumées et sur la part de celles relatives aux EnR électriques. Peut-être en profiterez-vous pour nous rappeler des éléments chiffrés, éventuellement actualisés.

Cette communication formule également des propositions en termes de transparence et de bonnes pratiques dans la mise en œuvre du soutien aux EnR. Néanmoins, le contexte dans lequel s’inscrivent ces propositions a évolué en ce qui concerne la trajectoire d’augmentation de la composante carbone et de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques, qui a rencontré la jacquerie fiscale que l’on connaît.

Nous allons, Mme la présidente, vous écouter au titre d’un exposé liminaire de quinze minutes, qui sera suivi d’un échange de questions-réponses.

Il existe normalement, lors de toute audition par une commission d’enquête, une formule particulière pour prêter serment de « dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité ». Néanmoins, à l’occasion de l’audition d’un membre de la Cour des comptes par une commission d’enquête, la question relative au serment a été posée s’agissant de l’audition de votre collègue M. Christian Descheemaeker, qui avait dûment invoqué le fait qu’étant magistrat assermenté, il n’y avait pas lieu de lui faire prêter serment. Le bureau de la commission n’ayant pas été préalablement consulté sur ce point, le président de ladite commission d’enquête, M. Daniel Goldberg, avait alors estimé qu’il n’était effectivement pas nécessaire de soumettre ce magistrat financier à l’obligation du serment, ce qui n’avait fait l’objet d’aucune remarque de la part des députés présents. Cette pratique a par la suite été confirmée, lors de l’audition conjointe de trois membres de la Cour des comptes par une commission d’enquête sur les tarifs de l’électricité, dont le président, M. Hervé Gaymard, avait spontanément décidé de l’exemption de serment, en usant d’arguments similaires. Considérant mon origine professionnelle et la jurisprudence qui fait date, vous comprendrez, mes chers collègues, que j’assume le fait de poursuivre cette tradition consistant à ne pas demander aux magistrats assermentés de prêter serment devant la commission d’enquête. Je rappelle en effet qu’au moment de leur installation, les magistrats font le serment de respecter loyalement la collégialité que vous représentez aujourd’hui.

Madame la présidente, vous avez la parole pour quinze minutes. Nous vous écoutons.

Mme Catherine de Kersauson, présidente de la 2e chambre de la Cour des comptes. Monsieur le président, madame la rapporteure, mesdames et messieurs les députés, vous avez, par une lettre du 26 mars 2019 adressée au premier président de la Cour des comptes, souhaité que des représentants de la Cour puissent vous présenter « les principales observations et recommandations relatives au pilotage global de la politique de soutien aux énergies renouvelables, telles qu’elles ressortent des vérifications et délibérations conduites par la Cour des comptes ». Le premier président a souhaité que je le représente, accompagnée d’Éric Allain, président de la section « Énergie », qui m’assistera pour répondre à vos questions.

Durant la période récente, la Cour a publié plusieurs rapports traitant des questions qui intéressent votre commission d’enquête. Le 16 mars 2018, elle a ainsi remis au président de la commission des finances du Sénat un rapport relatif au soutien aux énergies renouvelables, qui lui avait été demandé en décembre 2016 et porte sur la période 2013-2017. Ce rapport effectue la synthèse de trois contrôles réalisés en 2017, portant l’un sur le soutien aux énergies électriques, l’autre sur le soutien aux EnR chaleur et le troisième sur le soutien à la filière des EnR électriques. Par ailleurs, les notes d’exécution budgétaire relatives au compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique », ainsi qu’à la mission « Écologie, développement et mobilité durable » et en particulier au programme 345 « Service public de l’énergie » complètent et actualisent certains des éléments figurant dans le rapport de mars 2018.

Je souhaite également vous signaler le référé du premier président du 22 décembre 2017 relatif à l’évaluation de la mise en œuvre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), qui a occupé une partie de vos auditions et a été adressé au ministre de la transition écologique et solidaire et au ministre de l’économie et des finances, ces derniers y ayant répondu conjointement le 14 mars 2018.

La Cour a en outre effectué en octobre 2013 une communication au Premier ministre sur les certificats d’économies d’énergie, qui a fait l’objet d’un suivi dans le cadre d’une insertion au rapport public annuel de 2016.

J’ajoute que la Cour assure un suivi annuel de ses recommandations, dont le résultat est synthétisé chaque année dans le rapport public annuel. Les résultats les plus récents de ce suivi pourront également nourrir les réponses à vos questions éventuelles.

Je vous signale également d’autres rapports de la Cour susceptibles d’éclairer vos travaux : le rapport préparé par la cinquième chambre et remis à la commission des finances de l’Assemblée nationale en mars 2019 sur les dépenses fiscales en faveur du logement, ou encore le rapport de la cinquième chambre de la Cour remis à la commission des finances du Sénat en février 2018 sur le programme « Habiter mieux » de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH). Citons également, parmi les travaux les plus récents, une insertion au rapport public annuel de 2018 relative à Linky et aux autres compteurs communicants.

Permettez-moi deux remarques liminaires. Je tiens tout d’abord à préciser que la Cour ne peut s’exprimer que sur des sujets qu’elle a instruits complètement, après avoir mené à son terme la procédure contradictoire avec les organismes relevant de son champ de compétences. Par ailleurs, la date de nos publications sur le sujet particulier intéressant votre commission d’enquête est un élément tout à fait important s’agissant d’un contexte très évolutif. Certains de nos travaux demandent ainsi à être actualisés.

Je vais, à partir du rapport de mars 2018 et des notes d’exécution budgétaire précédemment mentionnées, essayer de répondre aux interrogations de votre commission sur les objectifs, l’impact économique et industriel et le financement des énergies renouvelables.

Concernant les objectifs poursuivis par la politique énergétique, notre rapport de mars 2018 sur le soutien aux EnR avait mis en évidence le retard persistant, déjà documenté dans le rapport précédent de 2013, entre les objectifs assignés par la loi de transition énergétique pour la croissance verte et la place des EnR dans le mix énergétique. Il a également mis en lumière la non-compatibilité entre l’objectif et la trajectoire de développement des EnR de 32 % de la consommation brute d’énergie en 2030, arrêtée en 2016, et l’objectif de réduction de la part du nucléaire à 50 % dans le mix électrique en 2025. La Cour constatait dans ce rapport que l’objectif premier de la politique énergétique ainsi tracée était de réduire la place du nucléaire dans le mix énergétique plutôt que de lutter contre le réchauffement climatique, dans la mesure où les deux objectifs assignés ne réduisent pas les émissions de gaz à effet de serre. Pour y contribuer, la politique énergétique aurait dû se concentrer sur les EnR thermiques en substitution principalement des énergies fossiles, fortement émettrices de dioxyde de carbone.

La Cour a en outre, dans son rapport de mars 2018 sur les EnR, cherché à apprécier l’impact économique et industriel des énergies renouvelables. Son appréciation est la suivante : faute d’avoir établi une stratégie claire et des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a en définitive peu profité du développement des EnR. Constatant que la France, contrairement à d’autres États européens, n’était pas parvenue à se doter de champions dans ce secteur, la Cour exprimait diverses recommandations. Elle préconisait ainsi, à l’occasion de la révision de la PPE prévue initialement en 2018, mais intervenant de fait en 2019, de définir une stratégie énergétique cohérente entre les objectifs de production d’énergies renouvelables électriques et l’objectif de réduction de la part de l’énergie nucléaire dans le mix, et de clarifier les objectifs industriels français associés au développement des EnR. Il est difficile d’apprécier à ce stade la suite donnée à cette double recommandation, la PPE n’étant à ce jour qu’un projet dont l’adoption ne pourra intervenir avant la discussion et l’adoption de la petite loi sur la transition énergétique, dont le projet sera prochainement présenté par le Gouvernement.

Concernant les modalités, la maîtrise et la transparence des financements des politiques de transition énergétique, je rappellerai en introduction quelques éléments clés sur les différentes modalités de soutien par l’État et leur répartition. Le coût budgétaire du soutien est nettement en faveur des EnR électriques, dans un rapport de 1 à 10 environ. Les modes de soutien sont différents, fondés sur des subventions à l’investissement et des dispositifs fiscaux pour le thermique : je pense au fonds chaleur pour les subventions à l’investissement et, pour les dispositifs fiscaux, au crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE) et au taux réduit de TVA. Pour l’électrique, les soutiens sont basés sur des subventions d’exploitation, sous la forme de compensations et d’obligations d’achat visant à garantir un niveau de prix aux producteurs, l’État prenant à sa charge le risque pris. Le soutien à la production d’EnR électriques est désormais alloué après appel d’offres. Les soutiens aux EnR sont, depuis 2015, financés par le contribuable et retracés dans deux supports budgétaires. Le premier est le compte d’affectation spéciale « transition énergétique », financé en recette par une partie de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), qui assure le financement du soutien aux EnR électriques et au biométhane, des charges liées au remboursement aux opérateurs du déficit de compensation de leur charge de service public de l’électricité cumulé au 31 décembre 2015 et des charges d’effacement de consommation. Le second instrument est le programme 345 « Service public de l’énergie », qui finance notamment les intérêts de la dette auprès des opérateurs, les dispositifs propres aux zones non interconnectées, le chèque énergie, le budget du médiateur de l’électricité et quelques autres éléments.

Le rapport de la Cour des comptes de mars 2018 sur les EnR et l’examen de l’exécution du budget de l’État ont conduit à formuler des observations et recommandations à l’adresse des pouvoirs publics. Le premier constat est celui d’une forte dynamique des dépenses publiques de soutien aux EnR, avec 5,3 milliards d’euros en 2016 et une projection pour 2023 estimée à l’époque à 7,5 milliards d’euros. La Cour notait également une forte concentration sur le soutien aux EnR électriques, avec 4,4 milliards d’euros sur 5,3 milliards d’euros en 2016. La Cour soulignait en outre le poids des engagements passés, les charges contractées avant 2011 représentant environ deux tiers du volume de soutien annuel en 2017. Elle relevait également la disproportion entre certains montants de soutien et la contribution aux objectifs de développement des EnR, notamment pour le photovoltaïque et l’éolien offshore. Ce déséquilibre en faveur du soutien aux EnR électriques était rappelé dans ce rapport, de même que les insuffisances du dispositif de connaissance des coûts de production. Le rapport de la Cour pointait enfin, parmi les trois principaux vecteurs de soutien public aux EnR – le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE), le Fonds chaleur et la compensation des charges de service public – la place particulière de cette compensation récemment mise à la charge du contribuable et dont les dynamiques sont imparfaitement retracées dans le CAS et le programme 345.

Nous en tirions les recommandations suivantes : il importait tout d’abord selon nous de renforcer l’efficacité et l’efficience du soutien au développement des EnR par un net renforcement de la transparence quant aux déterminants des choix opérés et par une meilleure association du Parlement à la définition des objectifs de développement des EnR et des volumes financiers de soutien aux EnR. À cet égard, si la création du compte d’affectation spéciale transition énergétique a constitué un progrès, ceci ne permet pas de faire apparaître l’ensemble des coûts de long terme et se limite à donner une vision annuelle, si bien que le Parlement n’est pas en situation de se prononcer sur les nouveaux engagements, ni d’apprécier la dynamique d’évolution des charges du fait des engagements passés ou nouveaux. La Cour préconisait également de publier le calcul des coûts de production et des prix actuels et prévisionnels de l’ensemble du mix énergétique programmé dans la PPE et de l’utiliser pour contenir le volume des soutiens publics associés aux objectifs de la politique énergétique à court, moyen et long terme. La Cour recommandait de créer, à l’image du Conseil d’orientation des retraites (COR) et en remplacement d’autres instances existantes, un comité chargé d’éclairer les choix gouvernementaux relatifs à l’avenir de la politique de l’énergie : cette instance de pilotage interministérielle serait placée auprès du premier ministre, considérant que la conduite de la politique de soutien aux EnR s’appuyait presque exclusivement sur la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et justifierait un dialogue interministériel renforcé.

À notre connaissance, les suites données à ces recommandations sont les suivantes. Sur le premier point visant à mieux associer le Parlement, la Cour a, dans le cadre de ses travaux sur l’exécution budgétaire, été amenée à préciser ses critiques sur l’absence de transparence et les pistes pour y remédier. Nous constatons que l’information du Parlement sur le fonctionnement du dispositif de compensation de charges du service public de l’énergie reste incomplète : en effet, le rapport annuel de performances (RAP) 2017 mentionne l’existence de charges à compenser et le projet annuel de performances (PAP) 2019, même s’il apporte des informations un peu plus détaillées sur le chaînage, ne détaille pas la répartition des paiements entre exercices.

Concernant la publication des coûts, de leurs modalités de calcul et de la mise en transparence des engagements de long terme, la Cour constate que la situation n’a pas évolué : les travaux conduits par les instances administratives ne sont pas publics et n’associent pas le Parlement, en dépit de la nomination au sein du comité de gestion des charges du service public de l’électricité d’un représentant de l’Assemblée nationale.

Pour ce qui est de la gouvernance, de l’instauration d’une instance analogue au COR et du renforcement du pilotage interministériel, la Cour ne dispose pas formellement d’éléments permettant d’établir que ses recommandations ont été suivies. A été ajouté aux instances existantes un Haut conseil pour le climat, composé de treize experts, qui ne remplit pas exactement les missions attendues d’un conseil d’orientation de l’énergie, de par sa composition, mais aussi sa mission, qui est centrée sur la lutte contre le réchauffement climatique et n’embrasse donc pas toutes les composantes d’une politique en faveur des EnR.

M. le président Julien Aubert. Merci, madame la présidente. Je vais céder la parole à Mme la rapporteure.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour vos propos. Pourriez-vous tout d’abord nous faire part de vos recommandations relativement au dispositif des CEE ?

M. Éric Allain, président de la section « Énergie » de la Cour des comptes. Je souhaite rappeler en préambule que les investigations de la Cour sur ce sujet sont relativement anciennes, puisqu’elles ont fait l’objet d’une insertion au rapport public annuel de 2013 et d’un suivi en 2016. Il ne m’est pas interdit de vous indiquer que nous envisageons de revenir assez rapidement sur cette question. Toutefois, en l’état actuel des constats et recommandations de la Cour, les dernières données remontent à 2016. Les constats effectués en 2013 et ayant fait l’objet d’un suivi en 2016 pointaient les insuffisances des modalités de contrôle et d’évaluation de ce dispositif, qui donnaient matière à un certain nombre de dérives de la part des éligibles ou des obligés et conduisaient à ce que le dispositif ne garantisse pas l’atteinte des objectifs assignés. Nous avions à cet égard formulé plusieurs recommandations, dont le dernier suivi ne permet pas de penser que la situation a grandement progressé.

Concernant les études sur les économies réellement obtenues grâce aux CEE, nous avions formulé, en 2013 comme en 2016, la recommandation qu’elles soient rendues obligatoires ; or ceci n’a toujours pas été mis en œuvre. Nous savons, comme vous, qu’une évaluation a été lancée par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) à l’automne 2018, dont les résultats ne sont, me semble-t-il, pas encore disponibles. Ceci ne répond toutefois pas formellement à la recommandation visant à rendre ces études obligatoires.

Il était également préconisé d’engager des contrôles a posteriori par sondage, qui n’avaient toujours pas été mis en œuvre en 2016, et de développer des procédures de contrôle a posteriori sur les justifications d’attribution de certificats. Nous avons constaté en 2016 que les contrôles restaient quantitativement insuffisants. Concernant les contrôles a posteriori sur les justifications d’attribution des certificats, nous avons observé en 2017 que le dispositif législatif et organisationnel avait été complété et apparaissait formellement mis en œuvre ; reste à vérifier qu’il l’est effectivement, ce qui est une autre question. En tout état de cause, les éléments réglementaires ont été développés, suite à la recommandation de la Cour.

Je n’entrerai pas, sauf si vous le souhaitez, dans le détail des quelque douze recommandations formulées et de leur suivi, dans la mesure notamment où, comme signalé précédemment, nous ne disposons pas, pour certaines d’entre elles, d’informations actualisées à date. Certaines ont en outre un caractère relativement technique. Il nous paraît en tout cas nécessaire, compte tenu de l’importance et de l’originalité de ce dispositif, qu’il fasse l’objet d’un réexamen de la part de la Cour, ce qui est a priori prévu dans le cadre de la programmation de nos travaux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. La notion de plancher pour les CEE figurait-elle dans vos recommandations ? Si la notion de plafond vient avec la pénalité à laquelle sont soumis les obligés, la question d’un plancher pour éviter que le prix des CEE ne baisse trop et risque de mettre à mal le système est souvent évoquée : cet aspect était-il abordé dans vos préconisations ?

M. Éric Allain. Non, ceci ne faisait pas partie des recommandations initiales de la Cour des comptes.