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

Total étant un groupe mondial, sa stratégie l’est tout autant. En matière de carbone, son enjeu est de limiter les émissions à l’échelle de la planète et non d’un seul pays. Le groupe prend en compte les besoins de ses clients dans chacun des 130 pays où il opère. Nous intégrons bien entendu les objectifs de réduction des émissions de CO2 fixés par les États lors de la conférence internationale de 2015 sur le climat, soit 35 milliards de tonnes de CO2 émises à un horizon de vingt ans, à comparer aux 35 milliards de tonnes émises en 2010 et aux 75 milliards de tonnes qui seraient émises en 2035 si les tendances actuelles n’étaient pas inversées.

Nous prenons également en compte les scénarios de mix énergétique susceptibles d’atteindre ces objectifs. Les scénarios à faible émission de carbone publiés par les experts – par exemple, le sustainable development scenario de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) – font ressortir trois enseignements incontournables. Tout d’abord, nous devrons déployer une efficacité énergétique considérable pour maintenir une consommation d’énergie stable, tout en satisfaisant les besoins d’une population en croissance. Nous devrons ensuite développer des énergies renouvelables non émettrices de CO2. Enfin, nous devrons faire évoluer le mix d’énergies fossiles vers le gaz, lequel est deux fois moins émetteur de CO2 que le charbon. Ajoutons que la captation d’une partie, même limitée, des émissions de CO2 constituera un besoin incontournable à l’horizon de 2035.

Total est pleinement convaincu qu’il doit prendre en compte ces trois axes. N’oublions pas, pour autant, que le mix énergétique de ces scénarios correspond à une évolution et non à une révolution. Cette évolution n’a rien de facile. Elle implique des efforts gigantesques de développement de nouvelles technologies ainsi que de construction d’infrastructures de production, de transformation et de transport d’énergie. Cette évolution est nécessairement progressive. Selon les scénarios précités, la part des énergies renouvelables de dernière génération – solaire et éolien – passerait de 2 % à seulement 11 % du mix mondial à un horizon de 20 ans. La part de la biomasse moderne, principalement des biocarburants, passerait de 5 % à 9 % du mix mondial à l’horizon de 2035-2040. Les biocarburants ne font certes pas l’unanimité, mais permettent de réduire les émissions de CO2. Quant à la part de l’hydroélectricité, elle passerait de 3 % à 4 % à la même échéance, le nombre de sites pouvant accueillir des équipements de production hydraulique étant limité sur la planète. À l’échelle mondiale, la part du nucléaire passerait de 5 % à 9 %. Pour en venir aux énergies fossiles, la part du charbon devrait se contracter fortement, passant de 27 % à 15 % du mix mondial. Le pétrole devrait également diminuer, sa part passant de 32 % à 26 % du mix mondial. Enfin, la part du gaz devrait croître, pour passer de 22 % à 25 % du mix mondial.

En tant qu’acteur responsable, Total continue de développer un mix vertueux. Nous avons mis fin à notre activité de charbon dès 2015. Nous croyons à la nécessité des énergies renouvelables, mais aussi à une part accrue du gaz, à une efficacité énergétique renforcée et à des puits de carbone plus nombreux. Cependant, ne demandez pas à Total de cesser son activité pétrolière ! La planète aura encore besoin de pétrole pendant des décennies. Si des acteurs, tels que Total, cessaient de produire du pétrole, le prix du carburant à la pompe connaîtrait une flambée.

J’en viens aux actions menées par Total en matière de transition énergétique. Notre premier axe, peut-être le plus important à nos yeux, est le combat contre le charbon au profit d’une électricité faiblement émissive de CO2, issue du gaz ou d’énergies renouvelables. Pour réduire rapidement les émissions de gaz à effet de serre, il nous paraît prioritaire de restreindre l’usage du charbon. Celui-ci constitue aujourd’hui la première source mondiale d’électricité, mais aussi la principale source d’émissions de CO2 du secteur énergétique. Il peut être remplacé par du gaz ou des énergies renouvelables. Certes, le gaz est une énergie fossile. Il est toutefois deux fois moins émissif de CO2 que le charbon lorsqu’il est utilisé pour la génération électrique.

Total est favorable à un prix du carbone qui envoie un signal incitatif aux utilisateurs. Sur la planète, le charbon est souvent moins coûteux que le gaz. Cesser d’y recourir aura un coût économique et social. Nous sommes favorables à un signal économique qui accélérerait l’abandon ou le déclin du charbon via un prix du carbone. Un « signal prix » de 20 dollars la tonne de CO2, relativement raisonnable, suffit à susciter un basculement du charbon vers le gaz dans la production d’électricité. C’est le moyen le moins coûteux et le plus rapide de réduire massivement les émissions de CO2, d’autant que des centrales à cycle combiné gaz existent mais ne sont pas utilisées à plein, à la différence des centrales à charbon. Un signal prix ad hoc permettrait donc de réduire considérablement les émissions de carbone. Nous en avons fait le constat en Europe, notamment au Royaume-Uni mais aussi aux États-Unis, et pourrions assister au même phénomène dans d’autres pays, en particulier en Allemagne.

Un signal-prix de 20 dollars supplémentaires par tonne de CO2 provoquerait une transition vers les énergies renouvelables, notamment le solaire et l’éolien. Ce serait certes plus coûteux, et ces énergies présentent une contrainte d’intermittence. Enfin, un signal-prix cinq fois plus élevé serait nécessaire pour provoquer un basculement du charbon vers le solaire ou l’éolien couplé à des batteries, ce qui permettrait de s’affranchir du problème de l’intermittence. Le combat contre le charbon est donc essentiel, et nous le menons dans tous les pays où nous intervenons, depuis l’Europe jusqu’à la Chine, en passant par le Japon, la Corée, l’Inde et l’Afrique.

Passons au deuxième axe grâce auquel nous entendons gagner en efficacité et rendre un meilleur service à nos clients. Nous souhaitons leur apporter nous-mêmes et directement l’énergie et les services dont ils ont besoin. L’Europe et la France fournissent la meilleure illustration de la manière dont nous voulons intégrer, sur toute la chaîne, la production d’énergies faiblement émissives en carbone. En France par exemple, nous avons entrepris d’intégrer ces activités jusqu’aux clients finaux, tout au long de la chaîne du gaz, jusqu’à l’électricité. Nous sommes conscients que nos clients consommeront une part croissante d’énergie sous forme d’électricité, celle-ci étant d’un usage facile et évitant toute pollution locale. L’électricité fait indéniablement partie de nos activités de base. Aujourd’hui, Total compte quelque 5 millions de clients en gaz et électricité en Europe. Pour la seule France, nous visons en la matière une part de marché de 15 % à un horizon de cinq ans, correspondant à 6 millions de clients résidentiels.

Nous souhaitons produire une part croissante de l’électricité que nous commercialisons, en nous limitant strictement à une électricité faiblement émissive en carbone et en excluant le nucléaire. Nous entendons ainsi ne produire de l’électricité qu’à partir de gaz et de sources renouvelables, solaires, éoliennes et hydrauliques. Nous disposons de quatre centrales à cycle combiné gaz en Europe de l’Ouest, pour une capacité de 1,6 gigawatt (GW). Nous gagnerons deux centrales supplémentaires lorsque l’accord de cession entre Uniper et EPH sera finalisé, pour une capacité de 800 mégawatts (MW). Nous avons entrepris la construction d’une centrale à Landivisiau, à hauteur de 400 MW, qui aidera à sécuriser l’approvisionnement électrique de la Bretagne. Nous disposons également d’une base de production d’électricité renouvelable.

Notre aventure dans le solaire a commencé il y a quarante ans avec la production de panneaux photovoltaïques et l’alimentation en électricité solaire de villages africains non connectés au réseau. Nous avons considérablement accéléré cette dynamique en 2011 en acquérant une part majoritaire du capital de l’équipementier américain SunPower. Ce dernier était alors l’un des leaders des cellules et des panneaux solaires, mais avait été fragilisé par la réduction des soutiens publics aux énergies renouvelables postérieure à la crise de 2009. Il nous semblait important d’être un fabricant de cellules photovoltaïques pour contribuer à une baisse des coûts de cette technologie et assurer son succès. Les résultats ont été probants sur la chaîne photovoltaïque, puisque les coûts y ont été divisés par dix. La compétitivité de l’énergie solaire est désormais assurée.

Dans les années 2015-2016, nous avons affirmé notre ambition de devenir un producteur d’électricité solaire, au-delà d’un fabricant de cellules et de panneaux photovoltaïques. Afin d’accélérer l’essor de la production d’électricité renouvelable, solaire et éolienne, nous avons décidé de créer l’entité Total Solar et de développer, en partenariat, la société Eren, devenue Total Eren. Depuis notre rachat de Direct Énergie en 2018, nous avons intégré au sein du groupe les activités de la société Quadran. Grâce à cette dernière, nous disposons en France d’une capacité combinée – éolien terrestre et photovoltaïque – de quelque 700 MW. À l’échelle mondiale, nous visons une puissance de 7 GW en solaire et éolien terrestre à un horizon de cinq ans. L’éolien marin s’y ajoutera.

L’éolien marin constitue d’ailleurs notre troisième axe de développement. Nous avons appréhendé ce domaine avec des doutes manifestes durant de nombreuses années. En effet, les coûts de construction et d’entretien de ces infrastructures nous paraissaient prohibitifs. Nous n’envisagions pas de solliciter des subventions au niveau élevé qui était requis pour développer ces projets. Depuis, les technologies ont évolué. Nous sommes convaincus qu’elles permettent désormais de développer des projets d’éolien marin à un coût compétitif. C’est ainsi que nous avons remis récemment une offre conjointe avec Orsted – groupe danois qui occupe la première place mondiale de l’éolien marin avec 30 % de parts de marché – ainsi qu’avec le belge Elicio, pour le projet de parc éolien en mer au large de Dunkerque. En parallèle, nous étudions l’installation d’une batterie de grande puissance – 25 MW – à proximité du site, afin de contribuer à l’équilibre du réseau électrique.

Ceci nous conduit à notre quatrième axe, les batteries. L’intermittence des énergies renouvelables telles que le solaire et l’éolien prend une importance croissante à mesure que croît la part d’électricité produite à partir de ces sources. L’intermittence n’est pas problématique lorsque 5 % du mix électrique sont produits à partir de solaire et d’éolien, mais le devient véritablement si l’on entend porter cette proportion à 30 % ou 40 %.

Il existe aujourd’hui trois solutions économiquement envisageables pour pallier cette intermittence, le gaz au premier chef. Ainsi, les centrales à cycle combiné gaz permettent de compenser presque en temps réel les variations des énergies renouvelables. La deuxième solution est hydraulique. Les stations de transfert d’énergie par pompage permettent en effet de pomper et stocker de l’eau pendant la journée, puis de la turbiner pour produire de l’électricité durant la nuit. Ce moyen est néanmoins limité par la disponibilité des sites. La troisième solution réside dans les batteries. Total a souhaité devenir un acteur industriel dans ce domaine. C’est pourquoi, en 2016, il a acquis Saft, leader des batteries de spécialité pour l’espace, la défense et les télécommunications.

Lorsque nous en avons fait l’acquisition, Saft était peu présent dans le stockage d’énergie stationnaire. Nous avons souhaité développer activement ce domaine. Nous y visons aujourd’hui deux priorités. La première est un programme de recherche et développement dans le domaine des batteries lithium-ion à électrolyte solide, que nous menons avec des partenaires européens tels que Solvay, BASF, Siemens et Umicore. Ce programme vise à commercialiser, aux environs de 2025, des batteries plus sûres et plus denses en énergie, assurant une autonomie accrue. La deuxième priorité est d’améliorer encore la technologie actuelle des batteries lithium-ion à base d’électrolyte liquide, pour en accroître la sécurité et la densité, tout en réduisant leur coût autant que possible. À cet effet, nous avons créé une joint-venture en Chine avec la société Tianneng. Elle nous donne accès à un outil de grande capacité – soit 2 gigawattheures (GWh) de capacité de production annuelle, facilement extensibles à 4 GWh – pour produire à coûts bas. Elle nous procure en outre l’accès à l’important marché chinois.

Passons au cinquième axe qui guide le groupe Total, le véhicule électrique. Nous y croyons fermement et avons la conviction qu’il se développera, de façon prioritaire en milieu urbain où il contribue à réduire la pollution locale et les nuisances sonores, sans susciter trop de contrainte d’autonomie pour les utilisateurs. Nous entendons d’abord appréhender le véhicule électrique par le prisme de l’offre d’énergie, en offrant à nos clients la possibilité de s’approvisionner chez Total, qu’ils aient un véhicule thermique – essence, diesel ou gaz –, hybride ou électrique. Notre priorité est de leur donner accès à des bornes de recharge dans nos stations. Nous avons déjà engagé un travail en ce sens, en visant un maillage de bornes de recharge au sein de notre réseau de stations-service tous les 150 kilomètres en Europe de l’Ouest. À terme, 1 000 bornes à très haute puissance seront installées dans environ 300 stations. Naturellement, nous étudions aussi la façon d’offrir à nos clients la possibilité de s’approvisionner sur d’autres sites, notamment à leur domicile. Nous avons ainsi repris la société G2mobility, spécialisée dans l’installation et la gestion de bornes de recharge électrique, qui gère aujourd’hui 10 000 points de charge dans le domaine public en France, installés au sein de collectivités publiques et d’entreprises. Notez enfin que les constructeurs automobiles, soumis à l’obligation de compter dans leurs ventes une large part de véhicules électriques dès 2025, s’inquiètent de leur capacité à se procurer des batteries et à faire face, en la matière, à la concurrence chinoise.

Notre sixième axe est celui des biocarburants. Nous avons toujours considéré qu’ils constituaient un moyen rapide, disponible et efficace de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Nous incorporons depuis longtemps des biocarburants dans les carburants fossiles, en accord et en cohérence avec les politiques, notamment européennes, qui régissent ce domaine. Je ne résisterai pas à citer un projet qui nous tient à cœur et défraie aujourd’hui la chronique, la création d’une capacité de production de biocarburants à La Mède, dans les Bouches-du-Rhône. Nous avons présenté ce projet en 2015 en vue de reconvertir une raffinerie de pétrole. Il a reçu à l’époque les encouragements et l’approbation des autorités. Il consiste à traiter des huiles végétales pour produire des biodiesels de haute qualité, parfaitement miscibles avec les carburants pétroliers, sans limite maximale d’incorporation. Cet approvisionnement était et reste envisagé, de façon prioritaire, à partir d’huiles usagées, dans une logique d’économie circulaire. Cependant, bien que nous y ayons travaillé avec les partenaires les plus compétents, notamment Suez, le potentiel reste limité par rapport aux enjeux. Nous savions donc d’emblée que nous devrions compléter l’approvisionnement par d’autres huiles végétales, dont de l’huile de palme. Cette dernière est la plus économique sur les marchés, car elle présente le meilleur rendement à l’hectare. En cela, elle minimise l’impact sur les surfaces de production. Dès le départ, nous avions pris l’engagement de nous approvisionner exclusivement en huile de palme certifiée durable. Des certifications existent en effet pour garantir que l’approvisionnement est effectué auprès de producteurs qui s’engagent à respecter un ensemble de contraintes, notamment en matière de déforestation. Les évolutions législatives récentes nous placent dans une position extrêmement difficile. Les industriels ont besoin d’une législation stable afin d’avoir la visibilité nécessaire pour procéder à des investissements et préserver leurs emplois. Or les dernières décisions ayant été prises, si elles sont maintenues, font peser une menace sur les 250 postes que nous souhaitions maintenir à La Mède. Je suis prêt à répondre à vos questions sur ce sujet.

Le septième axe de notre stratégie de réduction des émissions de CO2 réside dans les puits de carbone. Nous y travaillons à travers un grand projet de stockage de carbone en Norvège, après le pilote que nous avons conduit avec succès à Lacq il y a quelques années. Nous souhaitons en outre engager un développement plus important des puits naturels, en particulier dans les forêts.

Il y a bien d’autres domaines dans lesquels j’aurais pu vous présenter la position du groupe Total, comme le biogaz, l’hydraulique ou encore l’hydrogène – lequel n’est pas une énergie mais un vecteur propre, à l’instar de l’électricité. Toutefois, le temps nous presse, et je me propose de répondre à vos éventuelles questions sur ces sujets.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Lors d’une précédente audition, nous avons eu la surprise d’apprendre que la part des biocomposants dans les biocarburants était assez variable, sans véritable garantie pour les clients. Quelle en est la lisibilité pour les consommateurs ?

M. Philippe Sauquet. Lorsque les premières réglementations européennes ont paru sur l’incorporation de biocomposants dans les biocarburants, il n’existait aucune norme. Des biocarburants ont été développés à base d’éthanol dans l’essence, et à base d’huile végétale dans le diesel. Un débat a ensuite eu cours sur la concurrence qui s’exerçait entre les cultures destinées à l’alimentation et celles qui étaient destinées aux biocarburants. Les surfaces disponibles pour les activités agricoles sont en effet, par définition, contraintes. Est ainsi apparu le concept de biocarburant de deuxième génération, censé ne pas entrer en concurrence avec l’alimentation humaine. Il consiste à utiliser la lignocellulose. Or cette biomasse de deuxième génération est très coûteuse, plus encore que la première. Elle correspond à la partie des plantes qui résiste le plus à l’agression et à la déconstruction de son squelette en carbone. Nous y travaillons néanmoins, en particulier dans le cadre du projet pilote BioTfuel à Dunkerque. Ses coûts sont sans commune mesure avec ceux de la première génération. Notez, pour finir, que les réglementations européennes différencient les parts de biocarburants de première et de deuxième génération pouvant être incorporées.

Le dernier débat introduit en France à l’occasion du projet de La Mède est d’une autre nature. Il consiste à attaquer le principe même selon lequel les biocarburants pourraient contribuer à la réduction des émissions de CO2. En la matière, les réglementations sont inexistantes. Nous peinons à trouver une base rationnelle aux législations prises dans certains pays, y compris en France. Aussi nous trouvons-nous dans une situation d’inconfort. Un procès médiatique a été intenté à l’huile de palme, en partie pour ses qualités gustatives – domaine dans lequel je suis incompétent. Quoi qu’il en soit, l’huile de palme est employée de longue date dans le domaine énergétique. Les premiers agriculteurs français à avoir développé la filière des biocarburants à base d’esters d’huile végétale importent depuis longtemps de l’huile de palme. Total n’est donc en rien pionnier en la matière, contrairement à ce qui a pu être dit. Sur le fond, la discussion est complexe. Les pays producteurs d’huile de palme manifestent leur incompréhension quant aux récriminations qui leur sont faites : ils affirment que s’ils devaient passer à l’huile de colza, ils utiliseraient davantage de surfaces, de pesticides et d’engrais. La Malaisie et l’Indonésie sont manifestement trop éloignées de nos contrées pour arriver à s’y faire entendre. Des pays africains produisent aussi de l’huile de palme et préfèrent rester silencieux dans ce débat. À ce sujet, je vous encourage à écouter les experts du Centre de coopération internationale en recherche agronomique pour le développement (CIRAD). Les grands spécialistes de l’huile de palme et des semences de palmiers à huile sont en effet français et représentés par cet organisme.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je crois avoir compris que les biocarburants résultaient de l’incorporation de biocomposants dans des carburants classiques. Or, le pourcentage de ces biocomposants semble être variable à la pompe. Les consommateurs ont donc le sentiment d’acheter un carburant vertueux, mais n’ont pas d’assurance sur sa composition.

M. Philippe Sauquet. Il existe une incitation économique évidente à maximiser le pourcentage d’huile végétale dans le diesel ou d’éthanol dans l’essence. Les acteurs ont tout intérêt à atteindre le taux maximal d’incorporation, qui est compris entre 8 % et 9 % selon les pays.

M. le président Julien Aubert. Ce calcul s’effectue néanmoins en moyenne. Lorsqu’un consommateur fait le plein à une station-service, il ne peut pas être certain que le biocarburant qu’il met effectivement dans son réservoir contient 9 % de biocomposants.

M. Philippe Sauquet. En effet. Le même phénomène vaut pour l’électricité : les électrons sont les mêmes, qu’ils soient produits à partir d’électricité, de charbon, de nucléaire ou d’énergie renouvelable. Nous procédons à des raisonnements en moyenne. Il n’est donc pas possible de garantir qu’un consommateur précis met dans son réservoir un biocarburant atteignant le pourcentage maximal d’incorporation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Sauquet, vous semblez opposer un certain effet de mode, appelant une accélération, à une logique de transition plus progressive qui est selon vous en œuvre. Quelle forme prend cet effet de mode, et comment se manifeste-t-il dans les différentes régions du monde ?

M. Philippe Sauquet. Total est véritablement engagé à développer les nouvelles énergies, notamment renouvelables. Nous sommes fondamentalement agnostiques en termes d’énergie. Nous résistons à un effet de mode qui affirmerait, de façon simpliste, que la solution réside exclusivement dans le solaire ou l’éolien. L’acceptabilité de l’éolien varie selon les pays et les régions. Le solaire, pour sa part, est plutôt bien perçu. Gardons-nous pour autant de croire qu’en cinq ou dix ans, il sera possible de basculer l’ensemble du mix énergétique de la planète vers l’énergie solaire. Cela induirait un goulot d’étranglement dans l’accès aux matières premières, et soulèverait un réel problème d’intermittence.

Nous devons tenir un cap sans en dévier, afin de ne pas gaspiller les investissements et les subventions lourds requis dans ces domaines. Il faut savoir s’adapter à l’environnement spécifique de chaque pays pour concilier l’ambition de réduire les émissions de CO2 et la capacité à proposer une offre énergétique abordable pour les clients. Un coût trop élevé de l’énergie engendrerait de réelles difficultés avec les consommateurs, voire avec les électeurs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur le directeur général, vous avez évoqué le risque de suppression de 250 emplois dans votre installation de La Mède. À l’inverse, combien d’emplois envisagez-vous de créer grâce au développement des énergies renouvelables ?

M. Philippe Sauquet. De toute évidence, le développement de nouvelles énergies s’accompagne de la création d’emplois. Dans le domaine de l’efficacité énergétique par exemple, Total a acquis en 2017 la société GreenFlex, dont l’effectif est passé de 200 à 350 employés. Notez qu’une partie des emplois liés au développement de nouvelles énergies n’est pas nécessairement localisée dans les pays qui les consomment. Hier, les panneaux et cellules solaires étaient largement fabriqués en Europe, notamment en Allemagne qui en fut le premier marché mondial. Désormais, la Chine assure l’essentiel de cette production au plan mondial. Les emplois afférents à ces technologies peuvent donc être délocalisés. L’installation physique des équipements, elle, ne le peut pas. Force est de constater que le monde occidental a perdu la bataille des composants du photovoltaïque au profit de la Chine. Si nous n’y prenons garde, il en sera de même pour les batteries. La délocalisation de la fabrication des éoliennes serait en revanche plus difficile, leurs composants étant volumineux. Au total, des emplois seront donc créés, mais je suis loin d’être certain qu’ils compenseront les emplois qui auront disparu sous l’effet de la transition énergétique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je m’intéresse au rôle de proximité que peuvent jouer les stations-service dans les territoires, notamment dans les zones rurales. Ce réseau peut-il avoir un effet vertueux dans la nécessaire diffusion d’information sur l’efficacité énergétique et sur les solutions permettant de consommer moins d’énergie ?

M. Philippe Sauquet. Nous avons décidé de mettre un coup d’arrêt à la réduction du nombre de nos stations-service en France. Lorsque la consommation de carburant diminue, certaines de ces installations ne sont plus guère rentables et doivent être fermées. Néanmoins, nous sommes conscients que les stations-service contribuent au lien social qui est nécessaire pour préserver la vitalité de certains territoires. Nous avons estimé qu’un groupe comme Total se devait d’être un acteur responsable et d’accepter une forme de surcoût en maintenant une implantation locale au plus près des populations et des clients.

Pouvons-nous tirer parti de ce réseau pour éduquer les consommateurs en matière d’efficacité énergétique ? Par définition, les clients qui fréquentent nos stations-service possèdent un véhicule. L’efficacité énergétique de celui-ci tient dans une certaine mesure au carburant. Grâce au produit Excellium que nous avons développé, nos clients peuvent rouler davantage pour le même volume de carburant. En la matière cependant, la principale source d’efficacité énergétique tient à la réduction de la consommation des moteurs par les constructeurs automobiles.

Nous essayons également d’utiliser notre réseau de stations-service pour sensibiliser nos clients à nos autres activités, comme l’électricité. La campagne de lancement de la nouvelle marque Total Direct Énergie propose d’aider les consommateurs à accentuer encore leurs efforts – déjà importants – d’efficacité énergétique. À titre d’exemple, notre boîtier Atome, pouvant être fixé sur un compteur Linky, permet à nos clients de suivre en temps réel la consommation électrique de leur foyer sur leur téléphone portable. Nous nous efforçons donc de nouer une relation avec nos consommateurs pour diffuser des messages pédagogiques, et les stations-service peuvent constituer un relais à cet égard. Nous entendons en particulier valoriser notre bouquet d’énergies et sa possible contribution à l’efficacité énergétique. Nous proposons ainsi une réduction sur le prix de nos carburants aux clients de notre offre électrique. Cette éducation sera longue, car la transformation d’un groupe comme Total et l’évolution de son image demanderont du temps.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. En faisant référence aux stations-service, je pensais plutôt à une pédagogie qui porterait sur l’écoconduite, c’est-à-dire sur les pratiques permettant aux usagers de la route de réduire leur consommation de carburant. Il peut s’agir de veiller à avoir des pneus suffisamment gonflés, par exemple. Il semble que le bon usage d’un véhicule puisse réduire jusqu’à 20 % ou 30 % la facture de carburant.

M. Philippe Sauquet. Nos stations-service sont dotées de bornes de gonflage des pneus, et nous rappelons aux usagers que ce facteur a une influence sur leur consommation de carburant. Nous avons par ailleurs mené plusieurs types d’actions dans le domaine de l’écoconduite, mais je ne suis pas certain que Total soit perçu comme un acteur crédible en la matière. Nous pouvons et devons néanmoins persévérer.

Mme Laure de La Raudière. Certaines de vos remarques, monsieur Sauquet, semblent entrer en contradiction avec les propos de personnalités que nous avons auditionnées précédemment, en particulier sur l’intermittence. Vous avez souligné que celle-ci pouvait être aisément pilotée lorsque les énergies intermittentes représentaient 5 % de la production électrique, mais plus difficilement quand elles en atteignaient 30 %. Au contraire, certains des interlocuteurs qui vous ont précédé semblaient affirmer que l’intermittence ne posait problème que lorsque la part des énergies intermittentes était faible, à 5 %. Lorsqu’elle se monte à 30 % en revanche, le foisonnement des sources permettrait de compenser les éventuelles carences : quand le vent ne souffle pas dans le Nord, probablement souffle-t-il dans le Sud ; et quand il ne souffle pas en France, probablement souffle-t-il en Allemagne. Les systèmes étant interconnectés, nous a-t-on expliqué, le foisonnement d’énergies intermittentes lisse le caractère problématique de l’intermittence. Cette théorie du foisonnement repose-t-elle sur des bases scientifiques avérées, ou est-elle empirique ?

M. Philippe Sauquet. La situation de chaque pays ou de chaque réseau est spécifique. Ainsi, le foisonnement ne vaut pas dans un village d’Afrique non connecté au réseau, doté de panneaux solaires sans batteries. Ses habitants n’ont pas d’électricité la nuit.

L’électricité étant difficile à stocker, la plupart des réseaux ont surdimensionné leur capacité de production afin de faire face aux pointes. Suivant les pays, ces dernières peuvent survenir une ou deux heures par an. La France a misé sur le chauffage électrique, peut-être à tort, ce qui l’a conduite à installer une surcapacité importante pour passer la pointe d’hiver. Lorsque les énergies renouvelables ont été introduites, cette gigantesque surcapacité permettait de piloter leur intermittence. Une fois encore, chaque réseau a une configuration spécifique. L’Allemagne a défendu la théorie selon laquelle le réseau serait suffisamment alimenté l’hiver, lorsque la demande est forte, par les vents soufflant dans le Nord. Or, tel n’a pas toujours été le cas. Le réseau européen, si interconnecté soit-il, a d’ailleurs connu une faiblesse à la suite d’un léger incident.

Mme Laure de La Raudière. Pour nous en tenir à la France et à l’Europe, la théorie du foisonnement est-elle empirique, ou repose-t-elle sur un raisonnement scientifique ? Certains interlocuteurs nous ont affirmé que lorsque la part des énergies renouvelables atteindrait 30 %, le problème de l’intermittence serait gommé par le foisonnement. Cette affirmation est-elle documentée par des arguments scientifiques, ou se contente-t-on, en l’exprimant, de relayer une position allemande qui montre d’ailleurs ses limites ?

M. Philippe Sauquet. Mon avis est que ce raisonnement résulte de statistiques météorologiques faisant que, dans la plupart des cas, le foisonnement fonctionne. Toutefois, un pays développé comme le nôtre présente une telle dépendance à l’électricité que le coût de la défaillance n’est pas acceptable. Pouvons-nous nous reposer sur des bases statistiques laissant penser que la situation sera satisfaisante à 90 % du temps ? Ces statistiques ont leur part d’incertitude. Lorsqu’un bel anticyclone se présente en plein hiver, le froid génère des besoins élevés de consommation électrique, et le vent fait défaut, tout comme la production éolienne. La nuit, le solaire ne fonctionne pas. Le foisonnement est alors inopérant.

M. Nicolas Turquois. Monsieur Sauquet, n’est-il pas schizophrénique pour un groupe comme Total, dont le chiffre d’affaires dépend essentiellement d’activités liées au pétrole, de développer des énergies renouvelables pouvant aller à l’encontre de son modèle de rentabilité dominant ?

M. Philippe Sauquet. C’est une question très pertinente, qui reflète l’attitude qu’avaient une bonne part de nos employés jusqu’à une période récente. Pourquoi développer des énergies renouvelables qui affecteront le chiffre d’affaires réalisé par le groupe dans son cœur de métier ? Nous avons dépassé ce dilemme. En effet, nous sommes convaincus que ce qui importe, dans la durée, est de satisfaire nos clients. Si nous ne développons pas les énergies répondant à leurs attentes, les activités du groupe finiront par décliner. Nous avons la capacité et le temps de développer nous-mêmes, dans l’anticipation, les compétences et les activités qui nous permettront d’opérer cette transition. Le pétrole représente plus de la moitié de notre chiffre d’affaires. Le gaz vient le compléter jusqu’à 80 % ou 90 %. Toutefois, cette part est appelée à diminuer, et sera remplacée par de nouvelles activités.

Total vient d’annoncer un programme de remplacement de chaudières. Dans ce cadre, il démarchera ses clients consommateurs de fioul pour leur expliquer qu’ils peuvent réaliser des économies, tout en étant plus vertueux, en passant à des chaudières faiblement émissives en carbone : gaz ou pompes à chaleur électriques. Inutile de préciser que la démarche n’est pas totalement naturelle pour nos commerciaux ! Il en va néanmoins de la survie du groupe. Ce choix stratégique est structurant pour Total. Nous sommes fondamentalement convaincus qu’il est dans notre intérêt de prendre ce virage.

M. Nicolas Turquois. Monsieur Sauquet, à vous entendre décliner les différents axes suivis par Total – gaz, éolien, photovoltaïque, biocarburants… –, nous pourrions le comparer à un joueur qui placerait la même mise sur tous les numéros. Peut-il en sortir gagnant ? Certains modèles vous paraissent-ils plus pertinents que d’autres pour la France en termes de rendement énergétique ? Quid des biocarburants et de l’hydrogène ? Notez que l’éolien rencontre des problèmes d’acceptation de la part de certains de nos concitoyens. Il convient aussi d’intégrer les conséquences de chacune des solutions pour la filière, et de les appréhender jusqu’en aval, à l’égard du recyclage. Je pense ici, entre autres, aux panneaux solaires. Total identifie-t-il un modèle énergétique dans lequel il lui semble plus pertinent d’investir ?

M. Philippe Sauquet. Nous sommes guidés par le coût économique des différentes énergies, auquel nous intégrons les coûts du CO2 et du CO2 évité. Le groupe étant présent dans 130 pays, il ne saurait faire un choix qui s’appliquerait à tous. Nous sommes au contraire appelés à assurer une diversité de mix énergétique. Nous veillons de longue date à nous concentrer sur les énergies susceptibles d’être à terme rentables sans subvention. Cela nous a conduits à écarter l’éolien marin il y a quelques années. Nous avons pourtant été près de remettre des offres dans ce domaine. Elles prévoyaient un coût minimum de 150 à 200 euros par mégawattheure (MWh), alors que le prix de marché de l’électricité était de 50 euros par MWh. Nous ne pouvions pas nous y lancer sans un espoir de diminution rapide de ce coût. Aujourd’hui, force est de constater que l’industrie a réussi à l’abaisser. C’est pourquoi nous nous intéressons à nouveau à cette technologie.

Nous écartons donc les solutions trop coûteuses. C’est le cas du biogaz. En soi, cette énergie est fort intéressante. Cependant, son modèle économique le limite à des quantités réduites. Je peine à voir comment le procédé de production du biogaz pourrait être industrialisé de façon à le rendre compétitif sur le plan économique.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Sauquet, parlez-vous ici de biogaz par méthanisation, pyrogazéification ou hydrogène ?

M. Philippe Sauquet. Chacune de ces solutions pose des problèmes distincts. De toute évidence, la méthanisation est trop coûteuse. Nous n’investissons pas massivement dans l’hydrogène, mais ne l’écartons pas pour autant. Le raffineur que nous sommes est d’ailleurs le plus grand producteur d’hydrogène au niveau mondial, puisque nous l’utilisons pour désulfurer nos carburants. Certaines de nos stations-service proposent aussi de l’hydrogène en Allemagne. Aujourd’hui toutefois, nous n’identifions pas de progrès technologique qui permettrait de créer une filière d’hydrogène renouvelable compétitive à un horizon de dix ou quinze ans. Les électrolyseurs sont onéreux et ont un très mauvais rendement énergétique. Ils impliquent de consommer de l’énergie pour produire de l’hydrogène. Peut-être en sera-t-il autrement dans deux ou trois décennies. C’est pourquoi nous n’écartons pas totalement la solution de l’hydrogène comme biocarburant. Nous restons aux aguets des évolutions technologiques, et focalisons nos investissements sur celles qui nous semblent matures ou proches de la maturité sur le plan économique.

La France est un cas extrêmement spécifique. Elle a la chance d’avoir été dotée d’un outil nucléaire à une époque où cette énergie était relativement économique. Notez incidemment que c’est le surdimensionnement de l’outil nucléaire qui a conduit notre pays à favoriser le chauffage électrique. L’outil nucléaire dont nous avons hérité est peu émetteur de CO2. Il doit être utilisé au maximum. Quant à construire de nouvelles installations nucléaires, la réponse est beaucoup moins évidente. Ce serait en effet extrêmement coûteux, sans compter les exigences de fiabilité à remplir. Cette énergie présente aussi d’autres inconvénients, parmi lesquels ses déchets mais aussi le risque de prolifération de combustibles pouvant conduire certains pays à accéder à l’arme nucléaire.

Il est censé de développer l’éolien et le solaire en France. La France a eu raison de ne pas s’empresser d’investir dans l’éolien marin. Les technologies de nouvelle génération qui apparaissent actuellement changent la donne. J’estime même que les projets qui viennent d’être confirmés par le gouvernement affichent des prix trop élevés.

Il doit par ailleurs être mis fin au charbon.

Enfin, il me paraît important que la France maintienne une production de gaz afin de conférer une certaine souplesse au réseau électrique et de contribuer à l’équilibrer. Les pays limitrophes ne seront pas toujours disponibles pour nous aider. Lorsque l’Allemagne aura cessé sa production nucléaire, la part d’énergie contrôlable y diminuera fortement. Ce pays entend également supprimer le charbon à l’horizon de 2037, date qui me paraît d’ailleurs assez éloignée compte tenu des enjeux écologiques. Quoi qui en soit, l’Allemagne sera de plus en plus contrainte sur le plan énergétique. Nous ne pourrons plus nécessairement compter sur elle pour équilibrer notre réseau électrique, comme nous avons pu le faire dans le passé. Outre le gaz, le nucléaire peut nous y aider, mais il manque de souplesse.

M. le président Julien Aubert. Lorsqu’un conducteur achète du biocarburant, son pourcentage de biocomposants est-il indiqué d’une quelconque manière dans le nom du produit ?

M. Philippe Sauquet. C’est le cas pour l’éthanol. Un produit constitué largement d’éthanol est commercialisé mais ne correspond pas aux capacités de tous les moteurs. Il est fait obligation d’indiquer son pourcentage de biocomposants. En revanche, les carburants classiques que sont le super 95, le super 98 et le diesel ne possèdent pas d’étiquetage sur ce taux. La réglementation française leur impose de comporter en moyenne un certain pourcentage de biocomposants.

M. le président Julien Aubert. Pour inciter les automobilistes à se tourner vers ce type de carburant, le législateur devrait-il imposer que cette information soit communiquée ?

M. Philippe Sauquet. Il est utile d’informer les consommateurs que le produit qu’ils mettent dans leur réservoir contient des biocomposants. Cette information mériterait d’être davantage mise en valeur. Toutefois, il serait compliqué d’assurer une traçabilité précise de chaque goutte d’essence.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Sauquet, pensez-vous que la taxation sur les biocarburants est suffisamment incitative par rapport à celle qui concerne les carburants classiques ?

M. Philippe Sauquet. Oui. Il existe aujourd’hui une incitation économique évidente à atteindre le taux maximal d’incorporation de biocarburants prévu par la législation. Le problème est plutôt désormais d’augmenter le taux d’incorporation, si telle est l’ambition.

M. le président Julien Aubert. La TVA varie-t-elle selon que l’on achète un biocarburant ou un carburant classique ?

M. Philippe Sauquet. Pas à ma connaissance. En revanche, un fabriquant qui n’incorpore pas les volumes de biocarburants prévus par la loi endure des pénalités.

M. le président Julien Aubert. L’État devrait-il instaurer une quelconque incitation pour développer les biocarburants en France, au détriment du carburant fossile ?

M. Philippe Sauquet. Le système actuel fonctionne. Si l’objectif du gouvernement est d’accroître la part de biocarburant consommée en France, l’outil le plus évident est d’augmenter le taux d’incorporation.

M. le président Julien Aubert. Quelle part occupe le biocarburant dans la consommation totale de carburant ?

M. Philippe Sauquet. Cette part est de l’ordre de 6 % à 8 %.

M. le président Julien Aubert. Elle est donc relativement marginale.

M. Philippe Sauquet. En effet, notamment pour des raisons technologiques. À titre d’illustration, le biodiesel est un ester méthylique d’huile végétale issu d’une filière chimique. Les esters n’ont pas la même composition chimique que les carburants fossiles, et peuvent entraîner des désordres dans les moteurs si leur taux dépasse 8 % à 9 % de la composition du carburant. Les constructeurs automobiles ont toujours défendu une limitation du pourcentage d’ester dans les carburants. Le projet de La Mède a la spécificité de produire un biodiesel qui correspond chimiquement à la composition d’un produit pétrolier, et qui est donc miscible sans limite. Si cette filière technologique se développait, nous pourrions augmenter significativement les taux d’incorporation.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Sauquet, vous avez évoqué l’huile de palme pour expliquer l’impact que pouvait avoir un sujet connexe sur le développement d’une filière industrielle. A contrario, nous ne voyons pas émerger de débat, en France, sur la façon dont les cellules photovoltaïques sont produites en Chine. Selon vous, ce processus de fabrication remplit-il toutes les conditions nécessaires pour assurer une sauvegarde de la biodiversité, des sols et des paysages ?

M. Philippe Sauquet. Je ne crois pas que les producteurs chinois de cellules photovoltaïques soient significativement moins respectueux dans leur approvisionnement en matières premières que les fabricants non-chinois. Du reste, ces derniers ont quasiment disparu. Total fait partie des rares rescapés qui essaient de survivre face à la concurrence chinoise. Le gouvernement chinois a tant subventionné la production de cellules photovoltaïques que cette industrie a été quasiment éradiquée dans le reste du monde.

M. le président Julien Aubert. La fabrication de cellules photovoltaïques induit-elle le recours au charbon de bois ?

M. Philippe Sauquet. Pas que je sache.

M. le président Julien Aubert. Dans la fabrication de ses cellules photovoltaïques, Total n’utilise donc pas de procédé industriel qui serait défavorable à la planète, monsieur Sauquet ?

M. Philippe Sauquet. Non. Les cellules de SunPower sont produites en Malaisie et aux Philippines. Elles sont ensuite assemblées sous forme de panneaux. Nous avons réussi jusqu’à présent à maintenir nos unités de panneaux hors d’Asie. Nous en comptons notamment deux en France, que nous soutenons à bout de bras. Ce process de production ne comporte pas de tare environnementale.

M. le président Julien Aubert. Il me semblait pourtant que cette production avait recours au charbon. Si vous affirmez le contraire, je veux bien vous croire, monsieur Sauquet.

M. Philippe Sauquet. Tout processus de fabrication consomme de l’énergie et de l’électricité. Or la Chine produit son électricité à partir de charbon. Par ce biais, la fabrication de panneaux photovoltaïques en Chine induit des émissions de CO2. Ce n’est toutefois pas un composant majeur de cette production.

Plus généralement, la production de toutes les énergies renouvelables consomme elle-même de l’énergie.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Sauquet, vous avez signalé que Total dotait ses stations-service de bornes de recharge électrique. Vous avez ajouté que d’autres bornes s’y ajouteraient, notamment via G2mobility. Si la recharge de véhicules électriques n’était effectuée que dans les stations-service, le maillage de celles-ci devrait-il être le même que celui des pompes à essence ?

M. Philippe Sauquet. Absolument pas. En l’état actuel de la technologie, le véhicule électrique est appelé à se développer prioritairement en milieu urbain, où le compromis entre ses bénéfices et ses contraintes est le plus favorable. Pour le transport extra-urbain, le problème de l’autonomie se pose davantage. Nous pouvons imaginer que les propriétaires d’un véhicule électrique souhaiteront l’utiliser pour partir en week-end. Il serait dommage qu’ils n’aient pas la possibilité de le recharger. Nous estimons que 10 % à 15 % de l’électricité destinée à charger les véhicules seront fournis par les stations-service. Pour le reste, le temps de charge étant assez long, l’immense majorité de cette énergie sera puisée soit au domicile des utilisateurs, où les véhicules passeront la nuit, soit sur leur lieu de travail. Dans le réseau de stations-service, le temps que les automobilistes consacreront à la recharge sera plus court. Il serait néanmoins dommage que nous ne leur offrions pas ce service.

M. le président Julien Aubert. Les stations-service offriront donc plutôt une recharge d’appoint qu’elles ne constitueront le squelette d’un réseau d’infrastructures. J’en viens à mon autre question. D’après vous, monsieur Sauquet, faut-il cesser de subventionner les énergies vertes électriques intermittentes matures comme le solaire et l’éolien terrestre ?

M. Philippe Sauquet. Ces technologies sont proches de la maturité, mais ne l’atteignent pas encore tout à fait. Or, dès que les subventions se réduisent, le rythme de progression de ces énergies ralentit considérablement. Il y a quelques années, abstraction faite de l’intermittence, nous étions convaincus qu’à l’horizon de 2018 ou 2019, nous n’aurions plus besoin de subvention. Depuis, le prix du pétrole a fortement chuté. En conséquence, les énergies fossiles ont retrouvé de la compétitivité. Ce faisant, la compétitivité des énergies renouvelables a été reportée dans le temps.

Si l’on souhaitait développer les énergies renouvelables de façon accélérée et importante, il faudrait traiter le problème de l’intermittence, ce qui n’est pas possible sans subvention.

M. le président Julien Aubert. Devons-nous comprendre que tant qu’il n’existera pas de solution de stockage, il faudra continuer à subventionner les énergies vertes électriques ?

M. Philippe Sauquet. Aujourd’hui, lorsqu’on couple des batteries à des panneaux solaires ou à de l’éolien terrestre pour obtenir deux à trois heures d’autonomie supplémentaires, cela porte le coût de l’électricité à 200 euros par MWh, quand le prix du marché est de 50 euros par MWh.

Mme Laure de La Raudière. Il nous a été dit que les nouvelles éoliennes terrestres produisaient une électricité aux alentours de 50 euros par MWh. Cela laisse penser que nous pourrions supprimer les subventions pour les nouveaux projets.

M. Philippe Sauquet. Ce prix est tout à fait exact, sachant toutefois qu’il s’agit d’une énergie intermittente.

Mme Laure de La Raudière. C’est là qu’intervient la théorie du foisonnement.

M. Philippe Sauquet. Le prix du marché a longtemps été de l’ordre de 35 à 40 euros le MWh. Il est aujourd’hui de 50 euros le MWh. De nombreux développeurs de projets solaires et éoliens, qui étaient ravis d’avoir défini leur tarif avec un prix de reprise fixe, seront moins à l’aise le jour où ils dépendront des conditions du marché.

Mme Laure de La Raudière. Nous devons aussi mettre fin à une situation où des entreprises privées jouissent d’une garantie de résultats astronomiques financés par de l’argent public. Je précise que je ne vise pas ici le groupe Total. Si les subventions étaient supprimées, il y aurait certes moins de chasseurs de primes, mais le marché s’en trouverait peut-être rationalisé.

M. Philippe Sauquet. Pour notre projet de parc éolien maritime au large de Dunkerque, nous n’avons eu besoin d’aucun mécanisme de subvention. Total continuerait de développer les énergies renouvelables même si les subventions disparaissaient. Cependant, je vois de nombreux acteurs poursuivre des projets sans avoir une capacité financière suffisante pour prendre le risque d’un prix de marché.

M. le président Julien Aubert. Je retiens de vos propos, monsieur Sauquet, qu’au moins un acteur économique serait capable de produire des énergies renouvelables sans subvention. Par ailleurs, l’existence de dispositifs d’aide incite des acteurs qui n’ont pas une viabilité financière suffisante à se lancer dans de tels projets. Sans incitation, ils ne le feraient pas. Je note que même en présence d’une incitation, Total a décidé dans un premier temps de ne pas opérer dans l’éolien marin. Cela nous interroge sur l’objectif des incitations. Si une incitation même généreuse ne suffit pas à convaincre un acteur d’adopter une position risquée, alors que dans d’autres cas ce même acteur peut se passer d’incitation, comment justifier le dispositif actuel ?

M. Philippe Sauquet. Il suffirait de fixer un prix du carbone adéquat pour inciter au développement de nombreuses énergies renouvelables non émettrices de CO2. C’était d’ailleurs le principe du système d’échange de quotas d’émissions européen. Il s’est trouvé que pendant plusieurs années, le prix fixé dans ce cadre étant trop faible, la contrainte n’était pas suffisante. Maintenant que le prix de la tonne de CO2 sur le marché européen dépasse 20 euros, le signal économique est suffisant.

M. le président Julien Aubert. Le prix du carburant est aujourd’hui plus élevé qu’avant la crise des « gilets jaunes », à 1,48 ou 1,58 euro le litre selon les produits. L’une des préoccupations de notre commission porte sur la sensibilité des Français au financement de la transition énergétique, laquelle passe notamment par le carburant. Diverses possibilités sont sur la table : taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) flottante, taxe carbone remaniée… Quelle est votre opinion sur ces sujets, monsieur Sauquet ?

M. Philippe Sauquet. Le prix du carburant à la pompe est constitué de deux tiers de taxes. Ce niveau est supérieur à celui qui est appliqué dans de nombreux autres pays. Reste un élément volatil : le prix du baril de pétrole. Nous l’avons vu fluctuer entre plus de 100 euros et 50 euros, voire 30 euros. Il est aujourd’hui de 70 euros. Ces fluctuations sont difficiles à suivre et à comprendre pour les consommateurs. De mon point de vue, le principe de la TIPP flottante est loin d’être idiot. Ce dispositif peut permettre de lisser les prix et d’éviter que les consommateurs soient soumis à une volatilité. Il existe néanmoins des pays où la volatilité est de mise et où le signal économique est donné directement aux citoyens : lorsque le prix du pétrole est élevé, celui de l’essence l’est également, ce qui conduit à moins consommer.

M. le président Julien Aubert. Faudrait-il instaurer une taxe carbone flottante ?

M. Philippe Sauquet. Nous avons eu une taxe de cette nature avec le système d’échange de quotas d’émissions européen : le prix s’ajustait pour atteindre l’objectif d’émissions de CO2 fixé par l’Europe. Sous l’effet d’une croissance économique inférieure aux anticipations, entre autres facteurs, les émissions de CO2 ont assez facilement rempli l’objectif européen. Logiquement, le signal-prix a baissé à un niveau relativement faible. D’aucuns en ont conclu que ce système ne fonctionnait pas. La raison était simplement que nous étions en train d’atteindre les objectifs quantitatifs. Une taxe fixe présente le mérite d’être plus lisible. Elle demande néanmoins de piloter l’autre terme de l’équation, à savoir la quantité. L’équation comporte en effet deux contraintes. Soit on fixe la quantité de CO2 pouvant être émise, et le prix de celui-ci s’adapte pour que cet objectif soit rempli – quitte à s’effondrer lorsque la cible est atteinte –, soit on fixe un prix du CO2 dans le but de contenir les émissions. Les deux logiques fonctionnent, mais leur effet d’affichage est différent.

M. le président Julien Aubert. Nous vous remercions pour vos explications, monsieur Sauquet. Nous aimerions prendre connaissance des analyses que vous menez sur le coût de la tonne de CO2 évité par type d’énergie. Nous pourrions ainsi comparer les conséquences environnementales que vous attribuez, en tant qu’investisseur avisé, aux différentes énergies.

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

*

22. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Yves Grandidier, fondateur et président du Groupe Valorem et de Mme Marie Bové, responsable des relations publiques (7 mai 2019)

L’audition débute à dix-huit heures quarante.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Grandidier, c’est en 1994 que vous avez créé le bureau d’études en énergies vertes Valorem, qui s’est spécialisé en 2001 dans le développement des parcs éoliens. En 2007-2008, Valorem a élargi ses compétences à la méthanisation, à l’énergie des vagues et au photovoltaïque, et est devenu producteur d’énergies vertes. Il s’est doté de deux filiales à 100 % : Valrea, spécialisée dans la construction d’unités de production d’énergies renouvelables, et Valemo, spécialisée dans la conduite et la maintenance de parcs pour tous types d’énergies vertes. Valorem exerce par ailleurs une activité internationale en matière de projets de parcs éoliens ; il intervient en Ukraine, en Roumanie et en Finlande.

Le groupe Valorem a l’ambition de « contribuer à un nouveau monde électrique à travers la remise en cause du rapport centralisé à l’énergie, la cohabitation entre la production d’énergies vertes et la biodiversité, ainsi que le recours aux entreprises locales ». Monsieur Grandidier, cette « remise en cause du rapport centralisé à l’énergie » implique-t-elle une offre excluant toute énergie d’origine nucléaire et 100 % renouvelable, éventuellement au travers de contrats d’approvisionnement offrant une garantie à long terme ? Par la « remise en cause du rapport centralisé à l’énergie », désignez-vous également la relation au réseau ? Quel est l’enjeu du renouvellement des parcs éoliens ? Le démantèlement d’une éolienne donne-t-il lieu au retrait complet de son socle en béton ? Est-il possible d’agrandir un mât ? Que pensez-vous de la proposition de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) d’élaborer un appel d’offres particulier pour le renouvellement des parcs ? Comment envisagez-vous les éventuels conflits dans l’utilisation des sols, si les parcs éoliens ou les centrales solaires devaient se développer pour aboutir à une énergie 100 % renouvelable ? La conversion des friches industrielles, militaires ou agricoles résout-elle la question ? Que faire des vieilles serres dotées de panneaux photovoltaïques, sous lesquelles il n’est plus possible de pratiquer l’agriculture ? De quoi est-il concrètement question lorsque Valorem fait état de la volonté « d’améliorer la cohabitation entre production d’énergies vertes et biodiversité pour une recolonisation des milieux naturels par les espèces » ? Est-ce à dire que les parcs éoliens sont favorables pour la biodiversité ?

Avant de répondre à ces nombreuses questions, Monsieur Grandidier et Madame Bové, et conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demanderai de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(Mme Bové et M. Grandidier prêtent serment.)

M. Jean-Yves Grandidier, fondateur et président du groupe Valorem. Je vous remercie de nous avoir invités à présenter le bureau d’études Valorem et notre vision de la transition écologique et énergétique.

J’ai fondé l’entreprise Valorem en 1994. Il s’agissait initialement d’un bureau d’études spécialisé dans les énergies renouvelables et la maîtrise de l’énergie. Lorsqu’un cadre réglementaire attractif a été instauré en la matière, notre modèle d’affaires s’est rapidement concentré sur le développement de projets éoliens, c’est-à-dire sur la conduite d’études nécessaires à l’obtention d’autorisations de construire et d’exploiter ces installations.

L’entreprise ayant à l’époque un capital familial, nous ne pouvions assurer le développement concomitant de nombreux projets sur des durées longues. Nous réalisions donc les premières phases des développements et trouvions des investisseurs capables de financer les suivantes. Nous percevions une prime de succès lorsque nous obtenions l’ensemble des autorisations leur permettant de construire et d’exploiter une installation. Tel fut notre fonctionnement jusqu’en 2007.

Nous avons ensuite changé de modèle d’affaires, pour devenir un producteur d’électricité. À cet effet, nous avons réalisé une première levée de fonds en 2007, suivie d’une deuxième en 2008 auprès du Crédit Agricole et de la Caisse des dépôts et consignations (CDC), lesquels ont mis à notre disposition 23 millions d’euros. Cette somme représentait les fonds propres requis par les banques pour financer des projets éoliens à hauteur de 100 mégawatts (MW), pour un coût total de 150 millions d’euros. À partir de cette époque, le groupe s’est développé dans les métiers de la construction via sa filiale Valrea ainsi que dans les métiers d’opération et de maintenance via sa filiale Valemo. Aujourd’hui, Valorem est un opérateur totalement intégré sur la chaîne de valeur de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, depuis le développement de projets jusqu’à l’exploitation et la maintenance d’installations. En parallèle, nous avons diversifié les activités du groupe dans d’autres filières que l’éolien, en particulier le photovoltaïque et l’hydraulique.

En 2016, le fonds du Crédit Agricole a cédé la place à l’investisseur anglais 3i Infrastructure à hauteur de 25 % de notre capital. 3i Infrastructure a apporté des fonds sous forme obligataire, avec l’objectif de développer 500 mégawatts (MW) d’énergies renouvelables en exploitation à l’horizon de 2020 et de diversifier notre mix de production. Malgré le caractère hautement capitalistique des énergies renouvelables, les actionnaires historiques – dont je suis le principal – gardent le contrôle du groupe Valorem et ont la volonté de le conserver aussi longtemps que possible, de manière indépendante. Il fut néanmoins très difficile d’organiser la sortie du fonds du Crédit Agricole tout en conservant cette indépendance.

Aujourd’hui, Valorem compte 220 salariés. Nous avons prévu d’embaucher une quarantaine de collaborateurs en 2019, soit un accroissement de l’effectif de 20 %. Fin 2018, notre parc installé ou en construction représentait environ 400 MW. Les installations que nous possédons en totalité ou partiellement produisent quelque 650 gigawattheures (GWh) par an, soit l’équivalent de la consommation électrique de 300 000 habitants.

En 2018, notre chiffre d’affaires consolidé s’est établi à 65 millions d’euros, dont 44 millions d’euros proviennent de la production d’électricité. Notre total de bilan se monte à 500 millions d’euros. Les retombées de nos activités sur le territoire représentent plus de 10 % du chiffre d’affaires que nous réalisons dans l’électricité, soit 4,5 millions d’euros : loyers et indemnités versés aux agriculteurs, taxes locales, etc. Une petite trentaine d’établissements publics de coopération intercommunale en bénéficient. En cela, les énergies renouvelables participent à la vitalité des zones rurales. Les agriculteurs disent récolter le vent comme ils le font du blé ! Ces installations constituent une source de richesse pour les territoires et contribuent au maintien de services publics. Grâce à ces retombées, nous voyons des communes périurbaines, où s’installent des jeunes n’ayant pas les moyens de vivre en centre-ville, s’équiper de crèches ou maintenir leur école et leur bureau de poste.

À l’horizon de 2024, nous visons 2 300 MW installés, que nous posséderons à 60 %, dont 25 % en solaire et 30 % à l’international. Nous venons de finaliser une belle opération, aux côtés d’un investisseur anglais, pour la construction d’un parc finlandais de plus de 70 MW. Il n’atteindra pas moins de 4 000 heures équivalent pleine puissance (HEPP), avec des coûts de production très faibles. Il comportera des machines de 150 mètres de diamètre, sur des mâts de 135 et 155 mètres de hauteur. La hauteur en bout de pale pourra donc atteindre 230 mètres. Nous produirons ainsi des quantités d’énergie extrêmement importantes, avec des facteurs de charge très élevés et pour un coût réduit.

Le rayonnement des énergéticiens français à l’étranger est réel, qu’il s’agisse des plus grands comme EDF, Engie, Total ou Eren, ou des entreprises de taille intermédiaire (ETI) comme Valorem, Quadran ou Akuo. Ces acteurs sont très présents à l’international, où ils mettent à profit la tradition française d’ingénierie dans les grands projets. C’est un atout pour la balance commerciale et la balance des paiements de notre pays. Nous souffrons pour autant d’un handicap, en particulier par rapport à l’Allemagne où les conditions financières accordées aux opérateurs sont sans commune mesure avec les nôtres. Avec la Kreditanstalt für Wiederaufbau, l’Allemagne a mis en place une véritable « machine de guerre » pour offrir à ses entreprises des conditions qui les rendent imbattables dans les appels d’offres.

En matière de recherche et développement, nous avons développé, il y a longtemps déjà, des solutions alternatives au renforcement du réseau en milieu rural afin d’y diminuer le coût de l’électrification. Une ligne de crédit avait été créée à cet effet en 1994. Nous avons conclu avec EDF des contrats d’équipementier puis des tarifs afin d’installer ce type de produits sur les réseaux à basse tension.

En 2018, nous avons implanté les premières éoliennes cycloniques dans les outre-mer, à Sainte-Rose en Guadeloupe. Ces éoliennes ne se rabattent pas quand arrivent des cyclones, mais résistent peu ou prou.

Nous proposons également de l’éolien pilotable. En effet, le cahier des charges que nous impose EDF exclut l’intermittence : nous devons établir et respecter un programme de production heure par heure, du jour pour le lendemain. Nous y procédons au moyen de batteries. Nous faisons donc de l’éolien et du photovoltaïque des énergies pilotables. Le CEA Tech, direction de la recherche technologique du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives, nous accompagne dans la mise au point d’un système de management de l’énergie.

J’ajoute que nous développons des projets de production d’hydrogène à partir d’énergies renouvelables, en particulier pour des applications de transport.

Enfin, nous travaillons actuellement sur l’innovation Cryosolar consistant à produire du froid à partir d’énergie solaire. Son principe est de stocker les excédents d’énergie solaire produits en journée dans une batterie de froid, qui n’est autre que de la glace. Les frigories sont ensuite restituées pour compenser les pertes de la chambre froide pendant la nuit. Ce produit pourrait connaître des développements majeurs en France et dans le monde, en particulier pour permettre aux pêcheries et à l’agro-industrie de frigorifier leurs denrées à très faible coût. Il en est en effet bien moins onéreux de stocker de l’énergie dans de la glace que dans des batteries d’accumulateurs.

Mme Marie Bové, responsable des relations publiques du groupe Valorem. Valorem fête cette année ses vingt-cinq ans. Nos 220 salariés sont mobilisés dans différentes agences en France – notamment à Nantes, Carcassonne, Dijon, Amiens, en Guadeloupe et bientôt à Aix-en-Provence – mais aussi en Colombie, au Maroc, en Finlande ou encore en Grèce. Notre personnel est présent au quotidien sur les territoires, au plus près des parcs que nous créons et exploitons. Ceci m’invite à vous livrer une réflexion sur la façon dont nous conduisons nos projets avec les acteurs des territoires. Lorsque nous sommes en confrontation avec les élus locaux, les paysans et les professionnels des services, nous sommes obligés de nous interroger sur les modalités de développement des énergies renouvelables et sur la manière dont les citoyens, les élus et les collectivités peuvent y participer et en retirer un intérêt. Ce bénéfice tient certes aux atouts que présentent les énergies vertes pour le climat et l’environnement. Toutefois, il ne suffit pas de produire différemment de l’énergie pour répondre à la question climatique et environnementale, et encore moins à celle de la biodiversité. Il faut également réfléchir à la façon de construire les parcs, aux précautions à prendre ou encore à la capacité d’une installation à lutter contre l’imperméabilisation des sols.

J’illustrerai cette réflexion sur la protection de la biodiversité par l’exemple de nos centrales photovoltaïques implantées dans le Médoc. En 1999 et 2009, des tempêtes ont détruit la forêt landaise, plus grande forêt industrielle d’Europe, dont l’exploitation participait aux revenus communaux. Pour compenser cette perte de ressources, les communes ont réfléchi à des solutions alternatives. Elles ont eu l’idée d’accueillir une centrale photovoltaïque avec un bail temporaire. Dans le même temps, la forêt serait replantée sur le double ou le triple de sa surface initiale, avec des essences résistant davantage aux tempêtes. Les parcs photovoltaïques contribueraient même à régénérer cette zone humide. À condition d’être suffisamment espacés les uns des autres, les panneaux pourraient suivre la courbe du soleil et assurer une photosynthèse permanente pendant les quatre saisons. Les plantes emblématiques de cette forêt, et notamment les espèces protégées, pourraient ainsi reconquérir ce milieu. Cette solution était inédite. Pour la mettre en œuvre, nous avons été accompagnés par les services de l’État et par des bureaux d’études qui ont répertorié les espèces en présence. Il s’est avéré qu’un papillon qui était en voie de disparition est revenu y faire son habitat.

Les projets d’énergies renouvelables ne sont donc pas nécessairement synonymes de consommation d’espace et d’artificialisation des sols. Nous savons discuter avec les acteurs des territoires et les élus locaux pour faire un bon usage de l’espace, favorable à l’écologie, à la production d’énergie et à l’emploi.

Dans la commune de Sainte-Hélène, toujours dans le Médoc, Valorem a décidé de faire bénéficier très largement les entreprises et les fournisseurs locaux de l’investissement de 30 millions d’euros qu’il réalisait. À 60 %, cet investissement est revenu entre les mains de fournisseurs de panneaux photovoltaïques du Lot-et-Garonne, de fournisseurs de supports de Gironde, ainsi que de l’ensemble des entreprises locales de voirie et réseaux divers. Nous ajoutons aujourd’hui une pièce à cet édifice avec une clause d’insertion. Ainsi, la maîtrise d’ouvrage Valorem oblige sa filiale de construction Valrea et l’ensemble des sous-traitants à réserver au moins 7 % des heures de travail à des personnes sans emploi vivant à proximité du chantier.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Grandidier, combien d’éoliennes le groupe Valorem gère-t-il aujourd’hui ?

M. Jean-Yves Grandidier. En tant que propriétaire ou copropriétaire, nous avons environ 400 MW d’énergies renouvelables en exploitation et en construction. Une petite partie de ce parc est photovoltaïque. Pour le reste, nous comptons 150 à 170 mâts en France. Nous construirons et mettrons en service 17 mâts en Finlande en 2020. En parallèle, Valemo exploite des installations pour des tiers.

M. le président Julien Aubert. Pour le moment, Valemo est donc essentiellement présent en France pour ce qui est de l’éolien.

M. Jean-Yves Grandidier. En effet.

M. le président Julien Aubert. Vous ne gérez pas de parc éolien en Grèce ou en Finlande, par exemple.

M. Jean-Yves Grandidier. Pas encore. Notre activité d’exploitation et de production d’électricité éolienne s’effectue pour le moment en France. La Finlande s’y ajoutera dans un peu plus d’un an via une centrale éolienne dans laquelle nous investissons. Valrea en réalise la construction et Valemo en assurera l’exploitation.

M. le président Julien Aubert. Monsieur le président, vous avez indiqué que votre chiffre d’affaires consolidé se montait à 65 millions d’euros, dont 44 millions d’euros liés à l’activité électrique. Que recouvrent les 21 millions d’euros restants ?

M. Jean-Yves Grandidier. Les règles comptables sont ainsi faites que notre chiffre d’affaires consolidé illustre assez imparfaitement la réalité de notre exploitation. Les 21 millions d’euros de chiffre d’affaires qui ne sont pas liés à la production d’électricité recouvrent des services réalisés pour des tiers. Il s’agit par exemple de l’exploitation et de la maintenance assurées par Valemo pour d’autres fabricants d’éoliennes, investisseurs ou producteurs d’énergie. Il en est de même lorsque Valrea construit tout ou partie d’une installation pour autrui. En Guadeloupe par exemple, nous partageons notre parc éolien avec la Caisse des dépôts et consignations et avec une société d’économie mixte (SEM) d’énergie locale. Toujours au titre des services, nous réalisons des développements pour des tiers. Toutes ces activités entrent dans le chiffre d’affaires consolidé.

M. le président Julien Aubert. Quelle fraction du chiffre d’affaires de Valorem est réalisée à l’international ?

M. Jean-Yves Grandidier. Jusqu’à récemment, nous avons surtout procédé à des développements à l’international. Ce poste induisait donc des coûts plutôt que des revenus. En 2018, notre chiffre d’affaires était principalement réalisé en France. En 2019 toutefois, 25 % à 30 % de notre chiffre d’affaires seront réalisés à l’international, grâce à une opération que nous venons de finaliser.

M. le président Julien Aubert. Sur votre chiffre d’affaires de 44 millions d’euros lié à l’électricité, quelle est la part du solaire ?

M. Jean-Yves Grandidier. Elle est de l’ordre de 1,5 à 2 millions d’euros. Fin 2018, sur les 250 MW nets que nous exploitions, 17 à 18 MW concernaient le solaire, soit moins de 10 %. Notez que le solaire a une productivité plus faible que l’éolien. Il se situe à 1 400 EHPP, contre 2 400 à 2 500 EHPP pour les parcs éoliens.

M. le président Julien Aubert. De fait, l’éolien est-il plus rentable ?

M. Jean-Yves Grandidier. Le solaire demande des investissements moindres par rapport à l’éolien, et ses coûts d’opération sont plus faibles. Pour autant, au prix auquel nous vendons l’électricité, la rentabilité du solaire est inférieure à celle de l’éolien.

M. le président Julien Aubert. Lors des auditions que nous avons menées, le solaire nous a pourtant été présenté comme la panacée, ses coûts ayant considérablement baissé. Je note que moins de 10 % du parc de Valorem concerne le solaire, et que cette activité représente moins de 5 % de son chiffre d’affaires. Nous aurions pu nous attendre à ce que cette part soit plutôt de l’ordre de 15 % du chiffre d’affaires.

Quel résultat dégagez-vous sur votre chiffre d’affaires issu de l’éolien ?

M. Jean-Yves Grandidier. En 2018, le bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciations et amortissements (EBITDA) atteignait 36 millions d’euros pour l’ensemble de nos activités, y compris les services. Le résultat après impôts du groupe s’établit à 10 millions d’euros. L’EBITDA issu de l’activité électrique est de l’ordre de 27 millions d’euros.

M. le président Julien Aubert. Monsieur le président, avez-vous calculé le résultat de vos autres activités de production ? L’objet de ma question est de comprendre l’équilibre économique d’un acteur comme Valorem qui opère dans l’éolien et le solaire. Vous avez expliqué que l’éolien était un peu plus rentable que le solaire. Quelle part de votre résultat est liée à l’activité éolienne ?

M. Jean-Yves Grandidier. Elle est d’environ 5 millions d’euros pour nos 250 MW nets, à raison de 20 000 euros par MW. Je vous communiquerai ces chiffres exacts.

M. le président Julien Aubert. Dans l’éolien, vous réalisez donc 5 millions d’euros de résultat pour 43 millions d’euros de chiffre d’affaires. Cette rentabilité vous paraît-elle satisfaisante ? Vous avez souligné que vous souhaitiez accroître la part de l’activité solaire. Au contraire, nous pourrions nous attendre à ce que vous vous concentriez sur l’éolien, au motif qu’il est plus rentable. Quelle appréciation portez-vous sur la rentabilité de l’éolien, et notamment sur les contraintes législatives ou réglementaires susceptibles de la minimiser ? Est-ce parce que vous êtes insatisfait de cette rentabilité que vous faites le choix économique de vous rééquilibrer sur le solaire ?

M. Jean-Yves Grandidier. Nous avons la volonté de rester un acteur indépendant de production d’électricité. Pour y parvenir et devenir une belle ETI dans la production d’énergie électrique à partir de sources renouvelables en France et ailleurs, il est indispensable que nous agrandissions notre portefeuille d’installations en production, pour atteindre une masse critique suffisante. Nous devons aussi diversifier nos filières pour jouer sur la complémentarité et le foisonnement des énergies au gré des saisons. C’est ainsi que nous pourrons lisser le chiffre d’affaires et limiter les écarts, qui représentent un coût pour l’entreprise. Nous devons en outre flexibiliser notre parc de façon à pouvoir ralentir ou accélérer la production, sans être pénalisés lors de la vente sur le marché. Tels sont nos trois grands enjeux : le volume, la diversification du mix et la flexibilisation du parc électrique.

M. le président Julien Aubert. Combien de parcs de moins de 6 mâts avez-vous ? Je crois savoir que certaines règles diffèrent selon la taille des parcs.

M. Jean-Yves Grandidier. Nous ne sommes pas soumis à cette différenciation, si vous faites référence à la loi de programmation du 3 août 2009 relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement, dite loi « Grenelle 1 ». Nos 25 installations comptent six éoliennes en moyenne, soit 10 à 12 MW. L’un des parcs où nous opérons – que nous ne possédons pas en totalité – atteint 45 MW. Nous construisons actuellement un parc de 10 machines de 3,6 MW chacune dans la Somme, soit 36 MW au total. Enfin, quatre ou cinq de nos parcs ont trois machines de 2 MW.

M. le président Julien Aubert. Vous avez donc plutôt des petits parcs.

M. Jean-Yves Grandidier. En effet. Avant l’entrée en vigueur de la loi Grenelle, la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité nous limitait à 12 MW pour l’éolien. Les parcs que nous avons développés dans les années 2000 et mis en service à partir de 2010 relèvent de ce cadre.

M. le président Julien Aubert. Selon vous, monsieur Grandidier, la disparition du tarif garanti de rachat, venant en aide à l’éolien terrestre notamment, serait-elle de nature à fragiliser votre modèle économique ? Au contraire, les filières éolienne et solaire sont-elles arrivées à un stade de maturité – auquel cas votre enjeu est surtout de trouver des investisseurs capitalistiques suffisamment robustes ?

M. Jean-Yves Grandidier. C’est une question fondamentale. Je suis un ardent défenseur des mécanismes de prix garanti. J’emploie ici le terme utilisé par Jean-Bernard Lévy, président-directeur d’EDF, pour désigner le contrat signé entre cette entreprise et le gouvernement anglais pour la construction de centrales nucléaires. Comme le secteur nucléaire, nous avons besoin de visibilité, car nos activités demandent d’importants investissements capitalistiques. Nous avons besoin d’une stabilité de nos revenus pendant la durée d’amortissement de nos installations, c’est-à-dire vingt ou vingt-cinq ans. Il est essentiel que nous puissions sécuriser nos revenus afin que les banques nous accordent des prêts dans de bonnes conditions. Je défends ardemment ce système.

Dans le cadre de notre projet en Finlande, nous vendrons l’énergie sur le marché. Nous connaissons donc cette problématique et l’expérimentons. Nous signons actuellement des contrats d’achat d’électricité avec des industriels, mais c’est un pis-aller. Nous nous y prêtons car la Finlande ne possède pas de mécanisme de prix garanti, à la différence de la France, de l’Allemagne ou de la Grèce. Notez que le mécanisme de prix garanti est également employé pour la centrale nucléaire de Hinkley Point en Grande-Bretagne. C’est le dispositif optimal. Il permet de tirer parti d’un foisonnement de la production sur un espace géographique large, à l’échelle d’un pays.

Lorsque je signe un contrat d’achat d’électricité avec un industriel, je fais savoir aux banquiers auprès desquels je sollicite un financement que je revendrai l’électricité à un prix donné pendant dix ou quinze ans. Admettons que je vende l’électricité à 0,40 euro le MWh à mon client. Je dois aussi supporter des frais de profilage, c’est-à-dire d’adaptation de la production à la demande. Ils me coûtent 3 à 4 euros par MWh. Au contraire, lorsqu’un mécanisme de prix garanti est appliqué à l’échelle d’un pays, le foisonnement entre en jeu. C’est alors l’équilibre entre la production et la consommation qui détermine le prix.

M. le président Julien Aubert. Maintenant que votre parc est amorti, pourrions-nous considérer que vous n’avez plus besoin d’aides ? Désormais, vous n’êtes plus soumis à la même contrainte capitalistique pour le prolongement ou le renouvellement de vos parcs.

Par ailleurs, monsieur le président, pourquoi développez-vous un projet en Finlande où s’exerce la loi de la compétition, et non en Allemagne où les prix sont garantis ? Je crois d’ailleurs que vous n’avez pas de bureau en Allemagne.

M. Jean-Yves Grandidier. Nous nous sommes implantés en Finlande à une époque où ce pays appliquait un système de tarif garanti, dans la limite de 2 000 MW. Cet objectif a été atteint, après quoi le nouveau gouvernement a annoncé un changement de système. Pour autant, nous sommes restés en Finlande car nous avons estimé que ce pays présentait des conditions favorables au développement de l’énergie éolienne grâce à ses grands espaces, ses vents puissants hautement productifs et la possibilité d’y produire de l’électricité à des coûts faibles.

Je prônerai un système de prix garanti tant que le mécanisme de marché de l’électricité n’aura pas été modifié. Jusqu’à la fin des années 1990, le marché n’était pas libéralisé. Il n’existait pas de bourse de l’électricité. Des opérateurs historiques vendaient l’électricité de manière régulée. La libéralisation a été l’occasion d’instaurer un mécanisme de marché, mais sur la base d’installations déjà amorties et ne subissant que des coûts marginaux de production : achat de combustible pour les énergies fossiles, entretien et maintenance. Aujourd’hui, les acteurs sont sélectionnés sur l’ordre de mérite à l’aune de leur coût marginal de production. Dans la mesure où l’éolien et le solaire n’emploient pas de combustible, leurs coûts marginaux de production sont très faibles, proches de zéro. Nous avons donc tendance à faire baisser le prix spot moyen sur l’année. C’est ce qu’on appelle « l’effet d’ordre de mérite ».

En revanche, nous sommes confrontés à des difficultés si nous avons besoin d’amortir nos installations. À cet égard, nous assistons en Europe à un phénomène de « cannibalisation » : plus il y a d’éolien dans le Nord et plus il y aura de solaire dans le Sud, plus le prix de l’électricité de marché baissera. En conséquence, le prix de capture ne cessera de diminuer par rapport au prix du marché. C’est une double peine. Il est fait en sorte que les prix de l’électricité baissent sur le marché, et le prix de capture est plus bas encore que ce prix spot.

Pour quitter valablement le mécanisme de prix garanti, il faudra mettre en place un autre mécanisme de marché, dès que les énergies renouvelables de flux, comme le solaire et l’éolien, prendront une part importante dans le mix électrique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Grandidier, Valorem affiche la volonté de construire ses projets en concertation avec les territoires. À ce titre, vous mettez en place des financements participatifs. Vous inspirez-vous de modèles de cette nature existant dans d’autres pays ? Cette démarche induit-elle une meilleure acceptabilité de vos projets ? Avez-vous des préconisations à faire sur la bonne manière de rendre vos installations acceptables ?

M. Jean-Yves Grandidier. Valorem est un pionnier du financement participatif. Dès 2010, j’ai dédié un ingénieur à ces questions. Cela nous a conduits à étudier plusieurs modèles. Nous avons également participé à la mise en place des mécanismes de bonus que comportent aujourd’hui les appels d’offres, dans l’éolien et surtout dans le solaire.

En 2018, nous avons réalisé 15 % des levées de fonds participatives totales dans les énergies renouvelables. Nous étions leader en la matière. Depuis 2010, nous avons levé plus de 10 millions d’euros dans ce cadre. L’idée nous en est venue lors de réunions publiques où les habitants revendiquaient une électricité gratuite en contrepartie de la présence d’éoliennes. Cette solution n’était pas envisageable à l’époque, car nous vendions toute notre électricité à EDF à un tarif d’obligation d’achat. Nous avons donc imaginé une autre solution grâce à laquelle nos projets profiteraient directement aux habitants. Désormais, ils peuvent faire des placements dans ce type d’installation presque sans risque, à des rendements bien supérieurs à ceux que propose la Caisse d’épargne.

(Mme Laure de La Raudière, vice-présidente de la commission d’enquête, remplace M. Julien Aubert à la présidence.)

Pour développer nos projets, nous organisons des ateliers techniques de concertation avec les acteurs des territoires afin de trouver les meilleures solutions d’implantation des parcs éoliens et d’améliorer leur acceptabilité.

Nous veillons de surcroît à ce que nos parcs éoliens n’aient pas un impact négatif sur la biodiversité. En Charente-Maritime par exemple se présentent d’importants enjeux ornithologiques. L’agriculture intensive a décimé les populations d’outardes canes peutières, qui nichaient dans les blés et étaient broyées par les moissonneuses-batteuses. Nous avons prévu un budget d’accompagnement et de compensation de 1,4 million d’euros pour développer sur 100 hectares, via des contrats d’agriculture durable, des zones favorables à cette espèce menacée.

J’ai récemment signé une convention avec CDC Biodiversité (groupe Caisse des dépôts) pour mettre en place des mesures compensatoires relatives à des oiseaux endémiques de la forêt landaise. Parallèlement aux parcs photovoltaïques, la Caisse des dépôts créera des zones favorables à la fauvette pitchou et à d’autres espèces.

Enfin, nous introduisons des clauses d’insertion dans nos projets. C’est notamment le cas pour notre parc photovoltaïque implanté dans une ancienne base militaire américaine près de Troyes. Lorsque les maires des communes proches voient des chômeurs de longue durée retrouver du travail grâce à nous, ils s’ouvrent au dialogue. C’est un sésame. Ayant été administrateur d’un plan local d’insertion pour l’emploi à Bègles, j’avais eu connaissance de telles clauses dans les marchés publics. Il m’a paru intéressant de les transposer au photovoltaïque. Le montage de panneaux solaires peut en effet être proposé à des travailleurs peu qualifiés. Marie Bové a mis en place ce dispositif dès 2016-2017 dans nos parcs du Médoc. Il améliore grandement l’acceptabilité de nos réalisations. Les structures d’insertion et les communes se réjouissent de ces débouchés professionnels offerts à des personnes ayant subi des difficultés de la vie et s’étant éloignées de l’emploi. La démarche est fort appréciée localement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Grandidier, pourriez-vous présenter plus en détail les innovations que vous développez en matière de stockage et de pilotage de l’intermittence des énergies ? Où en sont ces technologies, et quelles perspectives d’évolution identifiez-vous ? Qu’en est-il de votre projet d’hydrogène ? Enfin, comment fonctionne votre solution Cryosolar ?

M. Jean-Yves Grandidier. Nous nous dirigeons vers une électrification de la société. L’électricité représente aujourd’hui 25 % de la consommation finale. À en croire l’Agence internationale pour les énergies renouvelables, cette part pourrait atteindre 50 % en 2050. Ce phénomène d’électrification des consommations, doublé d’une rénovation thermique des bâtiments anciens, permettra de réduire drastiquement nos émissions de CO2. Nous pouvons supposer que le système européen de production d’électricité sera largement décarboné en 2050.

À cette même échéance, l’éolien et le solaire pourraient représenter 70 % à 80 % de notre mix électrique. En France, ces deux énergies pourraient à terme remplacer le nucléaire. Je les associe volontairement car elles sont complémentaires au fil des heures et des saisons.

Il ne sera pas besoin, pour autant, de recouvrir notre pays de panneaux solaires et d’éoliennes. Quelque 18 000 éoliennes terrestres seront nécessaires pour que cette énergie atteigne 30 % du mix électrique. L’éolien maritime connaîtra pour sa part un fort développement. Quant au solaire, outre les toitures et les zones déjà occupées par l’homme, nous aurons besoin d’équiper 0,3 % de la surface nationale, soit 160 000 hectares, pour atteindre 80 GW à des coûts de production imbattables.

L’éolien et le solaire présentent un potentiel de développement considérable, sans affecter véritablement le territoire. Il faut mettre en regard la cible de 18 000 éoliennes terrestres avec les 35 000 châteaux d’eau qui existent en France. Ces deux énergies sont aussi celles qui offrent le prix de revient le plus faible.

Pour tirer le meilleur parti de ces avantages, nous devrons adapter nos modes de consommation. Ainsi, 70 % à 80 % de nos consommations d’électricité peuvent être décalées ou stockées dans les usages.

L’éclairage et les appareils électroménagers représentent une part infime de notre consommation. Celle-ci est principalement mobilisée par la production de froid et de chaleur. La meilleure solution, pour profiter des nouvelles électricités à bas coût, est d’effectuer un stockage dans l’usage. C’est le principe du ballon d’eau chaude électrique. Il a été conçu, à l’époque, pour écouler les surplus de production nucléaire la nuit. Stocker de l’électricité sous forme d’usage – en l’occurrence, sous forme d’eau chaude – ne coûte que 30 euros le MWh, quand le stockage d’électricité dans une batterie coûte 200 euros le MWh. Ce prix chutera certes à mesure que progresseront les batteries, mais le différentiel avec le stockage dans l’usage restera prégnant. Ce dernier permet en outre de s’affranchir de l’enjeu environnemental du recyclage des batteries.

Ce qui vaut pour le stockage d’eau chaude vaut aussi pour le froid. Notre solution Cryosolar reproduit somme toute le principe de la glacière, en tirant parti de la frigorie latente. Demain, nos réfrigérateurs individuels ou industriels seront équipés de systèmes à froid latent. Ils fonctionneront au plus fort de l’ensoleillement, entre 11 heures et 17 heures, absorberont les excédents de production d’énergie solaire et les stockeront dans les usages. Nous n’aurons alors que faiblement besoin d’utiliser l’électricité pendant la nuit. Ces solutions sont peu coûteuses.

L’enjeu fondamental est de permettre à nos concitoyens, en même temps qu’ils isolent leur logement, de s’équiper de moyens de stockage dans les usages – de chauffe-eau thermodynamiques, par exemple. Ils pourront ainsi profiter pleinement d’énergies renouvelables peu onéreuses. Si nous ambitionnons une transition énergétique à bas coût, il sera impératif de développer le stockage dans les usages. Les politiques publiques doivent absolument favoriser cette solution. Peut-être y a-t-il d’ailleurs des emplois industriels à la clé.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Grandidier, vous paraît-il plus compliqué de développer des projets en France ou à l’étranger ? La localisation d’un projet en France entraîne-t-elle de facto un surcoût ?

M. Jean-Yves Grandidier. La France est le pays au monde où il est le plus compliqué de développer des projets. En Finlande, en Roumanie ou en Ukraine, l’exercice est plus facile.

Prenons l’exemple de la Finlande. Après y avoir noué un partenariat en 2014, nous y construirons une installation dès 2020. Six ans à peine auront été nécessaires entre le début du développement et sa mise en œuvre. La Finlande ne possède que deux degrés de juridiction, tandis qu’en France, le contentieux des éoliennes faisait l’objet de trois degrés de juridiction jusqu’au décret du 29 novembre 2018. Depuis lors, ce contentieux est jugé en premier ressort par les cours administratives d’appel, ce qui devrait accélérer le processus. En l’état, un recours en France met deux ans en moyenne à être traité par une juridiction. En Finlande, cette durée est moitié moindre. L’Allemagne a spécialisé la cour de Brême dans ces sujets. Peut-être la France devrait-elle faire en sorte que des magistrats des cours administratives d’appel se spécialisent dans les questions éoliennes. Cela ne pourrait qu’accélérer la mise en œuvre des projets. Le bilan économique en serait positif.

La France est un pays idéal pour produire des énergies renouvelables : ses façades l’exposent au vent, ses régimes atlantique et méditerranéen se complètent et offrent un très bon foisonnement. Réseau de transport d’électricité (RTE) estime la capacité de substitution de notre pays à 3 000 MW pour 10 000 MW d’éolien installé. Nos voisins européens ne disposent pas d’un tel atout. Nous pouvons en outre produire une énergie hydraulique grâce à nos montagnes, mais aussi solaire dans le Sud. Étant le plus grand pays de l’Europe de l’Ouest, nous disposons d’espaces où la densité est raisonnable. Nous avons aussi des forêts et des déchets agricoles.

Autre avantage non négligeable, nous sommes situés au cœur de la plaque électrique européenne. Nous pouvons par conséquent exporter nos excédents en Europe. L’Allemagne est obligée d’installer une ligne à très haute tension, de plus de 400 000 volts, pour rapatrier l’excédent de production de ses éoliennes du nord du pays vers Stuttgart et les centres industriels du sud. L’Espagne produira de l’énergie solaire très peu chère en Andalousie, mais comment celle-ci franchira-t-elle les Pyrénées ? La France, pour sa part, est le pays d’Europe le plus interconnecté avec ses voisins. Notre capacité d’interconnexion se monte à 18 GW. C’est un atout considérable qui fait de nous un exportateur potentiel d’énergies renouvelables.

Admettons qu’à terme, la France exporte 100 térawattheures grâce aux énergies renouvelables – éolien, solaire et hydraulique – à raison de 50 euros le MWh. Cela représentera 5 milliards d’euros d’excédents dans la balance commerciale. Aujourd’hui, nous gâchons nos atouts. Nous sommes pusillanimes en matière d’éolien. Voyons grand ! Dans l’éolien, la réussite passe nécessairement par des projets d’ampleur. Si Valorem arrive à produire de l’électricité éolienne à 40 euros par MWh en Finlande, c’est parce que nous pouvons y installer de très hauts mâts et des machines fortement toilées. En France, nous sommes soumis à des limitations de hauteur. Il faut mettre fin à cette attitude circonspecte vis-à-vis de l’éolien. Plus nous pourrons recourir à des grandes turbines, moins nous aurons besoin d’en implanter. Or l’impact visuel des turbines tient à leur nombre et non à leur hauteur. Je vous mets au défi de différencier des éoliennes de 100, 130 ou 140 mètres !

De nombreux territoires français sont propices à l’éolien, à commencer par les grandes plaines qui entourent la capitale. La ceinture de Paris est la zone qui compte le plus d’installations éoliennes terrestres en France. Il n’est pas même nécessaire de développer du réseau pour en tirer profit. L’Allemagne consacre 30 milliards d’euros à la création de réseau pour accompagner la transition énergétique. Sur l’ensemble de son territoire, la France aura besoin d’un budget cinq ou dix fois moindre. Nous gâchons nos atouts, ce qui nous conduit à produire une énergie électrique trop chère. Avec des éoliennes de 2 MW de puissance et 80 mètres de hauteur, je dois vendre l’électricité à 70 euros le MWh sur vingt ans pour qu’un projet soit viable, alors que je la propose à 40 euros le MWh en Finlande. Je le répète, si la France revoyait ses contraintes de puissance des machines, nous aurions besoin d’implanter moins d’éoliennes, l’impact de celles-ci serait atténué, et les coûts de production seraient plus faibles.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’en reviens à ma question initiale, monsieur Grandidier. Lorsque vous soumettez le même projet en France et à l’étranger, anticipez-vous un surcoût dans notre pays, lié aux lenteurs d’élaboration et de traitement des dossiers ?

M. Jean-Yves Grandidier. Oui. Cela tient en partie au fait que les projets français sont plus petits. Or le coût de développement n’est pas proportionnel au nombre de MW qui seront produits. Le surcoût français s’explique aussi par la durée de développement des projets, notamment s’il faut faire face à des recours. La France impose en outre des exigences plus marquées qu’ailleurs. En matière acoustique en particulier, elles sont les plus fortes au monde. Il nous arrive de devoir ralentir ou arrêter nos turbines pour les respecter. Pourtant, une fois les éoliennes installées, les riverains ne s’en plaignent généralement plus. Notez que nous sommes soumis au régime des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE).

M. Nicolas Turquois. Monsieur Grandidier, je vous invite à revoir la biologie de l’outarde. En tant qu’agriculteur, je peux vous assurer que cet oiseau n’est pas décimé lors de la moisson des blés, comme vous l’affirmez. L’outarde apprécie les légumineuses, tout particulièrement les luzernes qui ont largement disparu de notre territoire. C’est plutôt le recul de ces cultures qui induit le déclin de cette espèce.

Je suis intervenu lors d’une réunion publique consacrée à un projet de Valorem dans le nord de la Vienne, non pour défendre spécifiquement cette installation, mais pour expliquer pourquoi les énergies éoliennes étaient soutenues par les gouvernements successifs. Je suis a priori plutôt favorable à l’éolien, mais j’entends aussi certains arguments de ses détracteurs.

Les territoires que je connais où sont implantées des éoliennes ont souvent une population très modeste. Certains habitants concourent aux projets de financement participatif, mais d’autres n’en ont pas les moyens. Ils estiment subir le désagrément visuel, voire sonore, d’éoliennes qui satisfont des consommations non pas locales, mais urbaines. Le financement participatif me semble plutôt relever d’un achat des bonnes consciences. Tous nos concitoyens ne peuvent pas en bénéficier. Vous avez évoqué, monsieur Grandidier, la revendication d’une électricité gratuite en contrepartie de la présence d’éoliennes. Ne faudrait-il pas prévoir au moins des financements pour aider les riverains de vos installations à isoler leur logement, par exemple à poser des doubles vitrages pour se protéger des nuisances sonores des éoliennes ?

J’en viens à la question des socles en béton des éoliennes. Je crois savoir qu’en cas de démantèlement d’une installation, la réglementation impose de retirer le béton sur un ou deux mètres de profondeur, pas davantage. Or un sol reconstitué sur une surface de béton ne fonctionne pas correctement d’un point de vue agronomique.

Je m’interroge enfin sur la garantie financière liée au démantèlement des éoliennes. Si les exploitants font défaut, le risque est que des propriétaires bailleurs se retrouvent, quinze ou vingt ans plus tard, avec des éoliennes inemployées dans leurs champs.

M. Jean-Yves Grandidier. Je reconnais, monsieur Turquois, que certaines de nos opérations de financement participatif ont plutôt mobilisé des habitants de la région parisienne. Nous avons pris l’habitude de les réserver, assez rapidement après leur ouverture, aux riverains de nos projets. Dans les appels d’offres, solaires en particulier, le financement participatif est désormais réservé au département qui accueille l’installation et aux départements limitrophes.

Prenons l’exemple du parc photovoltaïque que nous construisons aux environs de Troyes. La SEM Énergie de Troyes a investi dans le projet. En parallèle, nous avons recherché 700 000 euros d’investissement participatif. Ce ne fut pas sans difficulté, car nous n’avions plus affaire à des technophiles parisiens prompts à investir dans ces sujets. Cependant, nos clauses d’insertion et la communication que nous avons menée sur le projet ont incité les habitants et les agriculteurs à contribuer au financement participatif. Les incitations à ce type de financement qui existent actuellement pour l’éolien, et plus encore pour le solaire, élargissent le spectre des participants, au-delà des grandes métropoles.

M. Nicolas Turquois. Monsieur Grandidier, ma question faisait référence aux voisins directs des éoliennes, qui en subissent l’impact visuel. En contrepartie, quel retour tirent-ils de ces installations ? Peut-être leur collectivité y trouve-t-elle un bénéfice, mais ce n’est pas même assuré. Il arrive en effet que les projets soient situés en bordure d’une commune voisine. Cette dernière en subit les inconvénients, sans profiter de leurs éventuelles retombées.

M. Jean-Yves Grandidier. Notre projet éolien de La Luzette, à la frontière entre le Cantal et le Lot, illustre votre préoccupation, monsieur Turquois. Nous avons vendu 35 % du parc à la coopérative des Fermes de Figeac. Celle-ci a réparti l’investissement participatif sur le territoire entourant le parc. Elle était déjà impliquée dans les énergies renouvelables, certains de ses adhérents s’étant équipés de toits photovoltaïques. Elle a souhaité investir dans notre parc. Trois cents personnes ont répondu à l’appel, pour près de 3 millions d’euros. Malheureusement, cette coopérative a surtout organisé des réunions publiques dans la région de Figeac, oubliant une partie des personnes susceptibles d’être intéressées. Quoi qu’il en soit, cet exemple révèle l’attrait de nos concitoyens pour ce type de financement participatif. Outre les particuliers, des industriels comme Andros, implanté dans le Lot, ont investi dans ce parc.

Mme Marie Bové. Nous souhaitions que ce projet de financement participatif inclue des jeunes agriculteurs, bien qu’ils n’aient pas encore une épargne suffisante pour y contribuer. La coopérative des Fermes de Figeac a négocié un prêt à leur intention auprès des banques. De fait, leur investissement leur rapporte davantage que les mensualités qu’ils doivent verser. Des dynamiques se mettent en place dans le monde rural pour accueillir le maximum de personnes dans ces projets. Ainsi, 110 paysans et plus de 200 habitants des deux communes concernées ont pris part au projet de La Luzette. Des solutions existent pour élargir la participation. Je rencontre même dans le Lot des paysans qui regrettent de ne pas s’être engagés dans l’aventure.

M. Jean-Yves Grandidier. Dans le cadre du projet de La Luzette, nous avons mis en place un investissement dont le rendement est sécurisé pour les agriculteurs. Ils sont assurés d’une rentabilité à un horizon de quinze ans. À cette échéance, une option d’achat nous oblige à acquérir leur participation à un prix qui leur garantit une certaine rentabilité.

Par ailleurs, nous travaillons avec Enercoop sur la possibilité de vendre l’électricité à des prix préférentiels aux habitants situés autour de nos parcs. Nous ne pouvions pas y procéder tant que nous étions soumis à des tarifs d’obligation d’achat. Depuis l’entrée en vigueur de la loi de transition énergétique pour la croissance verte, nous vendons l’électricité au marché et percevons un complément de rémunération. Nous pouvons donc envisager que via une marque blanche, une ferme éolienne fasse bénéficier ses riverains de prix préférentiels, en recourant à un opérateur et à un fournisseur d’énergie électrique comme Enercoop.

J’en arrive au socle en béton des éoliennes. Il est possible de retirer intégralement ces fondations. Nous y avons procédé pour une machine. L’opération est certes plus coûteuse qu’un retrait partiel. Cela étant, le démantèlement d’un parc éolien coûte 50 000 à 75 000 euros par MW, soit 3 % à 5 % du coût de construction. Ce prix reste donc relativement faible, sans commune mesure avec celui du démantèlement des installations nucléaires.

Les préfets sont chargés de vérifier tous les ans que nous présentons bien des garanties de démantèlement. Si nous faisons défaut, ils ont le pouvoir de retirer nos autorisations. Ceci vaut jusqu’à la fin de vie des parcs. Même si l’opérateur initial n’est plus présent lorsqu’un parc doit être démantelé, la garantie et le système assurantiel persistent.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Cette garantie ne se monte qu’à 50 000 euros.

M. Jean-Yves Grandidier. Elle est basée sur une valeur de 50 000 euros par éolienne. Peut-être cette valeur devrait-elle être rehaussée, à hauteur de 100 000 euros pour une éolienne de 2 MW et de 150 000 euros pour une éolienne de 3 MW.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Nous avons connaissance de devis de démantèlement d’éoliennes largement supérieurs à 50 000 euros par MW.

M. François-Michel Lambert. Je m’étonne des éléments de calcul que vous avancez sur le démantèlement des éoliennes, monsieur Grandidier. En effet, ils sont loin de prendre en compte la globalité des impacts de ces installations et les perspectives d’innovation qui s’offrent à nous. Qui sait si, dans dix ou vingt ans, le béton n’aura pas une nouvelle valeur ? Si les matériaux de construction viennent à manquer, les socles d’éoliennes pourraient être réemployés dans la fabrication de ponts ou d’immeubles. Ces installations seraient donc valorisées plutôt qu’elles ne coûteraient.

Monsieur Grandidier, vous n’avez pas évoqué le gaz. De grands transporteurs comme GRTgaz anticipent qu’en 2050, le gaz pourrait ne plus émettre de CO2. Vous y intéressez-vous ? Qu’en est-il de l’hydrogène ?

Par ailleurs, quelle est votre perception de la décentralisation des politiques publiques en matière énergétique ? Comment, selon vous, investir pleinement les territoires et les décideurs locaux de sujets de développement des énergies renouvelables ?

J’en viens aux innovations. La technologie de la chaîne de blocs est-elle susceptible de créer une rupture et d’instaurer un tout autre modèle économique dans le domaine énergétique, au-delà de la seule production d’énergie ? Ceci nous renvoie à l’économie de la fonctionnalité et aux possibles changements de paradigme que pourrait connaître ce secteur : partage d’énergies d’hyperproximité, autoconsommation, etc. Comment intégrez-vous ces points de rupture dans vos stratégies, monsieur le président ? Qu’attendez-vous des élus et du législateur ? Faut-il faire évoluer le financement participatif en conséquence ? Celui-ci pourrait-il être intégré aux appels d’offres de marchés publics, de telle sorte que les collectivités puissent y recourir pour développer des projets de production d’énergie décentralisée ?

À vous écouter enfin, monsieur Grandidier, il semble que votre frein principal réside dans notre modèle de comptabilité. Vous êtes sans cesse renvoyé à des comparaisons typiques d’une comptabilité incapable de valoriser l’apport positif de votre production énergétique. Cette comptabilité se focalise sur les flux financiers et néglige les impacts extra-financiers, qu’ils soient sociaux ou environnementaux. Il existe certes quelques indicateurs de responsabilité sociale et environnementale. Au-delà, et à l’instar d’une expérimentation menée en Provence-Alpes-Côte-d’Azur, n’est-il pas nécessaire de faire émerger une nouvelle forme de comptabilité intégrée qui traduise, dans un bilan unique, l’ensemble des facteurs en jeu, monétaires et non monétaires ? Vos actions de préservation des espaces naturels et d’insertion professionnelle viendraient ainsi renforcer le bilan de votre structure. Cette approche démontrerait qu’au-delà de la production d’électricité, vous apportez un bénéfice aux territoires. Les financeurs publics ou privés pourraient s’en trouver rassurés.

M. Jean-Yves Grandidier. Valorem a élaboré un cahier d’acteur en 2018 dans le cadre du débat sur la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). À l’horizon de 2035, nous nous sommes positionnés sur un scénario dit « watt renforcé par les énergies renouvelables ». Il vise le développement des énergies renouvelables, de flux en particulier. Un accent serait mis sur le solaire ainsi que sur l’éolien marin. Pour ce dernier, nous tablons sur un accroissement de 1,5 GW par an, contre les 0,6 GW prévus dans l’actuel projet de PPE.

Nous avons conservé, dans notre modèle, les 6 GW de gaz que nous produisons actuellement. En effet, le nouveau monde électrique imposera de changer de vision. Nous ne raisonnerons plus en production de base, de semi-base et de pointe, mais en énergies renouvelables de flux – éolien et solaire principalement, hydraulique dans une moindre mesure – et en besoins d’appoint. Le gaz fournira précisément un appoint. Cette énergie sera probablement davantage renouvelable en 2035 qu’aujourd’hui.

Durant une large partie de l’année, nous aurons des surplus de production d’électricité éolienne et solaire. Nous pourrons en profiter pour fabriquer de l’hydrogène. À ce jour, l’essentiel du million de tonnes d’hydrogène utilisées pour des usages industriels en France provient du reformage du méthane. Cette opération produit 10 millions de tonnes de gaz à effet de serre. Grâce à nos surplus d’énergie non carbonée – nucléaire aujourd’hui, renouvelable demain – nous pouvons produire un hydrogène peu émetteur de gaz à effet de serre, via l’électrolyse de l’eau. Ce gaz pourra être utilisé dans l’industrie. Nous pourrions ensuite envisager qu’une partie de cet hydrogène soit injectée dans les transports.

À cela s’ajoutent la conversation d’électricité en gaz – power to gas – et l’opération inverse – gas to power. L’hydrogène pourrait être introduit directement dans les réseaux de gaz. Cette solution présente certes des difficultés. À la campagne toutefois, elle pourrait être combinée avec du méthane ayant été séparé du biogaz, et qui serait réinjecté. L’électrolyse de l’eau offrirait alors la possibilité de faire du gas to power. Demain, ces installations de production de gaz renouvelable et d’injection de gaz pourront être équipées de centrales d’appoint qui fonctionneront quelques centaines d’heures par an, lors des pointes de consommation. Le gaz ainsi mobilisé sera de plus en plus renouvelable. Des systèmes de facturation nette pourront tracer cette caractéristique.

Selon notre scénario pour 2035, nous aurons besoin de 10 GW d’appoint. C’est pourquoi nous proposons, plutôt que de fermer les centrales à charbon, de les transformer en centrales fonctionnant avec des combustibles verts. EDF développe en ce sens une solution dite Ecocombust dans la centrale de Cordemais. Il espère faire fonctionner deux tranches de 600 MW durant 500 heures par an grâce à un combustible vert alternatif au charbon mais présentant exactement les mêmes caractéristiques. Cela lui permettra de maintenir une partie des emplois de la centrale de Cordemais tout au long de l’année, puisqu’il faudra fabriquer ce combustible vert. L’investissement est déjà réalisé, et les tranches ont été rénovées. J’y vois une façon intéressante de répondre aux besoins d’appoint. Une étude du Conseil économique et social environnemental régional des Pays-de-la-Loire montre que le coût marginal de cette production serait de 120 euros par MWh. Il est certes élevé, mais cette énergie viendrait uniquement combler les pointes 500 heures par an. Aujourd’hui, 500 heures par an, la France paie l’électricité à un prix supérieur.

J’en arrive à votre question sur la décentralisation, monsieur Lambert. Dans notre modèle, nous prévoyons que les centrales photovoltaïques soient pilotables. Elles écrêteraient une partie de leur production dans la journée pour ensuite participer à la pointe du soir, grâce à un stockage dans des batteries. Nous connaîtrons une volatilité des prix : une fois le soleil couché, l’électricité sera plus chère. Sachant que le prix des batteries baissera, il y aura une logique économique à stocker une partie de la production solaire – et ce, d’autant que nous économiserons sur des coûts de réseau. Dans le sud de la France, les capacités d’accueil de photovoltaïque sont saturées. Cette énergie mettra du temps à se développer dans cette zone. Ce développement serait très coûteux s’il visait un fonctionnement 1 400 heures par an. Des investissements raisonnables peuvent permettre d’atteindre un fonctionnement 2 500 heures par an.

La SEM Énergie de Troyes a investi il y a dix ans déjà dans un parc éolien. Depuis, elle a également investi dans notre parc photovoltaïque. Des acteurs de ce type nous accompagnent de longue date. Nous montons actuellement un partenariat avec la métropole de Bordeaux, qui a créé une SEM Energie. Elle ambitionne d’être un territoire à énergie positive en 2050. La métropole seule n’a pas les moyens d’atteindre cet objectif, pour des raisons de densité notamment. Elle recourra donc à la contribution des territoires voisins. Nous souhaitons que les potentiels éoliens et solaires de ceux-ci, des Landes notamment, soient mobilisés dans des partenariats associant une SEM locale de production d’énergie et la SEM Énergie de Bordeaux. Cela contribuera à une nouvelle solidarité entre les territoires urbains et ruraux, qui ont besoin les uns des autres.

Quant à la chaîne de blocs, monsieur Lambert, elle est essentiellement associée à l’autoconsommation. Cette dernière figure dans la loi de transition énergétique pour la croissance verte. Je milite pour que nous allions plus loin et pour que la consommation en circuit court soit favorisée par la loi. Vous pouvez nous y aider. Nous peinons à faire admettre qu’un périmètre d’autoconsommation soit largement exonéré du tarif d’utilisation des réseaux publics l’électricité (TURPE).

L’autoconsommation constitue bel et bien un changement de paradigme. Demain, nos réfrigérateurs fonctionneront grâce à l’électricité solaire produite sur les toits de nos maisons à la mi-journée. Nous stockerons aussi l’énergie dans les usages. Bien qu’elle ne fonctionne que dans la journée, la production solaire satisfera une grande partie de nos besoins en électricité, en autoconsommation.

Mme Marie Bové. La comptabilité intégrée que vous évoquez, monsieur Lambert, pose la question des services rendus par la nature. Au-delà de la séquestration du CO2, ces services sont très nombreux : la biodiversité contribue à la pollinisation des cultures, la perméabilité des sols induit des coûts évités en termes d’inondation et d’incendie, sans compter la valeur récréative des espaces naturels. Certaines associations de protection de l’environnement s’efforcent de chiffrer ces services rendus par la nature. WWF France y a procédé pour le projet Fermes d’avenir dans l’Essonne, par exemple.

Dans l’énergie, cette approche n’en est qu’aux balbutiements. Nous ne disposons pas d’étalon auquel nous puissions nous référer. À ce jour, nous pouvons simplement valoriser le bénéfice social des clauses d’insertion de nos projets. Plus largement, un travail mériterait d’être mené pour prendre en compte l’apport global des énergies renouvelables à l’environnement et aux populations. Cette réflexion est entamée avec les directions régionales de l’environnement, de l’aménagement et du logement. Nous aurons besoin du soutien des politiques pour trouver un accord sur les critères devant être retenus à ce titre. Il faudra notamment juger si une installation d’énergie renouvelable est un élément d’urbanisation et d’imperméabilisation des sols. Sachez qu’une centrale photovoltaïque, dès lors qu’elle est construite dans certaines conditions, ne contribue ni à l’artificialisation ni à l’imperméabilisation d’une terre. Au contraire, elle peut rendre des services. Ces arguments sont à construire avec les acteurs politiques et les associations, afin que les opérateurs sachent si leurs projets sont éligibles ou non aux appels d’offres, notamment à ceux de la CRE.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Monsieur Grandidier, vous avez comparé les éoliennes aux châteaux d’eau. Je souligne que ces derniers ne sont hauts que de 25 mètres, qu’ils ne sont pas en rotation et ne clignotent pas la nuit. Ils ne présentent donc pas les mêmes nuisances que les éoliennes.

Par ailleurs, certains interlocuteurs que nous avons auditionnés ont expliqué qu’un développement trop marqué de l’autoconsommation et des circuits courts irait à l’encontre des principes de péréquation et de tarif unique. En effet, la part de péréquation qui existe aujourd’hui dans le tarif de l’électricité serait supportée par un plus faible nombre de personnes. Cela représenterait une injustice, notamment dans la couverture du TURPE.

M. Jean-Yves Grandidier. Nous aurons toujours besoin du réseau, que ce soit pour évacuer les surplus de production ou pour satisfaire les besoins de consommation. De mon point de vue – et je crois savoir que le président de RTE le partage –, la part fixe du TURPE augmentera certainement. En revanche, la part liée à l’énergie pourrait décroître. Les citoyens payeront la mise à disposition d’un service dont ils pourront s’emparer ou non. Un foyer souscrira un abonnement de 1 kW ; la majeure partie du temps, il n’a guère besoin de plus. Il aura facilement la possibilité d’appeler davantage de courant, par exemple entre 11 heures et 16 heures, quand des surplus d’énergie solaire pourront être autoconsommés localement, sans surcoût. Demain, le TURPE dépendra peut-être moins de l’énergie, et davantage de la puissance, de la capacité et des services mis à la disposition des usagers par le réseau.

L’audition s’achève à vingt heures vingt.

*

23. Audition, ouverte à la presse, de M. Daniel Bour, président d’Enerplan, accompagné de M. Richard Loyen, délégué général, de M. David Gréau, responsable des relations institutionnelles et de M. Antoine Huard, président du think tank France Territoire Solaire (14 mai 2019)

L’audition débute à dix-sept heures cinq.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Mes chers collègues, nous accueillons ce soir les représentants du syndicat des professionnels de l’énergie solaire, Énerplan : M. Daniel Bour, son président, est accompagné de M. Richard Loyen, délégué général, de M. David Gréau, responsable des relations institutionnelles, et de M. Antoine Huard, président du think tank France territoire solaire.

Messieurs, nous allons beaucoup discuter d’autoconsommation ce soir, puisque, a priori, l’activité des professionnels que vous fédérez vise à fournir de la chaleur ou de l’électricité localement. Elle vise également à alimenter le bouquet électrique national et local au moyen des centrales de production.

Vous indiquez qu’Énerplan s’ouvre aux questions de stockage, d’électromobilité et de numérisation de l’énergie. Vous présentez votre activité comme suit : « Notre détermination, c’est faire aboutir rapidement une offre d’électricité et de chaleur solaires compétitive pour les Français et créatrice de valeur dans les territoires. Notre engagement : formuler des propositions crédibles et agir afin d’amplifier la dynamique du solaire au niveau national et dans les régions. »

Après avoir envisagé l’autoconsommation sur le plan technique, vous estimez que des taux élevés d’autoconsommation pourraient être atteints sans avoir recours au stockage. Mais aussi que dans l’habitat individuel, les pics de consommation du matin et du soir pourraient être aisément déplacés aux heures solaires, grâce à des dispositifs de pilotage intelligents de la demande permettant d’optimiser le taux de rentabilité.

Vous nous direz comment vous arrivez à ces objectifs. De nombreuses personnes que nous avons auditionnées nous ont expliqué que le solaire ne servait pas à grand-chose la nuit, et qu’il s’agissait d’une énergie, par essence, non pilotable. Je vous indique cela en transcrivant de façon un peu caricaturale et rapide des propos qui ont été tenus par des personnes provenant de filières énergétiques différentes de la vôtre. Vous nous expliquerez comment il est possible d’arriver à piloter cette énergie.

Vous donnez aussi une dimension politique et sociale à l’autoconsommation. Un point important pour cette commission, car les personnes qui pratiquent l’autoconsommation ne financent pas nécessairement la péréquation tarifaire de l’accès au réseau ; comment résoudre cette question ?

Où en serons-nous dans cinq ans, horizon que vous avez retenu pour une faisabilité technique en matière de stockage ?

Comment créer des réseaux décentralisés ? Dans ce cas, la somme des puissances nécessaires pour couvrir les pointes de consommation décentralisées ne sera-t-elle pas supérieure à la puissance de pointe requise par un réseau centralisé ?

Enfin, la présentation avantageuse de l’autoconsommation et du stockage ne fait-elle pas l’impasse sur la péréquation permise par un réseau centralisé ?

Monsieur Bour, je vous propose de nous présenter un exposé liminaire de quinze minutes, notre rapporteure et les membres de la commission d’enquête vous poseront ensuite des questions.

Messieurs, avant de vous donner la parole, je rappelle que l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rient que la vérité.

Je vous invite à lever la main droite et à dire « je le jure ».

(MM. Bour et Loyen prêtent serment)

M. Daniel Bour, président d’Érneplan. Madame la présidente, je commencerai par vous présenter la filière photovoltaïque dans son ensemble. Je m’appuierai, pour cela, sur un certain nombre de slides.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) fixe, pour le solaire, des objectifs ambitieux à l’horizon 2028. La part du solaire dans la production électrique passerait de 2 %, à 10 % en dix ans. Ces chiffres nous semblent réalistes et réalisables, pour plusieurs raisons.

La première est l’évolution des prix : le prix de l’électricité solaire photovoltaïque a chuté sur l’ensemble des segments du marché – le résidentiel, moins 12,5 %, les grandes toitures, moins16,1 % par an et les centrales au sol, moins 18,3 % par an.

Seconde raison : historiquement, le solaire avait un coût élevé pour la contribution au service public de l’électricité (CSPE) – qui a été absorbée en 2016 par la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE). Aujourd’hui, les volumes des centrales solaires raccordées en 2018 représentent un engagement de 50 millions d’euros par an pour les charges publiques, contre 613 millions par an en 2011.

Les chiffres indiqués sur le slide ne sont pas ceux des nouvelles centrales, mais ceux des centrales qui ont gagné des appels d’offres il y a deux ans. Je n’entrerai pas dans le détail, je souhaitais simplement vous montrer la chute très forte des tarifs, notamment pour les centrales au sol.

Par tranche de cent mégawatts, entre 2011 et 2018, les aides publiques ont été divisées par dix pour les plus grandes centrales, un peu moins fortement pour les toitures et le résidentiel.

Les lauréats des derniers appels d’offres verront leurs centrales raccordées d’ici à deux ans. Le prix aura encore baissé.

Actuellement, le prix moyen de marché est de cinquante-huit euros et quatre-vingt-six centimes par mégawattheure pour les centrales au sol et le coût du soutien public n’est plus que de 6,67 euros par mégawattheure, soit un coût annuel de 867 700 euros pour cent mégawatts. J’insiste sur ce point : les centrales au sol, par rapport au prix de marché, ne bénéficient que d’un très faible soutien public. Et non seulement elles vont coûter de moins en moins cher, mais elles feront un jour gagner de l’argent à l’État.

Je vous arrête tout de suite si vous songez à supprimer les aides publiques ! Elles sont fondamentales, le prix de marché n’étant ni constant ni bien connu. En garantissant un prix, l’État favorise énormément la diminution des coûts.

Le prix moyen de marché pour les centrales en toiture, qui ont emporté les derniers appels d’offres, est de 84,65 euros par mégawattheure, le coût du soutien public pour chaque mégawatt est de 32,46 euros par mégawattheure, soit un coût annuel de 3 732 000 euros pour cent mégawatts.

Cependant, les centrales au sol génèrent des recettes fiscales récurrentes pour la collectivité, pour un montant total de 1 400 000 euros par an pour cent mégawatts : imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER), taxe foncière, cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE), cotisation foncière des entreprises (CFE) et impôt sur les sociétés.

Ce qui signifie que, sur la base du prix de marché actuel, les centrales au sol qui ont emporté les derniers appels d’offres génèrent un bénéfice pour la collectivité de 500 000 euros par an.

Il s’agit là d’un changement de paradigme. La compétitivité du solaire a progressivement permis de coûter moins cher et, aujourd’hui, d’être dans une phase plus positive.

Nous l’expliquons de façon plus explicite encore, avec le tableau suivant. Le soutien de l’État est de garantir un prix donné au producteur. En contrepartie, celui-ci se doit de mettre sur le marché chaque kilowattheure produit.

Cependant le prix de marché évolue chaque jour. Si, entre 2017 et 2018, l’État a perdu de manière permanente de l’argent, à certaines périodes, de l’argent lui a été reversé ; et plus nous avancerons dans le temps, plus les versements seront importants. En effet, les centrales solaires au sol produisent une électricité à un prix fixe sur vingt ans, dont le niveau est d’ores et déjà, sur certaines périodes, inférieur au prix du marché.

N’en déduisez pas, là aussi, que nous puissions nous passer des appels d’offres. Une énergie s’amortit sur vingt ans, nous avons donc besoin de visibilité. Si nous étions sur un marché classique, sans garantie de l’État, le coût financier serait plus que doublé. Sans visibilité, chacun prendrait plus de précautions – les banques, les investisseurs, etc. C’est bien grâce à cette garantie de l’État, que les investisseurs et les financiers se sentent en sécurité et acceptent des taux extrêmement bas. Ce qui explique la compétitivité du solaire.

Aujourd’hui, quand l’État investit dans le solaire, il ne s’agit plus d’une aide, mais bien d’un investissement, puisqu’il bénéficiera d’un retour – les courbes le montrent déjà.

Cependant, le solaire est l’énergie la moins chère de toutes les énergies ; si le prix de marché était plus bas, beaucoup d’autres énergies seraient en difficulté. Ce qui ne veut pas dire qu’il n’y aura pas de moments de crise – parfois le marché est négatif. Les prévisions présentées par la PPE indiquent une augmentation régulière du prix de marché.

Nous pouvons en parler durant des heures, peu de personnes peuvent réellement deviner quel sera le prix de marché futur.

Venons-en aux coûts globaux des énergies renouvelables (EnR), et en particulier, au coût du solaire. L’essentiel des charges de service public consacrées au soutien des EnR correspond à des contrats déjà engagés, dont le poids va décroître dans les années à venir. S’agissant du solaire, c’est bien ce coût historique que nous sommes en train de payer, et non pas les nouvelles centrales.

Par ailleurs, les spécificités du contexte français conduisent à des prix de l’électricité solaire plus élevés qu’ailleurs, notamment en Allemagne. Bien entendu, certaines d’entre elles sont tout à fait logiques, notamment dans le cadre de la transition énergétique.

Nous avons décomposé le prix de l’électricité d’un projet de centrale solaire au sol, qui est de 56,8 euros. Sont compris dans ce prix les éléments suivants : d’abord, le critère carbone, qui a une raison d’être dans le cadre de la transition énergétique.

Ensuite, la S3RENR. La France a choisi de faire supporter aux EnR tous les coûts de l’amélioration et d’adaptation au réseau, contrairement à d’autres pays européens, où le coût est pris en charge par la collectivité. Les fournisseurs sont inquiets, une explosion de ce poste étant prévue dans les dix années qui viennent.

Enfin, l’IFER, un impôt qui a été décidé il y a une dizaine d’années, et justifié par la volonté de bien ancrer les EnR dans les territoires. Il s’agit en réalité d’un impôt qui pèse très lourd dans le solaire, puisque son taux est le même pour une centrale qui produit le mégawattheure à 400 euros que pour une centrale qui le produit à quatre ou cinq euros.

Le taux d’IFER payé par les producteurs d’énergies solaires et éoliennes est le double du nucléaire et du thermique, alors que le solaire produit, en nombre d’heures, moins que toutes les autres énergies. Par ailleurs, il nous semble que l’IFER devrait faire l’objet d’un débat afin de s’assurer qu’il est fléché correctement, les communes rurales, dans lesquelles sont implantées les centrales, n’en bénéficiant quasiment pas – contrairement aux intercommunalités, agglomérations et départements.

Sans toutes ces spécificités, le prix moyen passerait de 56,8 à 45,8 euros, soit une différence significative. Il ne s’agit pas pour nous de contester ces décisions, ce sont des choix réglementaires, politiques. Je vous demande simplement de les prendre en compte, lorsque vous procédez à des comparaisons, notamment avec d’autres pays européens.

Dans cette première partie, nous nous sommes efforcés de vous expliquer le coût financier du solaire pour la collectivité ; un coût qui devient extrêmement réduit – quasi nul pour les centrales au sol. Nous avons fait, en termes de compétitivité, l’essentiel du chemin.

Dans un deuxième temps, nous vous présenterons l’activité de la filière et notamment les emplois qui ont été créés et à venir. Les chiffres que nous avons repris dans notre présentation proviennent d’une étude effectuée, en liaison avec notre syndicat, par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) et la société Care&Consult. Elle vise à mettre en perspective les emplois qui seront créés, en application de la PPE – à horizon 2023.

Dans un premier temps, suite au moratoire, qui a été très violent, l’emploi a fortement diminué – il a été divisé par deux. Ce qui démontre, encore une fois, que lorsqu’on coupe la visibilité économique d’une activité, les conséquences en termes d’emplois sont dramatiques. Puis, dès qu’il a été remis de la visibilité sur le solaire, nous avons recommencé à recruter – et cela s’accélère. Le nombre d’emplois va quasiment doubler entre 2016 et 2023 – plus 10 000 emplois –, et nous estimons être capables d’en créer 20 000 supplémentaires d’ici à 2028. Le nombre d’emplois indirects est important, et il est parfois difficile de les mesurer.

Notre troisième partie tend à vous présenter quelques idées reçues sur l’énergie solaire photovoltaïque, ce que j’appelle le « péché originel » du solaire. Cette énergie a connu un engouement incroyable dans les années 2009-2010, mais a fait l’objet d’un moratoire. Certaines idées reçues se sont développées ; si certaines, à l’époque, étaient vraies, ce n’est plus le cas aujourd’hui. Nous souhaitons donc revenir sur les principales.

Premièrement : « tous les panneaux solaires viennent de Chine » et coûtent extrêmement cher. S’il est vrai que le Chine est le premier producteur mondial de panneaux solaires, elle produit avant tout pour ses propres besoins. Un panneau est composé de différents éléments – cellules, plaquettes, cadre… Les plaquettes proviennent principalement de Norvège et en partie de la France. Il s’agit de la partie la plus énergétivore, la plus importante si nous voulons baisser notre empreinte carbone. Or la Norvège, grâce à ses barrages a une empreinte carbone extrêmement faible.

Les cellules, quant à elles, proviennent en majorité de Corée du Sud. Enfin, le montage, l’addition de toutes les cellules, est une étape importante mais méprisée, alors que c’est à ce moment-là qu’il est possible de faire des économies et de l’ergonomie. Les modules sont principalement assemblés en France, il faut le souligner.

Deuxièmement : « un panneau solaire permet d’économiser moins de CO2 qu’il n’en a été produit lors de sa fabrication ». Le temps de retour énergétique d’un panneau solaire est inférieur à trois ans et son temps de retour carbone en France se situe entre un et cinq ans.

Par ailleurs, selon la PPE, l’accroissement des capacités EnR – passer de 2 % à 10 % – ne nécessite pas de back-up. Et c’est le réseau de transport de l’électricité (RTE) qui l’affirme.

Troisièmement : « l’intermittence de l’énergie solaire la rend peu intéressante, car elle ne produit que 15 % du temps ». Dans la réalité, un panneau solaire produit de l’électricité 47 % du temps. L’énergie solaire est, certes, variable, mais prédictible. Sa gestion ne pose aucun problème, et peut être incluse dans la distribution jusqu’à 10 % sans back-up.

L’énergie solaire contribue à une transition énergétique harmonieuse, puisqu’elle coche à peu près toutes les cases demandées : retombée sur l’emploi ; retombée pour les collectivités, les centrales étant construites sur des communes rurales ; coût du soutien porté par le consommateur ; bénéfices environnementaux ; occupation des sols ; revalorisation du patrimoine terrien et immobilier ; participation des populations aux enjeux énergie-climat.

Concernant l’occupation des sols, l’enjeu pour les années à venir est de passer de huit gigawatts à quarante. Nous aurons besoin pour ce faire, selon la PPE, de deux mille hectares par an ; c’est à la fois peu et beaucoup. C’est la raison pour laquelle, nous privilégierons les terrains artificialisés. D’ailleurs, 73 % des lauréats des appels d’offres proposaient des terrains artificialisés.

Quels sont les enjeux pour atteindre les objectifs, de façon harmonieuse, et quels sont les points qui doivent être réglés pour y arriver ? J’en citerai trois. D’abord, les permis de construire, un système qui fonctionne mal en France.

Ensuite, la symbiose avec l’agriculture : comment pouvons-nous être un allié pour les agriculteurs, leur faire bénéficier d’un revenu, sans perturber l’agriculture – notamment sans utiliser les terres agricoles ?

Enfin, le respect de la concurrence. Le photovoltaïque, qui était jusque-là une activité de petites et moyennes entreprises (PME) et d’entreprises de petite taille (ETI), voient arriver les grands groupes – ce que nous pouvons considérer comme une marque de reconnaissance. De sorte que nous serons vigilants quant à ce que tous les acteurs puissent répondre de manière transparente et homogène aux appels d’offres.

En effet, les acteurs doivent, en général, répondre à un premier appel d’offres qui leur permet d’acquérir des terrains, avant de répondre à celui de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Si, par exemple, les terrains de l’armée étaient attribués à un ou deux opérateurs seulement, nous taperons sur la table pour évoquer le non-respect de la concurrence.

Quel futur pour le solaire ? D’abord, nous ne devons pas, pendant une dizaine d’années, être obnubilés par l’intermittence, puisque 10 % peuvent être absorbés par le réseau. Mais si nous ne faisons rien d’ici à 2028, alors nous aurons un problème. Nous devons donc absolument anticiper, sachant que le coût du solaire va continuer à baisser et que nous ne voyons aucune raison pour que l’appétence de la population pour cette énergie diminue.

Différentes questions doivent être réglées pour mettre fin à l’intermittence. D’abord, la digitalisation permettra que les usages de l’utilisation de l’électricité cadrent avec les moments de production solaire. Cela peut se faire chez soi, mais également à une plus grande échelle – au niveau des entreprises, et au niveau national. Une digitalisation que nous devons prévoir dès aujourd’hui, car elle prendra du temps.

Ensuite, la question du stockage. Électricité de France (EDF) a déjà annoncé que deux gigawatts de capacité supplémentaire peuvent être envisagés. Par ailleurs, il existe différentes façons de stocker : la batterie, mais également, chez soi, dans notre ballon d’eau chaude ou notre voiture.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Je vous remercie, monsieur le président. Avant de laisser la parole à la rapporteure, j’aurais quelques questions à vous poser.

L’énergie solaire a déjà dépensé 25 milliards d’euros de subventions publiques et 25 autres milliards sont déjà engagés : confirmez-vous ces chiffres ?

M. Daniel Bour. Ces 25 milliards d’euros représentent l’historique. Cet historique commencera à diminuer dans dix ans, soit à partir de 2029. Les centrales qui ont vingt ans ne sont plus soutenues par l’État. Mais oui, cet ordre de grandeur me paraît correspondre.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Les appels d’offres se font sur un prix garanti pour combien d’années ?

M. Daniel Bour. Vingt ans.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Quelle est la durée de vie d’une installation solaire au sol ?

M. Daniel Bour. Quarante ans.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Ce qui veut dire que, au-delà de vingt ans, vous n’avez plus besoin que le prix soit garanti ?

M. Daniel Bour. Tout à fait, les investissements sont amortis.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Quel sera alors l’impact sur le prix du marché ? Vous nous avez indiqué que le prix garanti favorisait la baisse du coût du fait de la visibilité donnée grâce à l’État – qui rassure les investisseurs – et que le prix de marché va augmenter. Ce qui n’a rien d’évident, puisque les prix de marché négatifs sont souvent la conséquence d’une surproduction d’électricité, du fait de trop d’énergies non pilotables.

M. Daniel Bour. Le terme « non pilotable » ne me semble pas approprié.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Intermittente.

M. Daniel Bour. Oui, je préfère, ce n’est pas tout à fait la même chose.

La question de l’accroissement de l’utilisation de l’énergie solaire se pose déjà, mais en 2028 elle sera primordiale : à midi au mois d’août, la production sera importante.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Sauf s’il s’agit d’un jour de grand vent.

M. Daniel Bour. Oui, cela peut arriver. Mais il faudrait qu’il pleuve sur toute l’Europe, et même si c’était le cas, la gêne serait minime, le solaire ne représentant que 2 % de la consommation – ce qui peut difficilement faire grimper le prix de marché.

Cependant, à terme, il s’agira d’une vraie question, et c’est la raison pour laquelle, un lissage sera demandé. Je pense que, à un moment donné, les contrats passés avec différents distributeurs, prévoiront de lisser, de décaler dans le temps, pour qu’il y ait des électrons à certaines plages horaires et pas à d’autres.

Il s’agit là de la question de la digitalisation. Quand l’énergie solaire et les autres EnR prendront de l’importance, il y aura tout un travail à réaliser pour éviter que le prix de marché fasse n’importe quoi.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Et qui doit s’occuper de la digitalisation ?

M. Daniel Bour. Cela se fait naturellement. Le RTE est déjà en train d’y travailler. Et il le fait en collaboration avec nous. Il est de l’intérêt de tout le monde d’éviter que les prix du marché ne s’emballent.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Je souhaiterais revenir sur un point que je n’ai pas bien compris.

La mécanique des appels d’offres vous garantit un prix sur vingt ans. Mais il s’agit de grandes surfaces. Comment cela se passe-t-il pour une grange, par exemple, une maison qui s’équipe et contracte avec un installateur ? Comment le prix de rachat est-il défini ?

M. Daniel Bour. Les appels d’offres commencent à partir de cent kilowatts, ce qui représente un grand hangar agricole. En dessous, le tarif est fixé par arrêté. Une personne qui souhaite poser un panneau bénéficiera du tarif en cours pour une durée de vingt ans.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Ce tarif est-il renouvelé par la CRE régulièrement ?

M. Daniel Bour. Il est revu tous les trimestres, et en général à la baisse.

Mme Laure de la Raudière, présidente. À combien est-il par rapport au prix des appels d’offres ?

M. Daniel Bour. Il est d’environ 100 euros pour les installations de trente-six à cent kilowatts ; de 120 euros, pour les installations de neuf à trente-six kilowatts ; et de cent cinquante euros pour le résidentiel de moins de neuf kilowatts.

Les prix des appels d’offres sont de quatre-vingt-dix à quatre-vingt-quinze euros le mégawattheure, en toiture à partir de cent kilowatts, et de cinquante-huit euros au sol.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Je vous remercie.

Madame la rapporteure, je vous cède la parole.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Bour, je vous remercie pour votre présentation.

Je souhaiterais tout d’abord revenir sur le slide qui évoque le S3RENR. Je n’ai pas bien compris ce que vous payez à ce titre. Vous avez indiqué que la France avait choisi de faire supporter aux producteurs tous les coûts de l’amélioration et d’adaptation au réseau, à savoir le raccordement au réseau, contrairement à d’autres pays européens.

Cela a-t-il un lien avec l’autoconsommation, les free riders qui ne financent pas la péréquation tarifaire de l’accès au réseau – de fait, l’État fait porter ce coût sur les producteurs ?

M. Daniel Bour. Sachez, tout d’abord, que les petites centrales de moins de cent kilowatts ne sont pas soumises aux mêmes taxations. Elles ne paient pas, par exemple, ni le S3RENR ni l’IFER. Elles ne participent donc pas à l’amélioration et à l’adaptation du réseau, mais objectivement, elles ne pèsent pas lourd sur le réseau. En revanche, elles paient leur raccordement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans d’autres pays européens, le coût de raccordement est prix en charge par la collectivité. Les distributeurs ne contribuent-ils pas, par un autre moyen, à ce coût ?

M. Daniel Bour. In fine, l’utilisation du réseau est payée par le consommateur. Mais le prix ce rachat est plus faible.

M. Richard Loyen, délégué général d’Énerplan. Les producteurs de grande centrale paient leur accès au réseau sur vingt ans, alors que leur structure a une durée de vie de quarante ans. Une question se pose alors : l’accès au réseau doit-il être financé par le S3RENR ou par les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), qui financent les infrastructures réseaux ?

Je voudrais par ailleurs revenir sur vos propos, madame la rapporteure, lorsque vous dites que les autoconsommateurs sont des free riders du réseau. Je rappellerai que l’autoconsommation représente 0,01 % de la consommation électrique des Français. Je vous laisse donc imaginer son impact économique.

En revanche, d’autres free riders ont beaucoup plus d’impact sur le réseau. Je veux parler de l’installation de 100 000 pompes à chaleur et 100 000 chauffe-eaux thermodynamiques par an, qui font baisser la consommation d’électricité de façon importante et de façon beaucoup plus significative que l’autoconsommation. Avons-nous un jour accusé ces consommateurs de moins contribuer au TURPE et à la péréquation tarifaire ? Je ne le pense pas. Cela voudrait-il dire qu’il y a une bonne façon d’économiser l’énergie et une mauvaise ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’entends votre remarque, mais les situations ne sont pas comparables, les personnes s’équipant en pompes à chaleur ou en chauffe-eaux thermodynamiques paient quoi qu’il arrive l’utilisation du réseau. Alors que dans l’autoconsommation, il y a le fantasme d’être totalement indépendants du réseau.

M. Richard Loyen. Actuellement, l’autoconsommation représente 20 à 30 % de la consommation totale d’un consommateur, ce qui signifie qu’il reste tributaire du réseau pour 70 à 80 % de sa consommation et paye donc sa part fixe de TURPE dans son abonnement ; seule sa part de flux va un peu baisser.

Par ailleurs, l’autoconsommation pourrait bien avoir des effets positifs qu’il reste à évaluer. Ce matin, nous travaillions avec l’AVERE sur la réduction d’investissements dans le réseau, pour favoriser l’électromobilité. Produire localement évitera de renforcer le réseau au niveau local. Il s’agira d’une économie de TURPE.

Par ailleurs, nous allons contribuer à limiter la pointe d’été au niveau de la climatisation. Le changement climatique fait que nous subissons de plus en plus de canicules, l’énergie solaire pourra ainsi soulager le réseau.

Enfin, le photovoltaïque avec stockage coûte moins cher que la production thermique dans les zones non interconnectées. Nous pouvons donc, d’ores et déjà, en mobilisant activement le photovoltaïque, avec et sans stockage, faire baisser le coût de la continuité territoriale ; aujourd’hui, la CSPE sert à subventionner le CO2 dans les îles.

Voilà des effets qu’il conviendrait de mettre à l’actif de l’autoconsommation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez donc le sentiment que le débat, sur l’autoconsommation est tronqué, avec des arguments uniquement à sa charge. De fait, pouvez-vous, nous envoyer des études et des éléments chiffrés, afin que nous puissions creuser la question ?

M. Daniel Bour. Bien entendu. En effet beaucoup de choses sont dites sur l’autoconsommation, alors qu’elle ne représente quasiment rien. En tant que professionnels, nous voyons bien qu’il n’existe aucun soutien particulier en faveur de l’autoconsommation. Et les objectifs de la PPE pour 2028 sont déjà atteints.

Nous constatons néanmoins une volonté des Français à l’autoconsommation, à la fois dans les enquêtes et dans les chiffres.

Ce qui est important à savoir, c’est que nous prenons du retard, notamment à l’égard des industriels qui, un jour ou l’autre, feront de l’autoconsommation, pour des raisons d’économie – aucune autorisation n’est requise. Notre frilosité va donc, à terme, se retourner contre nous.

Cependant, je n’en ai pas parlé dans mon propos liminaire, car il ne s’agit absolument pas de l’enjeu du photovoltaïque, il n’y a aucun soutien à l’autoconsommation et elle ne représente rien ; il est donc inutile de passer des heures à débattre de ce sujet.

M. Richard Loyen. Je finirai avec les éléments que nous pouvons mettre à l’actif de l’autoconsommation. Le dernier point est la dimension sociale de la lutte contre l’intensité de la précarité énergétique qui va aller croissant avec les augmentations à venir du coût de l’électricité. Aujourd’hui, un kilowatt permet d’économiser 150 euros sur la facture d’électricité d’une personne précaire. À savoir un chèque énergie par an. Le service public de l’électricité est rendu en nature localement et directement. Demain, l’économie sera de deux cents euros, ce qui veut dire qu’un kilowatt va générer six mille euros d’économie sur la durée de vie de l’installation ; une somme importante pour des personnes précaires. Il s’agit d’une autre façon de rendre un service public de l’électricité, une solidarité territoriale à l’échelle locale.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je souhaiterais vous interroger sur la compatibilité entre le solaire et l’éolien, s’agissant de la réduction de l’intermittence.

Une partie de la réponse à l’intermittence est de s’appuyer sur le foisonnement et la complémentarité entre l’éolien et le solaire. En effet, et je parle sous votre contrôle, quand il y a du vent, il y a moins de soleil, et inversement. Le foisonnement pallierait les fluctuations aléatoires de la production d’EnR. Le confirmez-vous et pouvez-vous l’accompagner d’une manière ou d’une autre ?

M. Daniel Bour. Oui, il s’agit d’un constat. Il y a plus de vent en hiver, et parfois la nuit, et plus de soleil en été. De fait, ces énergies se complètent assez bien. Mais il appartient au RTE, le gestionnaire du réseau, de gérer les énergies – le solaire étant plus prédictible que l’éolien.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Certaines personnes que nous avons auditionnées, nous ont conseillé, s’agissant des EnR, de penser « big is beautiful » et non « small is beautiful ». Qu’en pensez-vous ?

M. Daniel Bour. Comme pour tout, il y a des tailles appropriées, qui sont une résultante de plusieurs facteurs. Bien évidemment, plus les centrales seront importantes, plus les prix seront bas. Cependant, à un certain moment, le phénomène d’échelle devient très limité : il y a peu de différences entre une centrale de vingt mégawatts et de cinquante mégawatts.

En revanche, une centrale de cinquante mégawatts pose davantage de problèmes. D’abord, de raccordement : il faudra trouver une ligne qui supporte cette puissance. Ensuite, d’acceptabilité : pour cinquante mégawatts, nous avons besoin de cinquante ou soixante hectares. Même si la population est très favorable au solaire, si le projet est mal géré, elle risque de ne plus l’être.

Je ne suis donc pas certain que la notion de « big is beautiful » s’applique dans le solaire, même si une taille est plus appropriée qu’une autre, notamment au sol. En toiture, aucune taille n’est vraiment significative.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’historique de la filière solaire nous permet de tirer des enseignements. Elle a, tout d’abord, été très fortement accompagnée par les politiques publiques, avant d’être lâchée. La « bulle solaire » s’est alors arrêtée net et les emplois ont été divisés par deux ; ce qui a tué les capacités d’innovation de la filière. La recherche et développement (R&D) – ainsi que les investissements – ont largement ralenti, ce qui a permis à d’autres pays de devancer la France, alors qu’elle était dans une logique de pointe.

Aujourd’hui, l’engouement pour le solaire est de retour et l’État ne pourra pas y mettre un frein, le prix des panneaux ayant baissé de manière très importante. Cependant, nous constatons également le retour d’« éco-délinquants » qui ont fait, à l’époque, du tort à la filière. Je me souviens des mises en garde contre les installateurs non compétents et les installations défectueuses.

Comment, selon vous, lutter contre ces fraudes ? L’objectif est d’accompagner une filière saine et non pas de pouvoir acheter son panneau voltaïque à la boulangerie du coin.

M. Daniel Bour. Lorsque l’engouement pour le solaire s’est accéléré, nous avons tardé à réagir. La profession, et notamment notre syndicat, avait alerté les pouvoirs publics pour le mettre en garde contre cette « bulle solaire », leur conseillant de baisser les prix ; or ils ont augmenté. Nous n’avons pas été bons, soyons clairs. Et cela a coûté très cher à la filière solaire : dépôts de bilan, perte d’emplois… Mais aussi au contribuable, à travers du soutien de l’État, qui peut être considéré comme abusif.

Un échec qui nous a été attribué, et nous en prenons notre part. Cependant, d’autres acteurs devraient également prendre leurs responsabilités, dans le monde de gestion – les spéculateurs étaient accompagnés par des personnes insouciantes et incapables de réagir en temps et en heure.

Le deuxième point, c’est le moratoire. Que nous avons compris. En revanche, la suspension de cette activité a duré trop longtemps et a contraint à mettre toute une profession en mode survie. Ce qui a été une catastrophe. De nombreux talents sont partis, des jeunes passionnés, formés en France, se sont retrouvés sans emploi et ont dû se retirer ; un énorme gâchis.

Le moratoire n’a pas été bien géré. Je rappellerai que le solaire était, à cette époque, considéré comme un « gadget écolo » et non comme une énergie sérieuse. Il nous a fallu des années, notamment à travers la baisse de nos coûts – car il n’y a pas que les panneaux qui ont baissé – pour redevenir compétitifs et reconnus, par l’ensemble des gros énergéticiens, comme une énergie du futur.

Ce secteur étant subventionné par l’État, il est fondamental que l’administration, les élus et les professionnels se réunissent et collaborent – ce qui a été fait pour la PPE – pour définir ce qui est faisable et ce qui a un coût trop élevé. Or ces dernières années, nous avons noté une évolution considérable de l’attitude de la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), à notre égard. Nous travaillons en partenariat et cela se passe bien, même si nous ne sommes pas toujours d’accord sur les solutions adoptées.

M. Richard Loyen. S’agissant des éco-délinquants, Énerplan était très favorable, et a été entendu par le ministère sur cette question, à ce que le nouvel arrêté tarifaire de mai 2017 inscrive l’exigence Reconnu garant de l’environnement (RGE) dans le domaine du photovoltaïque. Désormais, l’installateur doit être qualifié RGE pour que le client puisse bénéficier des aides publiques. Jusqu’alors, n’importe qui pouvait faire n’importe quoi, et le client recevait de l’aide publique, ou pas, selon le fonctionnement de son installation.

Aujourd’hui, les éco-délinquants se sont reconvertis sur le marché de l’autoconsommation sans aide – ils font du porte-à-porte, vendent dans les foires, etc. Pour les arrêter, il conviendrait que les organismes de crédit, qui font l’objet d’une jurisprudence de la Cour de cassation de plus en plus sévère à leur encontre, exigent que l’entreprise soit qualifiée RGE pour accorder un prêt à une installation photovoltaïque.

Par ailleurs, un installateur novice, qualifié RGE, est contrôlé lors de sa première ou deuxième installation, avant la mise en service – nous avons un partenariat avec Consuel. Nous disposons aujourd’hui de l’un des dispositifs le plus sérieux pour contrôler le photovoltaïque : Enedis identifie l’entreprise qui déclare son installation, une attestation de conformité est délivrée par Consuel et nous allons contrôler l’installateur.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Conditionner l’obtention d’un crédit à la qualification RGE de l’installateur n’est pas encore mis en place ?

M. Richard Loyen. Non, pas encore. Mais il n’y a rien de compliqué, les organismes de crédit peuvent le faire de façon volontaire. Nous avons déjà réussi à leur faire accepter d’exiger l’attestation Consuel.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Concernant l’innovation dans le solaire, de grandes marges de progrès restent. Pensez-vous que nous investissons suffisamment dans la R&D ?

M. Daniel Bour. Nous en sommes au balbutiement, même au niveau de la production d’un panneau solaire. Les marges de progrès sont énormes, mais n’auront pas forcément lieu avec la technique actuelle. D’ailleurs, la future baisse du prix du solaire sera liée à de nouvelles technologies. Le prochain saut technologique entraînera à la fois une baisse du prix des panneaux, mais de tout le reste. Les panneaux seront plus puissants, nous aurons donc besoin de moins de supports, de moins de balance of system, etc., ce qui baissera le coût de façon importante.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Je vous remercie, messieurs. Je vais maintenant donner la parole aux membres de la commission.

M. Vincent Thiébaut. Je vous remercie, messieurs, pour toutes vos explications riches et détaillées.

Je souhaiterais vous interroger sur la question territoriale, l’enjeu des EnR étant de produire de l’énergie façon « dentelle », d’apporter des réponses territoriales et non de remettre en cause le nucléaire.

La France a une approche très nationale dans les politiques énergétiques. Comment pourrions-nous permettre aux territoires de se saisir de ce sujet, au niveau du cadre normatif, et éventuellement législatif ?

M. Daniel Bour. D’abord, et nous sommes en train d’essayer de faire bouger les choses au niveau des redevances, les communes devraient pouvoir bénéficier de l’IFER de façon plus importante.

Ensuite, les territoires auraient tout à gagner à mieux accepter les EnR. D’autant que nous avons besoin d’être relayés au niveau local, pour obtenir des hectares, et donc des permis.

Par ailleurs, des terrains communaux sont souvent peu ou pas utilisés. Or une centrale solaire est un plus pour une collectivité locale.

Enfin, les EnR vont entraîner la création d’emplois locaux. Une centrale au sol de vingt, vingt-cinq mégawatts installée dans un territoire, fera travailler le berger – ses moutons viendront entretenir la centrale – mais également les entreprises locales de maintenance, de surveillance... De l’argent sera ainsi réinjecté dans un endroit isolé.

La question de la régionalisation est une question philosophique et politique : l’énergie doit-elle être la même pour toute la France ou est-il possible d’investir de façon différente selon les régions – régionaliser l’énergie ? Nous n’avons pas à intervenir dans ce choix. Nous devons nous adapter aux décisions politiques.

Si la politique énergétique se décide au niveau national, presque tout le reste est local – je pense aux permis – et se réalise avec le soutien des élus locaux. De fait, le solaire est une énergie locale.

M. Nicolas Turquois. Je voudrais tout d’abord vous présenter mes excuses, ma présence ayant été, comme l’énergie solaire, intermittente. J’ai donc peut-être loupé quelques éléments d’information.

Vous souhaitez installer des panneaux photovoltaïques sur des terres agricoles ?

M. Daniel Bour. Non, non pas du tout.

M. Nicolas Turquois. Je suis agriculteur, j’ai élaboré un projet photovoltaïque – pour un coût de 500 000 euros –, reçu les autorisations en 2010 et installé la centrale de cent kilowatts, en 2011. En 2013, les panneaux, français, ont commencé à défaillir et mon installation n’a fonctionné que deux ans et demi. Faire face à la partie juridique a été très difficile pour moi ; le dossier vient d’être soldé.

Selon des d’avocats, beaucoup d’affaires explosent et des agriculteurs, porteurs de projet, se retrouvent dans de réelles difficultés.

Quel votre avis ? Car on nous vend des installations d’une durée de vie de vingt ans, qui ne tiennent que quelques années. Les panneaux de ma centrale étaient de fabrication française, pour d’autres, il s’agissait de fournisseurs chinois, qui n’existent plus.

Il s’agit d’une vraie source d’inquiétude, sur le terrain. Les agriculteurs hésitent vraiment à investir dans le solaire, même si les coûts d’investissement sont bien moins élevés qu’en 2010.

Mme Laure de la Raudière, présidente. La durée de vie d’une centrale est même censée être de quarante ans.

M. Daniel Bour. Nous avons déjà entendu cette histoire, et nous la craignons toujours. Elle s’inscrit dans l’historique de la filière, ce que j’appelle le « péché originel ».

Au démarrage, l’engouement pour le solaire était important, et de nombreux fabricants ont produit des panneaux de mauvaise qualité. En outre, des règlements français, assez bizarres, relatifs aux toitures, ont été élaborés ; par exemple, les panneaux photovoltaïques devaient assurer l’étanchéité – une source de problèmes qui n’est toujours pas réglée.

J’espérais que l’historique de la filière était aujourd’hui soldé, que les panneaux produits fonctionnaient désormais pour une durée de quarante ans et que la question de l’étanchéité avait été réglée par les assurances – quand les installateurs de l’époque étaient sérieux et donc assurés.

Je sais qu’il reste quelques installateurs qui ne sont pas sérieux, mais nous n’attendons quasiment plus ce type d’histoire pour les nouvelles installations. Toute personne souhaitant une installation photovoltaïque doit s’assurer de la qualification de son installateur.

M. Nicolas Turquois. Il avait toutes les qualités requises, un fabricant de renommée nationale. Il existe toujours, il a été repris par EdF.

M. Richard Loyen. Mais son passif n’a pas été repris.

Mme Laure de la Raudière, présidente. La question se pose d’ajouter une garantie supplémentaire dans la loi.

M. Nicolas Turquois. Votre projet prévoit toute une variété d’installations, qui peut paraître importante pour le porteur individuel, mais qui reste limitée. Si un gros faiseur a la capacité d’avoir une protection juridique ad hoc, il n’en va pas de même pour un grand nombre d’agriculteurs. Il est très difficile d’entrer dans ce genre de procédure, et cela peut être un frein – faire une évaluation, faire appel à un distributeur d’énergie local.

M. Daniel Bour. Je reconnais que la procédure est complexe. Je vous répondrai « bienvenu en France » ! Mais, très objectivement, il n’est pas très compliqué de trouver un vrai professionnel qui vous accompagne tout au long de l’élaboration du projet.

M. Nicolas Turquois. Le premier cabinet juridique auquel je me suis adressé à refuser mon dossier, au motif que l’un de ses associés travaillait avec l’installateur – qui exerce au niveau national. J’ai essuyé un certain nombre de refus avant de trouver un cabinet qui n’était pas lié à cet installateur – qui dispose de plusieurs filiales. Il s’agit d’une vraie difficulté.

Il s’agissait de ma première affaire juridique, et j’ai mis du temps à trouver une solution à mon problème. D’autres personnes, qui n’ont peut-être pas les ressources qui étaient les miennes, connaissent de réelles difficultés.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Dans certaines filières, mais peut-être pas la vôtre, on assèche les compétences professionnelles par les professionnels de la filière ; c’est ce que veut dire M. Turquois.

M. Emmanuel Maquet. Je souhaiterais pour ma part évoquer l’idée reçue selon laquelle, un panneau solaire est très performant les premières années, puis beaucoup moins. Vous avez indiqué une durée de vie de quarante ans. Quel est son rendement après quarante ans de fonctionnement, reste-t-il à 100 % de ses capacités ?

Ma seconde question concerne les éoliennes. Nous rencontrons, aujourd’hui, de nombreuses difficultés – et j’en suis très heureux – pour installer des éoliennes terrestres, quand celles-ci sont trop proches, par exemple, de bâtiments historiques, classés – et parfois avec l’avis des architectes des bâtiments de France (ABF).

Je ne sous-entends pas qu’il conviendrait d’installer des panneaux solaires sur certaines toitures. J’ai été à la tête d’une collectivité qui comptait six cents maisons classées, et parfois les arrières, les îlots n’étaient pas visibles. Avez-vous un retour des ABF sur cette question ?

Dans le cadre de la mise en place d’un plan de sauvegarde et de mise en valeur, j’avais essayé de travailler et de sensibiliser l’ABF, mais il n’a pas été sensible.

M. Daniel Bour. Concernant la performance des panneaux solaires, tous les grands fournisseurs garantissent un taux de 80 % de production, durant vingt-cinq ans – certains trente ans – par rapport à ce qui était prévu historiquement. C’est une garantie, ce qui veut dire qu’après vingt-cinq ans, ils produiront certainement beaucoup plus.

La baisse prise en considération par les financiers, qui ne sont pas les plus aventureux, est de 0,5 % par an. D’ailleurs, tous les business plans prévoient cette baisse de production dans le chiffre d’affaires.

Les ABF sont un sujet intéressant. L’égalité territoriale n’existe pas, car il y a de très bons ABF, très imaginatifs avec les panneaux solaires, et d’autres qui y sont, par principe, totalement opposés. Et comme nous passons sous leurs fourches caudines, parfois nous avançons, parfois pas du tout.

M. Vincent Thiébaut. Je souhaiterais revenir sur le début de vos propos et notamment sur le coût du mégawattheure. Vous nous avez dit que le soutien de l’État vous donne la visibilité nécessaire pour développer l’énergie solaire.

Le prix proposé pour les derniers d’appels offres est de quelque cinquante-huit euros le mégawattheure. On parle beaucoup en ce moment de l’acceptation du coût du décarboné, du coût de l’impact sur le budget public.

Des études montrent que, s’agissant du nucléaire, dont nous ne pourrons pas nous passer totalement, le coût est de soixante euros le mégawattheure – il est de soixante-dix euros à Flamanville.

Pouvons-nous affirmer que les investissements que nous faisons actuellement sur les EnR sont un pari sur l’avenir de pouvoir disposé d’un coût de l’énergie acceptable par l’ensemble de la population ?

M. Daniel Bour. La réponse est mathématique : de fait, le solaire produit aujourd’hui aboutit à une acceptabilité de la population, puisqu’il n’est pas plus cher que les énergies existantes. Nous jouons notre rôle : nous sommes compétitifs et nous avons des avantages s’agissant de l’énergie décarbonée propre.

Reste la question de l’intermittence à régler. Mais en produisant 10 % d’énergie solaire, nous considérons faire bénéficier la collectivité d’une énergie très compétitive et qui se mixe très bien avec l’existant.

Si le coût du solaire, associé à celui du stockage, est plus performant que n’importe quelle autre énergie, des questions se poseront inévitablement. Or des rapports de l’ADEME prévoient que l’énergie solaire, coût du stockage compris, sera d’ici à 2050 la plus performante.

La courbe du solaire le montre bien. Cela ne veut pas dire que nous ne connaîtrons pas des fluctuations, mais elle n’a aucune raison de s’arrêter. Le prix va baisser de façon régulière, nous allons donc participer à l’allègement des factures des Français.

Le calcul est complexe à réaliser, car actuellement le solaire se rajoute par rapport à d’autres énergies. Il conviendra de déterminer ce qui pourrait être exporté, calculer la proportion de charbon ou de thermique que nous remplaçons, etc.

La question deviendra plus complexe quand nous commencerons à toucher d’autres éléments, notamment le nucléaire.

Mme Danièle Hérin. Connaissez-vous des expériences de participation de collectivités, d’agriculteurs ou de caves coopératives, à la gouvernance d’une installation solaire – comme c’est le cas pour des projets d’éolienne ? Si oui, quels retours en avez-vous ?

M. Daniel Bour. Oui, cela existe aussi dans le solaire, c’est que ce nous appelons le participatif. Ouvrir le capital pour faire du participatif nous fait gagner des points supplémentaires dans un appel d’offres.

Dans le solaire, ce sont en général des sociétés d’économie mixte (SEM) qui prennent une participation, ou des citoyens du département ou des départements limitrophes qui investissent dans une installation. Cela se fait beaucoup. Il me semble que la majorité des derniers appels d’offres ont prévu du participatif.

C’est pour nous important, car ce maillage local renforce l’acceptabilité et nous ouvre un certain nombre de portes, les maires étant assez friands de ce procédé – même s’ils le sont un peu moins quand il faut payer. Mais quand nous allons présenter une centrale et que nous expliquons l’intérêt du participatif, nous sommes toujours très bien accueillis.

Mme Laure de la Raudière, présidente. Messieurs, je vous remercie.

L’audition s’achève dix-huit heures trente-cinq.

*

24. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), accompagné de M. Alexandre Roesch, délégué général, de Mme Marion Lettry, déléguée générale adjointe, de Mme Delphine Lequatre, responsable du service juridique, et de M. Alexandre de Montesquiou, consultant (14 mai 2019)

L’audition débute à dix-huit heures quarante-deux.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Mes chers collègues, nous accueillons ce soir les représentants du Syndicat des énergies renouvelables (SER), M. Jean-Louis Bal, son président, accompagné de M. Alexandre Roesch, délégué général, de Mme Marion Lettry, déléguée générale adjointe, et de M. Alexandre de Montesquiou, consultant.

En 2018, la production d’électricité d’origine renouvelable a atteint 108,7 térawattheures (TWh), dont 58 % liés à la production hydraulique, 10 % au solaire et 28 % à l’éolien. Il s’agit d’énergies aux caractéristiques très différentes les unes les autres, l’hydraulique étant une énergie renouvelable (EnR) pilotable, pouvant être stockée et mobilisée à tout moment de la journée, qu’il y ait du vent ou du soleil, et qu’on peut utiliser lors des pics de consommation.

Il est intéressant pour nous de connaître votre vision de ce mix électrique, et en particulier le pourcentage envisageable à terme – qui pourrait être inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Je souhaiterais, par ailleurs, que vous nous parliez d’une énergie renouvelable dont on parle peu, le biogaz, énergie stockable et donc mobilisable durant la gestion des pointes hivernales, en particulier.

Enfin, quelle appréciation appelle de votre part l’affirmation de l’Académie des sciences du 19 avril 2017, à propos de la transition énergétique : « La part totale des énergies renouvelables dans le mix électrique ne pourra pas aller au-delà de 30 % ou 40 % sans conduire à un coût exorbitant de l’électricité et à des émissions croissantes de gaz à effet de serre et à la remise en question de la sécurité de la fourniture générale de l’électricité » ?

Monsieur Bal, je vous propose de nous présenter un propos liminaire d’une quinzaine de minutes, puis les membres de la commission vous poseront un certain nombre de questions.

Avant de vous donner la parole, je rappelle que l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rient que la vérité.

Je vous invite à lever la main droite et à dire « Je le jure ».

(M. Jean-Louis Bal prête serment.)

M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Madame la présidente, mesdames et messieurs les députés, j’introduirai le sujet global des énergies renouvelables, sans me concentrer uniquement sur le secteur électrique. Mais, avant, je tirerai un rapide bilan en matière de développement des énergies renouvelables dans les différents secteurs ayant bénéficié d’un soutien public : la production de chaleur, les transports, l’électricité et le gaz.

Je vous présenterai ensuite un historique sur l’évolution du soutien public et de la compétitivité des énergies renouvelables. Et, enfin, j’appellerai votre attention sur les enjeux de politique industrielle, liés au développement des énergies renouvelables.

Premièrement, le bilan. La chaleur, c’est 50 % de notre consommation d’énergie finale. Or nous en parlons très peu, même si la loi de transition énergétique, la PPE de 2016 et le projet de PPE actuel se focalisent davantage sur elle.

Aujourd’hui, la production de chaleur est majoritairement carbonée. Seulement 20 % de nos besoins en chaleur sont couverts par des sources d’énergie renouvelables. Il conviendrait donc d’accélérer cette transition, d’autant que les politiques publiques en ce domaine sont particulièrement efficaces. Nous devons accélérer, parce que la loi nous fixe un objectif de 38 % d’ici à 2030.

S’agissant de la production de chaleur pour l’industrie, l’habitat collectif, les réseaux de chaleur, le tertiaire, le principal levier – développement de la chaleur et du froid renouvelables – est le fonds chaleur, qui a été mis à disposition de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) depuis 2009. La performance de ce dispositif, en termes de fonds publics dépensés, a été reconnue à maintes reprises, notamment par la Cour des comptes, avec un coût moyen du soutien public de 3,6 euros par mégawattheure (MWh) pour tous les projets qui ont été développés entre 2009 et 2018.

Sur cette période, 4 800 opérations d’investissement ont été subventionnées par le fonds chaleur pour un montant total de 2 milliards d’euros, ce qui a généré près de 7 milliards d’euros d’investissement. Ces investissements se substituent exclusivement à des énergies fossiles – gaz ou fioul. Si nous considérons un prix du baril de pétrole importé de 50 euros – ce qui est largement en dessous du prix actuel –, l’économie nationale, qui est associée à la réduction des importations des énergies fossiles, correspond à 875 millions d’euros par an. Cela signifie que pour sa mise initiale de 2 milliards, l’État a un retour d’investissement en seulement deux, trois ans.

Le projet de PPE prévoit très logiquement que les moyens financiers alloués au fonds chaleur soient augmentés selon une trajectoire d’autorisations d’engagement définie jusqu’en 2022. L’ordre de grandeur du budget du fonds chaleur, qui est voté au sein du budget général de l’ADEME, était jusqu’à présent de 215 millions d’euros ; le projet de PPE prévoit de le faire passer à 307 millions d’euros en 2019 et à 350 millions d’euros en 2020.

Ces moyens additionnels avaient été alloués sur la base d’une augmentation future de la contribution climat-énergie – la taxe carbone. Alors que tous les industriels, les consommateurs, les collectivités commençaient déjà à intégrer l’impact présent et futur de l’évolution de cette contribution dans leurs décisions d’investissement, le gel de cette trajectoire et les interrogations plus fondamentales que les suites du grand débat national font peser sur son avenir risquent de freiner, voire de bloquer certains projets.

Il est donc tout à fait essentiel que le Gouvernement donne rapidement de nouveaux signes sur la visibilité, sur l’évolution de la contribution climat-énergie après 2019. Il est clair que si cette évolution devait être remise en cause, l’évolution de l’enveloppe du fonds chaleur devrait être revue en conséquence.

Le prix attribué au carbone, qu’il s’agisse des grands consommateurs ou des consommateurs individuels, est fondamental ; c’est la pierre angulaire d’une politique de lutte contre le changement climatique pour changer le comportement des consommateurs. Il ne vous a évidemment pas échappé qu’il puisse poser des problèmes sociaux.

De fait, de nombreuses contributions ont récemment été publiées par un certain nombre d’organismes sur l’évolution de la contribution climat-énergie qui suggèrent que les recettes de cette contribution soient affectées à la transition énergétique, et ciblées en particulier, sur les ménages les plus dépendants des combustibles fossiles, mais aussi sur les collectivités territoriales, à qui la loi de transition énergétique confie un rôle de leader dans la mise en œuvre de la transition énergétique.

La transition énergétique dans le domaine de la chaleur doit aussi se gagner dans le secteur résidentiel. Les ménages consacraient, en 2016, selon l’Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE), plus d’argent aux postes chauffage et éclairage qu’aux dépenses de carburant. Or les énergies renouvelables permettent, dans ce domaine, de manière très concrète, d’agir sur le pouvoir d’achat, en réduisant la facture de chauffage : le chauffage au bois, qui a des formes beaucoup plus modernes que ce que nous pouvons imaginer, les pompes à chaleur, le raccordement à des réseaux de chaleur vertueux – qui utilisent des énergies renouvelables –, le solaire thermique qui permet d’accéder à des sources de chaleur de plus en plus compétitives, et dont le coût d’utilisation est stable pour les années à venir.

Ces énergies bénéficient d’un cadre complet d’aides afin de réduire le reste à charge pour les ménages : le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE), l’écoprêt à taux zéro, les aides de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH), le chèque énergie, la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) à taux réduit et, enfin, les certificats d’économies d’énergie.

L’enjeu est de faire connaître ces différents outils aux Français et de les rendre beaucoup plus facilement accessibles. Et il me semble que les recettes de la contribution climat-énergie devraient être utilisées pour la diffusion de cette information.

Pour mémoire, le coût du soutien public dans le secteur de la chaleur renouvelable reste aujourd’hui très mesuré : 567 millions d’euros aux EnR thermiques en 2016, et 270 millions d’euros pour le CITE, soit environ 16 % de l’enveloppe globale.

Dans les transports, les EnR couvraient, fin 2016, 8,6 % de nos besoins, essentiellement à partir de biocarburants liquides, dits de première génération ; une partie est couverte par de l’électricité renouvelable qui n’est pas comptabilisée dans le secteur de l’électricité.

L’objectif de la loi de transition énergétique est de parvenir à 15 % d’EnR. Et les derniers chiffres, datant de 2017, sont de 9,1 %. Il reste donc beaucoup de développements à réaliser et nous devrons jouer sur toute une gamme de technologies. La base reste cependant les biocarburants de première génération, basés sur des cultures de type alimentaire.

Un certain nombre d’incitations fiscales favorisent l’incorporation de ces biocarburants dans les carburants routiers ; une obligation d’incorporation, d’abord appelée la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP), puis la taxe incitative à l’incorporation de biocarburants (TIIB). Le développement de ces biocarburants ne pèse pas directement sur le budget de l’État. Je rappellerai que l’huile de palme est exclue des biocarburants dont l’incorporation est encouragée par cette taxe.

Ces biocarburants répondent par ailleurs à des hauts standards de durabilité et sont issus d’une agriculture européenne, innovante, développée dans le cadre d’une politique agricole commune (PAC) prenant en compte la protection des sols, la biodiversité et l’environnement de façon plus générale. Ce sont 30 000 emplois non délocalisables qui assurent la compétitivité de la biomasse agricole française.

S’agissant du gaz renouvelable, qui est uniquement du biométhane, il est anecdotique dans la consommation, puisqu’il représentait, en 2018, 0,15 % – 0,7 TWh – de la consommation de gaz naturel, sur soixante-seize sites qui injectent du biométhane dans le réseau. Mais sept cents projets sont aujourd’hui inscrits en file d’attente dans le registre de gestion des capacités d’injection.

Cette filière de gaz renouvelable à la particularité de répondre à trois débouchés énergétiques : électricité, chaleur et carburant – il est même possible de faire rouler des voitures. Elle présente de nombreuses externalités positives et constitue un atout pour l’agriculture française et les territoires ruraux. Dans ce domaine, la loi de transition énergétique a fixé un objectif de 10 % d’incorporation à l’horizon 2030, avec un point de passage en 2023 qui est de 8 TWh. Le projet de la PPE réduit assez notablement l’objectif intermédiaire de 2023.

Concernant l’électricité, le panorama que nous publions chaque année avec les gestionnaires de réseaux indique que nous produisons actuellement, à partir de sources renouvelables, 22,7 % de l’électricité consommée en France.

Le soutien public a permis d’obtenir, et c’est un constat essentiel, des baisses significatives de compétitivité de ces nouvelles énergies renouvelables. Vous avez parlé de l’hydraulique qui est le socle sur lequel nous allons nous appuyer pour les développements futurs.

Et les développements futurs, viendront de l’éolien terrestre, de l’éolien maritime et du solaire photovoltaïque. Pour l’éolien terrestre, les derniers appels d’offres ont permis de dégager des projets à 65 euros du MWh ; pour le solaire photovoltaïque, on est en moyenne à 55 euros du MWh ; pour l’éolien en mer, si certains projets étaient assez coûteux sur les six premiers sélectionnés par appels d’offres au début des années 2010, nous allons bientôt connaître les résultats du projet de Dunkerque, qui devraient démontrer que nous avons atteint un très haut niveau de compétitivité.

Voilà ce que ce que je puis dire sur la compétitivité des EnR. J’ajouterai que la très grande majorité du soutien public dont bénéficie l’électricité renouvelable provient essentiellement des engagements du passé.

Le coût du passé pour l’ensemble des renouvelables électriques, ce sont 95 milliards d’euros ; pour les engagements pris dans le cadre de la PPE, ce sont 30 milliards d’euros, pour des volumes du même ordre.

Ce soutien public a été évalué par la Cour des comptes, qui donne un chiffre un peu différent : 121 milliards d’euros contre 95 milliards dans la PPE. Vous constatez qu’il peut y avoir des variations assez importantes dans les évaluations, et ce pour plusieurs raisons.

D’abord, la Cour des comptes n’a évidemment pas pu prendre en compte la renégociation dès six projets d’éolien en mer. Alors qu’elle avait pris comme base un coût du de 200 euros le MWh, la renégociation a abouti à un tarif de l’ordre de 140 euros ; la différence est significative. Ensuite, les hypothèses de prix de marché d’électricité. Le coût du soutien public, c’est la différence entre le tarif accordé et le prix de marché. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) se fonde, pour sa dernière évaluation, sur un prix de marché 2018 de 35,91 euros le MWh, alors que, en réalité, le prix moyen 2018 était de 50 euros. Dans le projet de PPE, les évaluations menées par le Gouvernement sont basées sur un prix de marché de 56 euros en 2028, d’où la grande variabilité que nous avons sur le coût du soutien public.

S’agissant de l’historique, du poids du passé, il va commencer à s’estomper en 2025. Le projet de la PPE fait mention de l’évolution des dépenses annuelles de charges de service public liées à ces énergies renouvelables, et indique que la décroissance va débuter en 2025.

Au-delà des montants engagés, plusieurs évolutions importantes sont à rappeler. La Cour des comptes soulignait le fait que le soutien public apporté aux EnR électriques et aux EnR thermiques était fortement déséquilibré. Le projet de PPE, qui est aujourd’hui en discussion, montre que les engagements pour les années à venir sont beaucoup mieux équilibrés entre EnR électriques et EnR thermiques et gaz, avec des enveloppes budgétaires annuelles qui sont du même ordre pour la chaleur, le gaz injecté et les nouveaux équipements d’EnR électriques.

Il est important de rappeler l’évolution des mécanismes de soutien. Pour les EnR électriques, nous sommes passés du système des tarifs d’achat, fixés par décret et arrêté, dans le cadre d’une obligation imposée à Électricité de France (EDF), à un système d’obligation de vendre son électricité sur le marché et de recevoir un complément de rémunération – le nouveau dispositif de soutien.

Un tel système permet aux producteurs de se frotter à la réalité du marché et d’optimiser leur démarche, avec un mécanisme qui leur interdit, de fait, de vendre leur production lorsque les prix de marché sont négatifs.

Parallèlement à cette évolution, il y a, depuis 2017 pour l’éolien, et depuis plus longtemps pour le photovoltaïque, la méthode des appels d’offres qui réduit le besoin de soutien public.

Cette politique de soutien public est aujourd’hui très encadrée, avec une volonté de maîtriser la dépense publique, à travers le choix de recourir principalement à des énergies renouvelables qui sont à un bon niveau de maturité. Nous considérons qu’il s’agit d’une bonne orientation, mais il ne faudrait néanmoins pas négliger certaines technologies émergentes qui ont besoin d’un soutien au développement technologique ; je pense notamment à la filière de l’hydrolien qui est très mal traitée dans le projet de PPE ; je pense aussi à la géothermie électrique ou à la cogénération biomasse, qui en sont totalement absentes.

Je voudrais souligner le besoin d’accompagner cette transition énergétique d’efforts de structuration de filières industrielles. La Cour des comptes estimait en mars 2018 que faute d’avoir établi une stratégie claire des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a peu profité du développement des énergies renouvelables.

Néanmoins, nous comptons 100 000 emplois en France, dans le domaine des énergies renouvelables. Nous disposons de grands énergéticiens parmi les plus importants du monde, qui ont tous choisi de développer des stratégies ambitieuses en termes d’énergie renouvelable, en France comme à l’étranger. Nous disposons également de centres de recherche de tout premier ordre, tels que comme l’Institut national de l’énergie solaire (INES) à Chambéry où l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF) à Palaiseau. Nos développeurs de projets, qui sont en majorité des entreprises de taille intermédiaire (ETI), et que nous soutenons, sont très bien positionnés à l’international.

En matière d’équipementiers, nous avons réussi, malgré les stop and go, que nous avons connu ces dernières années, à attirer quelques leaders mondiaux sur le territoire français. Par exemple, la plus grande pale éolienne du monde sera produite à Cherbourg, par une filiale de General Electric.

Enfin, et, c’est très important, la France dispose d’un tissu de petites et moyennes entreprises (PME) et d’ETI très innovant dans le secteur des énergies renouvelables. J’ai cité l’hydrolien, mais il y a également l’éolien, avec un programme d’accompagnement qui a été mené par le SER, nommé Windustry France ; nous avons accompagné efficacement soixante-dix PME grâce au soutien des pouvoirs publics, à travers notamment des investissements d’avenir.

Nous nous félicitons que, sous l’impulsion du Premier ministre, plusieurs comités stratégiques de filière (CSF) ont été mis en place. L’un d’entre eux concerne les nouveaux systèmes énergétiques – un comité stratégique qui va signer son contrat de filière avec l’État, à la fin de ce mois. Il est important de s’inspirer des pratiques qui ont fonctionné dans d’autres pays. L’exemple du Royaume-Uni est particulièrement intéressant, car il montre que la première étape pour améliorer le contenu local est de savoir le mesurer, puis de communiquer de manière intelligente sur son évolution auprès des différentes parties prenantes.

Tels sont les travaux que nous allons mener dans le cadre des CSF, et en particulier sur les filières éolien en mer, solaire photovoltaïque et gaz renouvelable. Le SER est très favorable, dans le cadre de CSF, à la mise en place de véritables actions de structuration de filières qui doivent s’accompagner des mesures très concrètes – que nous devrons retrouver dans les mesures d’accompagnement du développement des filières. Je pense, en particulier, au bilan carbone, qui fait partie des critères exigés des appels d’offres solaires. Le critère carbone a permis à nos producteurs français de garder une part importante du développement photovoltaïque sur notre territoire.

Ce sont là quelques pistes qui nécessitent que la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie prévoie des volumes et des rythmes de développement suffisamment ambitieux et sans trous d’air pour conforter de futurs investissements industriels.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Je vous remercie, monsieur le président.

Vous avez mentionné le fonds chaleur et le fait que le projet de la PPE prévoit de le faire passer à 307 millions d’euros en 2019. Pensez-vous que si nous doublions cette somme, il y aurait suffisamment de projets pour utiliser les subventions ? Il existe peu de domaines subventionnés par des fonds publics avec une rentabilité à moins de trois ans.

Concernant les EnR, vous nous avez indiqué que lorsque le tarif est en dessous du prix du marché, la production est arrêtée. Une personne que nous avons auditionnée nous a expliqué que, dans un tel cas, elle reversait de l’argent à l’État. Alors que font en réalité les producteurs d’EnR : arrêtent-ils leur production ou reversent-ils de l’argent à l’État ?

Enfin, que proposez-vous pour les énergies non traitées par la PPE – vous avez évoqué l’hydraulique ?

Je ne manquerai pas de rapporter au président Aubert que vous avez abondamment cité les chiffres de la Cour des comptes. Il y sera, j’en suis sûre, très sensible.

M. Jean-Louis Bal. Si nous devions doubler le fonds chaleur, nous n’aurions pas suffisamment de projets pour dépenser intelligemment cet argent. L’augmentation doit se faire progressivement. Pour que l’ADEME fasse monter suffisamment de projets, un certain nombre de conditions sont exigées. D’abord, l’évolution de la contribution climat-énergie, les investisseurs devant avoir bien en tête que les prix des combustibles fossiles vont augmenter.

Ensuite, l’ADEME et des moyens humains suffisants sont indispensables pour faire monter les projets, assister les collectivités, les acteurs du territoire dans l’élaboration des projets. Or aujourd’hui, nous constatons le phénomène inverse : les effectifs de l’ADEME diminuent depuis plusieurs années.

Augmenter le fonds chaleur, oui. Le doubler d’une année sur l’autre, non.

Concernant votre deuxième question, je pense qu’il y a une confusion. J’ai parlé de « prix négatifs sur le marché ». Il peut arriver, pour différentes raisons – les centrales ne peuvent pas être arrêtées, une consommation insuffisante, une production éolienne allemande excédentaire… –, que le prix du marché de gros de l’électricité soit négatif. Dans un tel cas, grâce au nouveau mécanisme de soutien, le producteur français a tout intérêt à arrêter sa production. Daniel Bour a dû vous dire que, avec la question de complément de rémunération, si le prix du marché est supérieur au tarif garanti, vous devez rembourser la différence.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Dans ce cas, le producteur d’énergie n’a-t-il pas intérêt à arrêter sa production ?

M. Jean-Louis Bal. Non, sinon il ne va rien gagner.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Mais s’il est obligé de reverser de l’argent, il en perd ?

M. Jean-Louis Bal. Le mécanisme du complément de rémunération garantit au producteur un niveau de rémunération. Il faut éviter, si le prix du marché dépasse ce niveau de rémunération, qu’il y ait une surrentabilité pour le producteur.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Je n’ai pas compris ce que nous a expliqué M. Bour, alors.

M. Jean-Louis Bal. S’agissant des filières qui ont été mal traitées dans le projet de la PPE, déjà un certain nombre de PME ont développé des technologies, qui doivent encore subir des tests, à la fois économiques et techniques. Deux entreprises ont mis des hydroliennes à l’eau : l’entreprise Sabella, à Ouessant, et la société Hydroquest, à Paimpol-Bréhat. La prochaine étape sera de développer des fermes pilotes, visant à tester la production réelle d’un ensemble d’hydroliennes.

Des projets qui ne doivent pas être uniquement soutenus par un tarif d’achat de l’électricité ; il s’agit d’un investissement qui ressort de la recherche-développement (R&D). Le programme d’investissement d’avenir (PIA), qui est en partie géré par l’ADEME, devrait pouvoir supporter ces développements technologiques.

J’ai également mentionné la géothermie électrique. Dans le cadre de la PPE, nous pensons qu’il serait possible de l’améliorer en adoptant un objectif relativement modeste pour le développement de cette géothermie électrique, sachant que, pour environ 30 mégawatts, des projets ont déjà signé un contrat dans le cadre de la PPE.

Concernant la géothermie profonde, un programme de recherche est en cours avec Eramet et le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies (CEA) qui vise à exploiter le lithium qui se trouve en profondeur. La dizaine de projets identifiés en géothermie permettraient de fournir 6 % du marché mondial du lithium.

Mme Laure de La Raudière, présidente. Je vous remercie. Avant de laisser la parole à la rapporteure, je vous informe que je serai dans l’obligation de vous quitter et que je laisserai la présidence à M. Thiébaut. Je vous prie de bien vouloir m’excuser.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Bal, pensez-vous que nous investissons suffisamment en R&D sur les EnR, notamment par rapport au nucléaire, secteur dans lequel la R&D se porte bien ?

M. Jean-Louis Bal. Je me garderai bien de faire des comparaisons avec le nucléaire, mais je puis vous parler de nos besoins en R&D. L’ADEME a conduit bon nombre de projets de R&D, non pas fondamentale, mais pré-commerciale, devant permettre d’amener sur le marché de nouvelles technologiques. Je pense aux pales d’éolienne que nous pouvons assembler sur place, à de nouvelles méthodes pour construire des mâts en béton ou encore à des technologies très performantes dans le solaire. D’ailleurs, si les investisseurs avaient confiance dans le marché, nous pourrions à nouveau développer des capacités de production en France. Les choses ne sont pas fermées.

Les besoins de R&D concernent les équipements de production d’énergie, non seulement sur l’hydrolien et la méthanisation, mais aussi sur le stockage d’électricité et de chaleur, – un besoin qui apparaîtra en 2028-2030 –, et la digitalisation, qui permet de gérer et d’intégrer les EnR dans les différents réseaux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. La question du stockage sera primordiale en 2030 ; pourquoi attendre cette date pour s’en occuper ? D’autant que l’intermittence des EnR est déjà une question qui appelle une solution.

M. Jean-Louis Bal. Je n’ai pas dit que nous devions attendre 2028-2030 pour nous en occuper. Je dis simplement, que nous n’avons pas besoin d’implanter des unités de stockage avant 2028. Si nous attendons cette date pour investir dans le stockage, nous aurons des temps de réponse trop longs.

Par ailleurs, même si nous n’avons pas besoin de stockage dans l’immédiat, en métropole, nous en avons besoin dans nos territoires d’outre-mer. Toute une série de projets se sont développés en vue de stocker l’énergie, sur batterie, sur des mini stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Un projet de 7 mégawatts va être lancé en Martinique.

Une profusion de projets innovants existe sur la question du stockage. Nous estimons que le coût des batteries, en investissement, est de l’ordre de 200 euros par kilowattheure (KWh) ; il était de 1 000 euros il y a cinq ans. EDF estime qu’il faudrait descendre à 100 euros pour que l’on puisse trouver des modèles économiques sur le territoire continental. Maintenant, la batterie n’est pas l’unique solution, nous pouvons également développer des STEP hydrauliques qui permettront de répondre à une partie de ce besoin en stockage qui surviendra au-delà de 2028.

À plus long terme, nous nous tournerons probablement vers l’hydrogène, qui a la grande vertu de pouvoir faire du stockage inter-saisonnier. Les batteries permettent de stocker pour une journée ou une semaine, les STEP, pour plusieurs semaines. Maintenant, nous ne savons pas très bien quand l’économie du stockage par hydrogène sera à la hauteur.

Dans le scénario 100 % EnR que l’ADEME a étudié, le stockage inter-saisonnier ne serait nécessaire qu’à partir de 80 % de taux de pénétration des EnR. Nous avons donc le temps. Nous aurons certainement d’autres applications de l’hydrogène, telles que la mobilité, avant que nous l’utilisions pour stocker l’énergie électrique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez indiqué que les Français avaient des compétences en EnR. Pouvez-vous développer ce sujet et nous dire de quelles EnR en particulier, et comment nous nous situons par rapport aux autres pays européens ? Quelles sont nos forces et nos faiblesses ?

M. Jean-Louis Bal. Nous avons d’excellentes compétences en R&D, mais nous ne disposons pas d’équipementiers – ni de grands fabricants d’éoliennes ou de photovoltaïque, même si notre tissu industriel est loin d’être négligeable. En termes d’ingénierie, et notamment de gestion par le numérique, nous avons de grandes forces, aussi bien dans les PME, que dans les grands groupes.

Il serait intéressant que nous nous améliorions dans les filières émergentes, où toutes les places ne sont pas encore prises, afin d’y attirer de grands industriels. Je pense notamment à l’éolien en mer – posé ou flottant. Si nous arrivons, enfin, à débloquer les six premiers parcs qui ont été adjugés en 2012 et 2014, nous aurons une usine au Havre, une à Saint-Nazaire et une à Cherbourg pour les pales.

S’agissant de l’éolien flottant, nous disposons également d’une profusion de projets. À 90 %, une éolienne flottante ou posée, c’est la même chose, nous remplaçons simplement les fondations par un flotteur. Or, sur la technologie de flotteurs, plusieurs entreprises françaises, petites et grandes, se sont positionnées.

Quant à la méthanisation, il n’existe pas de filière française – nous utilisons des équipements allemands ou danois – alors que nous disposons de tout le potentiel nécessaire. Mais c’est bien l’objectif que nous nous donnons dans le cadre du CSF des nouveaux systèmes énergétiques, dont nous ne doutons pas que la présidente, Isabelle Kocher, aura une attention particulière pour la méthanisation.

Un objectif que nous nous fixons également pour le photovoltaïque et l’éolien en mer.

(M. Vincent Thiébaut, vice-président de la commission d’enquête, remplace Mme Laure de La Raudière à la présidence).

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Savez-vous, pour chaque filière EnR, quelle est la part de la production française, combien d’emplois directs ont été générés, et quelles sont les prospectives ? Pensez-vous pouvoir nous transmettre cette information ?

Il difficile de dresser le bilan des ENR à un instant T, car nous ne pouvons pas mesurer le potentiel de développement, qui est important, et nous devons tenir compte de l’historique pour évaluer les rentabilités et les effets financiers.

M. Jean-Louis Bal. Nous allons lancer une étude sur cette question, mais nous aurons les résultats trop tardivement, votre commission aura certainement rendu ses travaux. Néanmoins, des chiffres existent, puisque l’ADEME publie chaque année une étude intitulée « Marché et emplois », qui analyse, filière par filière, les emplois dans la fabrication d’équipements, dans l’installation et dans l’exploitation des centrales – le chiffre de 100 000 emplois que je vous ai cité tout à l’heure provient de cette étude.

La filière éolienne, terrestre et maritime, représente aujourd’hui 18 000 emplois, répartis au sein de 800 entreprises, et exporte une part significative de sa production, pour un montant de 660 millions d’euros par an – chiffre de l’ADEME.

Nous vous transmettrons la dernière étude de l’ADEME.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Mais avez-vous les mêmes chiffres que l’ADEME ? Menez-vous également des études pour confirmer ces chiffres ou pour obtenir un autre éclairage ?

M. Jean-Louis Bal. Le syndicat est sensibilisé à la valeur ajoutée locale – c’est l’objectif des CSF. Il nous est souvent reproché – parfois abusivement – de développer les EnR sur le territoire français avec du matériel importé de Chine, du Danemark ou d’Allemagne. Il y a une certaine réalité, mais elle est très exagérée.

C’est la raison pour laquelle, nous voulons mettre en place des outils d’évaluation sur la valeur ajoutée locale, dans chacune des filières. Et voir ensuite comment nous pouvons travailler à améliorer la balance commerciale de chaque filière, et le développement de l’emploi.

Nous disposons, dans le photovoltaïque, de l’un des meilleurs centres de recherche au monde. Il est donc très étonnant que nous n’ayons pas réussi à développer une industrie du photovoltaïque à la hauteur des développements qui nous attendent. Dans la PPE, le photovoltaïque représente près de 3 000 mégawatts par an – nous en sommes aujourd’hui à 900.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’est l’histoire du photovoltaïque en France, cette filière a été tuée en plein essor et a dû se reconstruire. Si nous avons gardé les compétences R&D, nous avons arrêté la partie industrielle et production dans son élan.

Quels sont les principaux freins que vous avez pu identifier au développement des EnR ? Avez-vous chiffré le coût du poids administratif de l’élaboration des projets – qui n’est que très rarement chiffré dans les projets ? De même, dans certains pays, les études sont mutualisées entre les différents porteurs de projet – ce qui n’est pas le cas en France.

M. Jean-Louis Bal. Les freins varient selon les filières.

S’agissant des projets d’éoliennes en mer, par exemple, ils sont issus de décisions prises dans le cadre du Grenelle de l’environnement, en 2008 ; pourtant aucune éolienne ne tourne actuellement – sauf l’éolienne flottante en essai au large du Croisic.

Les six projets, qui ont été développés, sont issus des appels d’offres – lancés en 2011 et 2013, et adjugés en 2012 et 2014. Malheureusement, des recours ont été déposés contre ces projets. Après avoir été déboutés par la cour d’appel de Nantes, les requérants ont déposé un nouveau recours devant le Conseil d’État. Ce dernier dispose d’ailleurs du dossier de Saint-Nazaire depuis un an et demi et nous attendons toujours sa décision.

Un type de projet coûte cher au développeur, mais l’investissement de l’industriel, Alstom devenu General Electric, à Saint-Nazaire, est encore plus lourd à porter. Voilà le type de frein auquel les EnR doivent faire face.

En ce qui concerne l’éolien terrestre, le temps de développement d’un projet est en moyenne de sept à huit ans. Et chaque recours le rallonge de un an et demi à deux ans. Or le taux de recours sur l’éolien terrestre est de l’ordre de 70 %.

Vous allez peut-être me dire qu’il s’agit d’une question d’acceptabilité. Eh bien non. Une personne seule peut déposer un recours contre un projet éolien. Le recours systématique est une stratégie utilisée par les associations anti-éolienne ; une guérilla juridique menée sur l’éolien.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Avez-vous des recommandations à nous présenter pour éviter cela ? Par exemple, proposer qu’un recours ne puisse être déposé que par un collectif de tant de personnes ; ou que soit constituée une cour spécialisée ?

M. Jean-Louis Bal. Nous avons déjà beaucoup réfléchi, sans trouver de solutions, pour, non pas empêcher les recours, ce n’est pas possible, mais être plus sélectifs.

Dans le cadre du groupe de travail installé par Sébastien Lecornu sur la simplification de l’éolien, il a été décidé de supprimer un niveau de juridiction – les requérants vont directement en cour d’appel.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Selon vous, les énergies les plus matures ont-elles encore besoin du soutien de l’État ?

M. Jean-Louis Bal. Les énergies les plus matures sont compétitives, si nous les comparons aux prix de marché tels que nous les estimons pour les quinze ou vingt ans à venir. Néanmoins, quand un investisseur réalise un investissement aussi capitalistique – je pense notamment au solaire et à l’éolien – il a surtout besoin d’une garantie sur la rémunération, sur les recettes à long terme.

Ce qui est différent pour la chaleur, où le mécanisme de soutien est une subvention à l’investissement.

Sans vouloir faire de comparaison malheureuse, si nous voulions développer de nouvelles productions nucléaires, nous aurions exactement le même problème.

M. Fabien Gouttefarde. Monsieur Bal, dans vos propos introductifs, vous avez indiqué qu’il serait utile d’informer le grand public de l’existence des aides – CITE, écoprêt, etc.

J’ai assisté récemment, dans mon territoire, à une formation de la Fédération française du bâtiment (FFB) délivrée à ses adhérents sur les aides à la rénovation énergétique : les aides de l’ANAH, le chèque énergie, le certification d’économie d’énergie – il faut d’ailleurs sortir de polytechnique pour comprendre –, le dispositif « coup de pouce » et le CITE. À la fin de la matinée, nos artisans s’arrachaient les cheveux.

Pensez-vous que tous ces mécanismes sont compréhensibles pour le grand public ? Sinon, avez-vous une position sur leur rénovation ?

M. Jean-Louis Bal. Informer les citoyens sur les mécanismes d’aide est l’une des conclusions du débat qui s’est tenu sur le projet de PPE, le G400, organisé par la Commission nationale des débats publics (CNDP).

Quatre cents citoyens ont été sélectionnés, parmi 35 000, représentatifs du tissu social, géographique, etc. pour débattre et donner un avis sur la politique énergétique française. Or parmi ces quatre cents personnes, seule une infime minorité connaissait les dispositifs que vous venez de citer. Le plus connu était le crédit d’impôt et beaucoup étaient convaincus que pour en bénéficier, il fallait payer des impôts ; ce qui est faux, il ne s’agit pas d’une déduction fiscale.

Votre question concerne la complexité de l’ensemble de ces mécanismes d’aide. Comme vous, il me semble qu’elles ne sont pas nécessairement perceptibles par l’artisan de base. En revanche, nous voyons apparaître sur le marché, et il faudrait l’encourager, des entreprises spécialisées pour agglomérer toutes ces aides – qui ne sont pas toutes compatibles entre elles.

Cependant, il est indispensable que l’État communique beaucoup plus ; cela aurait peut-être évité certaines crises sociales, les dépenses pour le consommateur de base étant avant tout liées à l’énergie consommée pour son logement. En aidant un certain nombre de foyers, nous aurions peut-être pu éviter toutes ces contraintes subies, liées au prix de l’énergie.

Nous devons nous demander si les espaces infos énergies sont bien dimensionnés, à la hauteur des besoins de la transition énergétique. Il en existe trois cents ou quatre cents, ce qui est largement insuffisant. Je l’ai évoqué pour l’ADEME, mais réduire les effectifs sur le terrain n’est pas la meilleure façon de faciliter la transition énergétique.

M. Vincent Thiébaut, président. Il conviendrait d’impliquer davantage les collectivités territoriales, comme c’est le cas en Alsace.

M. Nicolas Turquois. Ma première question est d’ordre philosophique. Je suis producteur de photovoltaïque. Or la surface nécessaire pour une production modeste est importante. Les EnR, telles que nous les connaissons, peuvent-elles réellement répondre à l’enjeu énergétique de la France ?

Une centrale nucléaire, avec toutes les difficultés d’implantation que nous connaissons, utilise quelques dizaines d’hectares, alors qu’il faudrait des forêts d’éoliennes et je ne sais combien d’hectares de panneaux photovoltaïques pour remplacer un réacteur. N’est-ce pas là une difficulté congénitale ?

Par ailleurs, votre syndicat représente l’ensemble des énergies renouvelables. Je suppose qu’elles ne sont pas toutes au même degré de maturité. Vous avez évoqué votre regret que l’hydrolien ou la géothermie électrique ne soient pas assez mis en avant dans le projet de PPE ; mais nous ne pouvons pas courir tous les lièvres à la fois. Au vu de vos connaissances, quelles EnR ont les plus grandes potentialités ? Sur lesquelles devons-nous parier ? Lesquelles doivent être davantage accompagnées par la puissance publique ?

Enfin, la semaine dernière, nous avons reçu le président du groupe Valorem. Nous l’avons interrogé sur la question de l’intermittence. Selon lui, le coût du stockage sous forme de batterie est prohibitif et il y aurait un intérêt à stocker dans les usages – concrètement, dans les chauffe-eaux thermodynamiques. N’avons-nous pas intérêt à faire fonctionner ces chauffe-eaux comme une réserve d’énergie d’eau chaude, à des moments où l’électricité ne vaut rien – ou est à un prix négatif ?

M. Jean-Louis Bal. Concernant la production modeste d’énergie solaire, je vous répondrai en me référant à mon expérience, puisque je viens d’installer une trentaine de mètres carrés de panneaux photovoltaïques et qu’ils suffisent très largement à couvrir ma consommation. Je fais de l’autoconsommation et je vais vendre le surplus à EDF, qui a une obligation de rachat. En outre, pour maximiser ma consommation, je fais du stockage sur les usages – j’ai installé un chauffe-eau thermodynamique.

Mais nous pouvons faire mieux, le chauffe-eau thermodynamique n’est pas la seule solution. Jean-Pierre Grandidier, le président de Valorem, a dû vous en parler, nous pouvons stocker également sur le froid.

L’intermittence est un terme que je n’aime pas, l’ADEME parle de variabilité ; l’intermittence, c’est quand on ne peut pas prévoir la production d’un générateur éolien ou photovoltaïque, or c’est extrêmement prévisible.

Je n’ai donc pas évoqué tous les moyens de pallier cette variabilité. Outre les batteries, dont le coût du stockage est encore trop élevé par rapport au prix de l’énergie – mais cela ne le sera pas éternellement, et il n’est pas trop élevé dans les départements d’outre-mer –, il y a en effet le stockage sur les usages, le foisonnement, les interconnexions… Bientôt, le développement à grande échelle du véhicule électrique permettra d’absorber les excédents d’éolien et de photovoltaïque ; vous avez reçu un représentant d’Enedis qui a dû vous l’expliquer.

Quant à remplacer le nucléaire, il ne s’agit pas aujourd’hui d’un objectif. Si cela devait arriver un jour – je fais référence au scénario 100 % EnR de l’ADEME –, ce sera par un mix de solutions EnR. Nous ne miserons jamais tout sur l’éolien ou le photovoltaïque. Il y aura une complémentarité avec l’hydraulique, la biomasse, la géothermie…

Toutes les filières ne sont effectivement pas au même niveau de maturité. Le soutien de la puissance publique doit donc être adapté, à la fois, à leur potentiel de développement et à leur niveau de maturité.

Par exemple, nous ne demandons pas de lancer des appels d’offres sur l’hydrolien. Tout un parcours de développement technologique est nécessaire avant de pouvoir faire du développement à grande échelle.

La méthanisation est encore à un autre niveau de maturité. Nous devons accompagner le développement de la filière par cette structuration que j’évoquais tout à l’heure.

M. Emmanuel Maquet. Monsieur le président, vous défendez les six parcs d’éoliennes en mer ; j’ai été confronté à l’un d’entre eux. Vous avez rappelé que le tarif de rachat de l’électricité avait baissé, passant de 210 à 150 euros le MWh. Cela étant dit, un parc d’éoliennes en mer coûte près de 1,8 milliard d’euros, dont 400 millions sont liés au frais de raccordement et qui ont été transférés sur le Réseau de transport d’électricité (RTE), financé par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Nous ne sommes donc plus dans le modèle économique d’origine.

Nous produisons encore de l’énergie à 150 euros le MWh, ce qui est exorbitant au regard de ce que nous entendons, depuis le début de cette commission d’enquête – des prix entre 60 et 80 euros.

Vous avez également évoqué l’éolien flottant au large du Croisic, qui n’a pas du tout le même impact sur l’environnement et notamment sur les écosystèmes. Le parc du Tréport est situé en face de chez moi, en plein milieu d’un parc marin et d’une zone pêche, c’est vous dire si les gens sont vent debout contre ce parc, qui n’a pas été suffisamment réfléchi quant à son installation et son implantation. De sorte que les citoyens sont à la limite de l’acceptabilité de ce parc, mais également des parcs terrestres ; il s’agit d’une vraie question sociétale. Les Hauts-de-France comptent 600 éoliennes sur les 9 000 installées en France.

Est-il encore raisonnable aujourd’hui de racheter cette électricité à 150 euros le MWh ? Ne serait-il pas plus intelligent de mettre le paquet sur l’éolien flottant et de développer une vraie filière ? Nous aurions ainsi une vraie avance technologique, que nous ne possédons pas avec l’éolien posé.

M. Jean-Louis Bal. S’agissant du prix de l’électricité à 60 ou 80 euros du MWh – parfois même moins –, vous faites référence aux parcs de l’Europe du Nord.

M. Emmanuel Maquet. À Dunkerque également.

M. Jean-Louis Bal. Si vous avez des informations, je suis preneur.

S’agissant des projets dont vous parlez, je vous l’ai précisé tout l’heure, ils ont été adjugés en 2012 et 2014, avec les technologiques qui existaient à ce moment-là, et que le cahier des charges nous interdit de faire évoluer. Il nous est impossible de prendre en compte les progrès qui ont été réalisés depuis.

Après une négociation menée par le Président de la République lui-même, celle-ci a abouti à un tarif moyen de 140 euros par MWh, hors coût de raccordement. Les parcs qui s’installent en Grande-Bretagne aujourd’hui, à partir de projets élaborés il y a six ou sept ans, pratiquent des tarifs allant de 150 à 180 euros le MWh.

Les prix annoncés, de 60 à 80 euros, pour les appels d’offres aux Pays-Bas, au Danemark ou en Allemagne, concernent des parcs qui se réaliseront, dans les mêmes conditions que Dunkerque d’ailleurs, avec des technologies qui sont encore en cours de développement.

S’agissant du projet du Tréport, et je ne sais pas s’il se réalisera un jour, mais il a montré ce qu’il ne fallait pas faire. La concertation a été menée, après adjudication par l’État, pour une zone qui était figée, que nous ne pouvions pas faire évoluer. J’en ai beaucoup discuté avec les pêcheurs qui, si nous avions pu bouger ce parc de quelques mille marins, ne seraient pas opposés à ce projet.

Cette question a été prise en compte dans les réglementations pour les nouveaux parcs. Nous bénéficierons de plus de souplesse, non seulement, sur la détermination des zones, mais aussi sur la prise en compte des évolutions technologiques pendant la durée du développement du projet.

Concernant l’éolien flottant, cette technologie est encore en développement, il est donc difficile de cerner avec précision les coûts auxquels nous allons aboutir. Je l’ai expliqué plus haut, l’éolien flottant est à 90 % identique à l’éolien posé. Les différentes études menées par un grand nombre d’institutions montrent que l’éolien flottant pourrait déboucher sur les mêmes coûts d’ici à 2030. Le potentiel de développement et industriel est donc appréciable. Je rappellerai juste que les pêcheurs ne peuvent pas pêcher à l’intérieur du parc.

M. Vincent Thiébaut, président. Concernant les EnR, et notamment leur coût – vous avez évoqué un prix de 55 euros le MWh pour l’énergie solaire –, vous avez bien compris qu’il s’agit d’un vrai sujet sociétal, les subventions étant financées par les impôts et les taxes. L’État subventionne le delta entre le prix de marché et le prix moyen.

Le prix du nucléaire est estimé à 42 euros alors que, selon la Cour des comptes, mais aussi de rapports de différents experts, le coût réel du nucléaire serait de 60 à 80 euros. Est-il possible d’affirmer que, investir dans les EnR, serait la garantie, en termes d’acceptabilité, de disposer d’une énergie abordable ?

Je préciserai que je ne suis pas défavorable au nucléaire, nous en avons besoin pour assurer une continuité de service. Cependant, si nous devons dessiner, pour demain, l’infrastructure énergétique de la France, le socle sera le nucléaire et les EnR la dentelle fine – notamment dans les collectivités locales.

Par ailleurs, nous devrions-nous pas permettre aux territoires de se saisir davantage des politiques nationales ? Si oui, comment ?

Je souhaiterais également connaître votre avis sur la question du solaire en termes de thermique ?

Enfin, ma dernière question concerne la géothermie. Je suis député d’Alsace, je suis donc très concerné par la géothermie profonde, et notamment par les projets menés en la matière en Alsace ; tous n’ont pas la même configuration. Certains visent à produire de la chaleur, avec de l’électricité en complément, d’autres visent à produire uniquement de l’électricité – qui est aujourd’hui à 250 euros le MWh.

Ne faudrait-il pas privilégier les premiers projets, et ne produire de l’électricité qu’en complément de la chaleur ? D’autant que, avec le lithium, ce serait 100 % des besoins nationaux qui seraient couverts.

M. Jean-Louis Bal. En matière de géothermie, je suis entièrement d’accord avec vous, il convient bien évidemment de valoriser la chaleur. Ce qui ne doit pas nous empêcher de produire de l’électricité. Il est vrai que le tarif est aujourd’hui de 246 euros le MWh, mais les professionnels de la géothermie se sont engagés à ramener ce coût à 100 euros, en 2028.

Je connais bien la question de la géothermie en Alsace, puisque dans une précédente vie, je travaillais à l’ADEME et j’ai mené un projet pour que l’usine Roquette à Beinheim soit alimentée en chaleur.

La géothermie, avec cette occasion de valoriser du lithium, est une vraie opportunité pour le développement de la filière et le développement industriel.

S’agissant du solaire thermique, il a connu très peu de développement, ces dernières années, même dans le cadre du fonds chaleur. Néanmoins, nous assistons, depuis deux, trois ans, à l’apparition de très grandes installations – parfois plusieurs dizaines de milliers de mètres carrés de capteurs solaires. Des installations qui ont vocation à répondre à des besoins industriels ou de réseaux de chaleur. Réalisées avec des modules solaires de très grandes surfaces, de l’ordre de quinze mètres carrés par capteur, le prix de ces installations solaires thermiques a été divisé par trois. Il s’agit donc d’une opportunité de relancer le marché du solaire thermique en France.

Nous avons d’ailleurs déposé, cet après-midi, au Conseil supérieur de l’énergie (CSE), un amendement, dans le cadre de l’examen de la PPE, en ce sens.

En ce qui concerne les territoires, ils ont, avec les syndicats d’énergie, toutes les capacités pour se saisir de la transition énergétique à leur niveau. Nous travaillons d’ailleurs beaucoup avec la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), dans ce cadre. Elles sont très bien placées, par leurs connaissances des consommations énergétiques, des gisements dans les différentes énergies renouvelables, pour mener des projets à l’échelle du territoire et le faire en collaboration avec le secteur industriel que je représente aujourd’hui.

M. Vincent Thiébaut, président. En termes de normes ou de cadre réglementaire, selon vous, tous les éléments sont déjà réunis pour que les collectivités puissent développer leur politique territoriale ?

M. Jean-Louis Bal. Des petites améliorations pourraient être apportées, notamment dans le photovoltaïque, qui est très prisé dans les territoires. Par exemple, la procédure d’appel d’offres commence dès le seuil de 100 kWh, ce qui est rédhibitoire pour une installation qui coûtera quelque 150 000 euros ; ce n’est pas très raisonnable. Nous prônons, depuis longtemps, de rétablir un guichet pour le solaire photovoltaïque, jusqu’à 500 kWh, ce que permettent les règles d’encadrement communautaires sur les aides d’État.

Par ailleurs, la question des ressources est importante. Les collectivités doivent faire le point sur leurs ressources, leurs besoins, leurs capacités d’évacuation de leur énergie par les réseaux, etc. Une compétence que détiennent les syndicats d’énergie. Nous menons, d’ailleurs, avec certains de nos adhérents, des projets intéressants sur cette question, dans lesquels ils combinent les différentes énergies renouvelables.

M. Vincent Thiébaut, président. Alstom, basé en Alsace, est capable de produire un train à hydrogène – 500 kilomètres en bimode, électrique et hydrogène, et une autonomie de 1 000 kilomètres en hydrogène pure.

M. Jean-Louis Bal. Concernant le futur des EnR en termes de coût, aujourd’hui, elles sont déjà à un niveau très acceptable, mais nous pourrions encore diminuer en allégeant certaines réglementations. Nous parlions de la durée d’un projet éolien. De même, pour les autres EnR, chaque année qui passe augmente le coût, qui se répercute dans le prix de l’énergie.

Les EnR vont encore progresser dans les années à venir et nous gagnerons plusieurs euros par mégawatheure. Nous verrons également apparaître d’autres sources d’énergie renouvelable, comme le gaz, qui est aujourd’hui extrêmement marginal.

Les EnR sont une garantie de stabilité des prix sur le futur. Je serais incapable de vous dire à quel mix nous allons arriver en 2050, mais nous devons y aller progressivement. La direction générale de l’énergie (DGE) – vous avez reçu M. Laurent Michel – souhaite commencer à réfléchir sur l’après 2035 – la PPE allant jusqu’en 2028.

Les études menées par l’ADEME démontrent qu’un mix avec beaucoup d’EnR est une garantie de stabilité des coûts, voire de réduction.

M. Vincent Thiébaut, président. D’autant que nous savons déjà qu’il nous manque 33 milliards d’euros pour recycler l’ensemble du parc nucléaire actuel.

Monsieur Bal, je vous remercie pour la clarté de vos propos.

L’audition s’achève dix-huit heures trente-cinq.

*

25. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrice Cahart, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, de M. Arnaud Casalis, membre du collectif d’experts « Énergie et vérité » et de M. Jean-Louis Butré, membres du collectif d’experts « Energie et vérité » (16 mai 2019)

L’audition débute à neuf heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Chers collègues, nous consacrons les auditions de cette matinée à la dimension économique de l’électricité éolienne. Notre objectif est d’entendre des points de vue différents et d’aller au fond des choses, au regard de polémiques qui ont agité les médias. Nous allons ainsi, à ma demande, procéder de façon originale par rapport à nos précédentes auditions.

Durant la première heure, nous entendrons M. Patrice Cahart, inspecteur des finances honoraire, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, et deux membres du collectif d’experts « Energie et vérité », M. Arnaud Casalis, professionnel de l’analyse des comptes des sociétés et M. Jean-Louis Butré, qui s’est déjà exprimé à plusieurs reprises devant le groupe d’étude sur les filières industrielles énergétiques, que j’ai le plaisir de présider.

Durant la deuxième heure d’audition, nous accueillerons les représentants de France énergie éolienne (FEE), M. Olivier Pérot, président, et M. Charles Lhermitte, vice-président.

Le troisième temps de cette matinée sera consacré à une audition commune, qui nous permettra de poser des questions complémentaires et aux deux camps en présence d’y répondre et d’échanger des arguments.

Je vous propose, M. Cahart, de prendre la parole pour une présentation de dix minutes axée sur la comparaison du coût des énergies renouvelables (EnR) et du nucléaire. M. Casalis pourra ensuite, pendant dix minutes également, présenter son exposé sur l’analyse de l’utilisation des fonds publics par leurs bénéficiaires. M. Butré interviendra enfin pendant cinq minutes, afin de compléter les propos des précédents orateurs. Nous vous poserons ensuite des questions.

Avant de vous céder la parole, je vais vous demander, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite par conséquent à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(MM. Cahart, Casalis et Butré prêtent serment)

M. Cahart, vous avez la parole.

M. Patrice Cahart. Merci, M. le président. Je vais essayer de traiter deux questions fondamentales.

La première est de savoir s’il est raisonnable, durant la période nous séparant de l’année 2035, de sacrifier près d’un tiers de notre potentiel nucléaire et de la production correspondante et de le remplacer par du renouvelable. Ma réponse est négative. L’Assemblée nationale va bientôt avoir à discuter d’un projet de loi « énergie », dont la disposition principale consiste à déplacer l’échéance de 2025 à 2035 ; pour autant, le contenu même de l’échéance n’est pas modifié, puisqu’il s’agirait toujours de sacrifier un tiers du potentiel nucléaire, alors qu’il pourrait durer et produire encore longtemps. Mes amis et moi avons réalisé un chiffrage, qui figure dans le dossier que je vous ai remis tout à l’heure en plusieurs exemplaires. Nous avons tout d’abord estimé la puissance renouvelable qui serait nécessaire pour atteindre l’objectif fixé à l’horizon 2035. Les données utilisées sont celles de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), que nous avons extrapolées jusqu’en 2035. Nous avons ensuite multiplié les puissances nécessaires ainsi obtenues par les coûts unitaires de chaque type d’équipement fournis par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) dans un rapport de 2016. Nous avons ajouté à ceci le coût d’adaptation du réseau de transport et de distribution, qui devra être très largement modifié dans le cas d’un développement massif du recours aux énergies renouvelables. L’autre jour devant vous, le président du Réseau de transport d’électricité (RTE), M. Brottes, a indiqué que l’aménagement du réseau coûtait, uniquement pour les EnR, 4,3 milliards d’euros par an, ce qui est monumental. Nous avons repris ce chiffre et l’avons multiplié par les 17 années qui restent à courir jusqu’à 2035. Le résultat de ces calculs s’établit à 184 milliards d’euros, qui correspond au coût du développement des EnR nécessaires pour remplacer une partie du nucléaire.

À ce coût, nous opposons une alternative qui consisterait tout simplement à prolonger la vie des centrales nucléaires. Aux États-Unis, les centrales utilisent la même technique que celles du parc français et sont prolongées de façon systématique jusqu’à l’âge de 60 ans. Il est même question d’allonger leur durée d’utilisation à 80 ans. Nous nous sommes appuyés pour faire notre calcul sur des données de la Cour des comptes, qui a évalué les dépenses de sécurité, qualifiées de « grand carénage », nécessaires à cette prolongation des centrales nucléaires. Le chiffre obtenu sur 17 ans est de 25 milliards d’euros.

La soustraction entre les deux chiffres obtenus, à savoir 184 milliards d’euros d’un côté et 25 milliards d’euros de l’autre, donne un résultat de 159 milliards d’euros, correspondant au surcoût net des EnR sur la période 2019 – 2035. Pour mémoire, s’ajouterait à ces 159 milliards d’euros l’incidence des décisions déjà prises en faveur des énergies renouvelables mais non encore exécutées fin 2017, que la Cour des comptes a chiffrée à 121 milliards d’euros, à la charge des consommateurs français.

Les chiffres obtenus sont considérables. Il est clair que si l’on dépense de tels montants, il ne restera plus de ressources suffisantes pour financer les autres actions en faveur du climat qui, elles, sont véritablement utiles, dans le domaine des transports ou de l’isolation des bâtiments. Ce surcoût de 159 milliards d’euros serait une perte sèche pour la collectivité des Français : ceci ne présenterait aucun avantage pour l’économie. D’habitude, tout investissement prévu correspond en contrepartie à une production : or il n’existe ici aucune production nouvelle, puisque l’évaluation est effectuée à production constante. Il s’agira donc de 159 milliards d’euros perdus, sans aucun retour sur investissement, ni aucun profit pour le climat, contrairement à ce qu’une partie du public continue de croire : notre énergie électrique est en effet déjà décarbonée au maximum et il n’existe quasiment plus de sources fossiles. Il n’est pas envisageable de descendre sous le seuil actuel, dans la mesure où il est nécessaire de maintenir un minimum d’énergie pilotable, afin de pallier la très grande intermittence de l’éolien et, accessoirement, du photovoltaïque.

Il nous paraîtrait ainsi tout à fait déraisonnable d’adopter cette loi « énergie », avec l’échéance à 2035.

La deuxième question fondamentale à laquelle nous nous sommes intéressées est la suivante : à supposer que les objections que je viens de vous présenter ne convainquent pas et que l’on souhaite tout de même opérer la substitution entre une partie du nucléaire et des EnR, est-il raisonnable, parmi les énergies renouvelables, de mettre l’accent sur l’éolien, notamment terrestre ? Les EnR sont très diverses et présentent des avantages et des inconvénients qui varient de l’une à l’autre. L’éolien, surtout terrestre, est de loin la forme d’énergie renouvelable qui comporte le plus d’inconvénients. Il s’agit d’une forme d’énergie particulièrement agressive : actuellement les éoliennes terrestres implantées couramment dans nos campagnes mesurent 180 mètres de haut, soit 60 % de la hauteur de la Tour Eiffel. Un projet à l’étude dans l’Yonne concerne même des installations de 240 mètres de haut. Nous avons procédé à une évaluation, que vous retrouverez dans le dossier, qui montre que si la loi « énergie » qui va vous être proposée est adoptée et exécutée, toutes les zones rurales de France se trouveront à moins de six kilomètres d’une grande éolienne, ce qui induirait une transformation majeure du paysage français. Nous avons choisi cette distance de six kilomètres car elle correspond au rayon d’affichage des enquêtes publiques, dans lequel les communes et les particuliers doivent être consultés. Ce périmètre est d’ailleurs très insuffisant compte tenu de la croissance en hauteur des éoliennes et devrait être au moins de dix kilomètres maintenant ; nous l’avons néanmoins retenu puisqu’il s’agit encore actuellement du chiffre officiel.

Ceci conduit à considérer de préférence d’autres énergies renouvelables, en premier lieu le photovoltaïque, qui présente certains inconvénients, mais est beaucoup moins agressif que l’éolien terrestre car il ne se voit pas de loin et coûte nettement moins cher. Vous trouverez ainsi dans le dossier la copie d’un communiqué du ministre François de Rugy de novembre 2018 expliquant que sur les seize appels d’offres lancés mettant en concurrence l’éolien terrestre et le photovoltaïque, dans neuf régions y compris des régions peu ensoleillées comme les Hauts-de-France, le photovoltaïque a été déclaré vainqueur dans 100 % des cas par rapport à l’éolien terrestre, car nettement moins cher. Après un tel communiqué, les personnes informées s’attendaient à l’arrêt complet des opérations d’éolien terrestre dans l’ensemble du territoire français : pourquoi continuer alors que cette énergie est excessivement chère, très agressive et qu’il existe de multiples possibilités pour développer le photovoltaïque dans notre pays, notamment dans sa moitié sud ? Or contre toute attente, les programmes éoliens se poursuivent comme si de rien n’était. Ceci est absolument sidérant. Je crois en effet que le photovoltaïque a vocation à remplacer très largement, voire complètement, l’éolien terrestre dans les programmes.

Il convient également de considérer d’autres sources d’énergie comme la géothermie en faible profondeur, qu’il est possible de mettre en œuvre dans la quasi-totalité de la France, dans la mesure où il suffit de disposer d’une nappe phréatique.

Je tiens également à mettre l’accent sur une forme d’énergie que j’aime beaucoup, qui consiste en la récupération de la chaleur des égouts. Ce procédé ne présente aucun inconvénient d’ordre esthétique. Une expérience prometteuse avait été menée notamment dans un quartier de Nanterre, qui était chauffé par ce moyen. Hélas, pour des raisons que je n’ai pas comprises, les pouvoirs publics ne se sont pas du tout intéressés à cette forme d’énergie, si bien que le promoteur a rencontré des ennuis financiers. Actuellement, il semble donc que cette filière prometteuse soit stoppée.

Ma conclusion est qu’il est urgent d’arrêter toutes les aides publiques apportées à l’éolien. Ceci concerne essentiellement l’éolien terrestre, l’éolien maritime appelant davantage de discussions, dans la mesure où son développement s’accompagne d’un espoir de création d’emplois en France, ce qui n’est pas le cas de l’éolien terrestre. La Grande-Bretagne, l’Espagne et le Québec ont déjà pris la décision de cesser toute aide à l’éolien terrestre et ne s’en portent pas plus mal. Vous trouverez dans le dossier un article du journal Les Échos concernant trois parcs éoliens récents qui vont être réalisés en mer allemande sans aucune aide. Si des parcs ancrés en mer peuvent être réalisés sans aide, ceci semble a fortiori possible pour des groupes éoliens terrestres, dont l’installation et l’entretien sont moins coûteux. Tout ceci plaide pour un arrêt immédiat de toutes aides à l’éolien, au moins terrestre.

Merci de votre attention.

M. Arnaud Casalis. L’expérience que je vais vous présenter résulte des demandes formulées localement par les associations. Il existe en effet un millier d’associations regroupant des riverains qui subissent les nuisances des éoliennes. Les promoteurs des projets éoliens vantent à ces populations l’intérêt de l’énergie éolienne terrestre, grâce notamment à des prospectus produits à grands frais, dont le contenu témoigne de nombreux mensonges par omission. Les habitants sont donc forcés à subir les conséquences d’un dispositif dont on leur explique qu’il va aider des entreprises en voie de démarrage et contribuer à sauver la planète.

Cette situation a suscité de nombreuses questions et nous avons cherché à savoir qui étaient les promoteurs et quelles étaient leurs motivations pour implanter ces projets, lesquels ne sont à l’évidence pas bénéfiques pour la population locale.

Nous allons essayer de percer rapidement ces mystères, en rappelant tout d’abord quelques ordres de grandeur. Ainsi en 2016, la Cour des comptes a souligné que sur les 5,3 milliards d’euros de dépenses alloués aux EnR, seuls 10 % étaient affectés aux énergies thermiques et 90 % aux énergies électriques. Ces engagements, pris à compter de 2018 jusqu’à l’échéance des contrats, se retrouvent dans la somme absolument énorme de 121 milliards d’euros évoquée précédemment par M. Cahart. 94 % des charges prévisionnelles en matière d’EnR sont d’ores et déjà engagées. La plupart des fonds affectés à ces énergies électriques concernent l’éolien terrestre. Ceci montre, par rapport aux ordres de grandeur que nous venons de situer, que ces fonds sont alloués prioritairement à des énergies intermittentes, dont on connaît le caractère difficile à exploiter dans la mesure où l’électricité ne parvient pas au point de service où moment où ceci est souhaité. Il faut donc absorber une électricité dont la probabilité d’arriver au point de service est d’environ 6 %. Il s’agit donc d’une très mauvaise électricité, qui ne devrait de ce fait pas valoir très cher. Elle concentre pourtant l’essentiel des moyens financiers. Je vous rappelle que l’éolien terrestre représente 1,5 % seulement de l’énergie totale consommée en France et 4,5 % de l’énergie électrique, alors que l’on nous présente la situation sous un jour bien plus avantageux, pour des raisons évidemment liées aux intérêts qu’ont les promoteurs à développer cette activité.

Les sommes considérables que nous venons d’évoquer sont en fait limitées à une affectation extrêmement réduite, pour un bénéfice collectif totalement négligeable. Il est évident, comme le soulignait M. Cahart, que si l’on affectait les mêmes sommes à des économies d’énergie dans des bâtiments notamment ou dans l’aménagement du transport, l’effet de démultiplication de ces fonds serait sans commune mesure avec ce gâchis financier lié à l’utilisation de ces montants pour les seules énergies éoliennes.

Ceci nous a conduits à nous interroger sur la destination des sommes en jeu : pourquoi les promoteurs sont-ils si motivés par la récolte de fonds financiers issus des éoliennes ? Nous avons choisi d’aborder cette question par le biais de quelques exemples.

Le premier concerne une personne physique, en l’occurrence M. Moratoglou, qui a vendu sa société à EDF Energies renouvelables et a, à titre personnel, gagné environ 1 milliard d’euros par le dispositif des aides d’État que nous connaissons. Cette somme frappe l’imagination. Il est toujours surprenant de constater que l’on aide des entreprises à démarrer et qu’à la sortie ceci se traduit par le fait qu’une personne physique récolte une telle somme et aille la placer au Luxembourg pour dégager des financements pour de nouvelles opérations.

J’ai par ailleurs eu la chance de travailler sur le cas de la société EOLE-RES, devenue aujourd’hui Renewable Energy Systems (RES), filiale française d’un groupe anglais basé à Guernesey, détenu par la famille de Sir McAlpine, dont on ne connaît pas très bien les tenants et les aboutissants. Il apparaît assez clairement que tout ce qui concerne l’éolien terrestre, mais aussi peut-être l’éolien au sens plus large du terme, termine de toute façon un jour ou l’autre dans un paradis fiscal. Nous sommes ici dans le cas de Guernesey. Cette opération est intéressante car elle met en évidence les mécanismes par lesquels une société peut se constituer en ayant contracté sur des projets industriels éoliens. Il existait dans le Midi de la France une petite société nommée RES, qui disposait de 500 000 euros de capital initial. En 2008, cette société a été valorisée 245 millions d’euros et des fonds ont ainsi pu être apportés à une nouvelle société intermédiaire, qui a été constituée avec un capital de 45 millions d’euros, simplement par apport du fonds de commerce déjà établi en ayant souscrit des contrats avec des collectivités locales. Cet exemple illustre le fait qu’il est possible de s’enrichir de façon massive simplement en souscrivant des contrats avec des collectivités locales. Les 200 millions d’euros restant après l’affectation des 45 millions d’euros au capital de la nouvelle société ont été gardés pour être ensuite distribués aux actionnaires et ont bénéficié en France du régime fiscal de faveur appliqué aux apports de ce type. La rentabilité de la société était de 23,8 millions d’euros en 2017, tandis que le capital social n’était que de 10,8 millions d’euros. Le rendement de cette société est donc de 220 % du capital social. À titre de comparaison, je vous rappelle que le Livret A est rémunéré à un taux de 0,75 %. Ceci signifie que cette société bénéficie d’un niveau de rémunération 293 fois supérieur à celui d’un Livret A. Ceci montre clairement que l’énergie éolienne terrestre est exploitée à des fins essentiellement financières, avec des rendements absolument incroyables. Ce profit est égal par ailleurs, le montant déposé en moyenne sur les livrets d’épargne en France étant de 4 500 euros, à 700 000 fois cette valeur moyenne. Cette société a par la suite réitéré le même type d’opération, les 40 millions d’euros de valorisation de la nouvelle société ayant permis à leur tour de faire des appels sur les marchés financiers, ce qui a rapporté à la société holding quelque 300 millions de livres de placements financiers, auxquels elle peut garantir sur les marchés financiers 8,4 % de rendement annuel pendant vingt ans. Ce sont les contribuables qui paient et l’argent va, par défiscalisation, à l’étranger, où il contribue à nourrir encore de la spéculation financière internationale. Voici le schéma général.

Il s’agit d’un sujet très grave, avec des enjeux en termes de démocratie. Le juge sicilien Giovanni Falcone indiquait ainsi la chose suivante : « Suis l’argent et tu trouveras la mafia ». Le procureur anti-mafia Roberto Scarpinato déclarait quant à lui : « Après le gaz, la mafia s’est intéressée à l’énergie éolienne et photovoltaïque et nous avons découvert qu’il y avait même eu des accords passés entre la mafia italienne et la mafia russe pour pouvoir contrôler ce secteur de l’énergie qui est stratégique. Il y a bien un risque que des fonds européens, des fonds publics, finissent dans les poches de la mafia. C’est arrivé en Italie. Vous allez le connaître également chez vous ».

Au moment où le gouvernement accélère dans la voie d’un développement mal maîtrisé des EnR, en dehors de tout contrôle, y compris parlementaire, comme le souligne le rapport de la Cour des comptes, la question est vraiment de savoir si nous voulons un monde de l’énergie qui soit un monde mafieux.

M. Jean-Louis Butré. Je suis ravi d’être ici, à la fois en tant que membre du collectif d’experts « Energie et vérité » et président de la Fédération environnement durable, qui regroupe près de 1 400 associations représentant entre 40 000 et 50 000 personnes de la France entière qui subissent ou vont être confrontés à l’installation de parcs éoliens.

M. le président Julien Aubert. Je tiens à vous rappeler, M. Butré, que cette audition est consacrée aux aspects économiques et financiers de l’éolien. La question de l’acceptabilité sociale fera probablement l’objet d’auditions spécifiques. Il est important de bien séparer les sujets.

M. Jean-Louis Butré. D’où vient l’argent investi dans l’éolien ? Il provient des factures d’électricité des Français, par le biais notamment de la contribution au service public de l’électricité (CSPE). Tous les calculs montrent que les factures d’électricité devraient globalement doubler. Pourquoi continue-t-on, dans ce contexte, à implanter des éoliennes ? Comme me l’ont signalé les représentants de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), où j’ai été auditionné à plusieurs reprises, les prix de rachat de cette électricité sont actuellement totalement anormaux, pour ne pas dire scandaleux. Ceci dure depuis 2001. Je puis comprendre que, lorsque l’on souhaite favoriser le développement d’une industrie, il soit envisagé de lui donner un « coup de pouce » au démarrage. Mais ce système est aujourd’hui en vigueur depuis près de 19 ans et l’argent qui le finance est prélevé sur la facture énergétique des Français. Je vous rappelle que l’on estime entre 8 et 10 millions le nombre de personnes qui ont en France des difficultés à s’éclairer, se chauffer et circuler.

On observe en outre l’existence dans ce système d’anomalies incroyables. Je pense notamment à la règle dite « des six mâts », dont les promoteurs ont réussi à obtenir le maintien grâce à leurs actions de lobbying. Ainsi, lorsque les parcs implantés comptent jusqu’à six mâts, ils continuent à bénéficier des anciens tarifs et lorsqu’ils en comptent plus de six, des appels d’offres sont lancés. Les promoteurs contournent ceci en implantant plusieurs parcs de six mâts. Ces multiples anomalies sont dues au fait que les promoteurs éoliens profitent depuis 2001, d’une façon ou d’une autre, du système mis en place par le gouvernement. Ils ont tout d’abord pénétré dans le dispositif par le biais de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie. Je rappelle par exemple que Jean-Louis Bal, ancien directeur de L’ADEME, est devenu président du Syndicat des énergies renouvelables, après André Antolini. Ceci est ensuite remonté via le ministère de l’environnement, si bien que toutes les lois votées depuis lors sont en faveur des promoteurs éoliens. Les sommes dont ils disposent peuvent être une source légitime d’inquiétude.

Je demande simplement aujourd’hui aux parlementaires de jouer leur rôle d’élus nationaux indépendants d’un lobby qui a actuellement tous les pouvoirs, au point que les dernières décisions prises par le ministère de l’environnement suite aux propositions du secrétaire d’État Sébastien Lecornu consistent, face à la résistance opposée par de nombreux riverains à l’implantation d’éoliennes – je rappelle que 70 % des projets sont aujourd’hui attaqués –, à prendre des arrêtés supprimant l’échelon des tribunaux administratifs, afin d’empêcher les citoyens de se défendre. Ceci est absolument inqualifiable.

L’éolien terrestre bénéficie actuellement de tarifs, de niveaux de rentabilité et de droits hallucinants, pour un résultat qui n’est pas à la hauteur. Je vous invite à lire la dernière édition du magazine allemand Der Spiegel, qui consacre à ce sujet un dossier de 17 pages, dans lequel il est démontré que l’éolien est un incroyable fiasco : les Allemands ont implanté tellement d’éoliennes que soit l’électricité produite ne sert à rien car elle est disponible à un moment où ils n’en ont pas besoin, soit les besoins ne peuvent être couverts par manque de vent. La collecte pose également problème, dans la mesure où les éoliennes sont essentiellement situées dans le nord du pays, tandis que l’industrie est plutôt localisée dans le sud. Ceci nécessite donc de tirer des lignes à haute tension, dont les citoyens ne veulent pas. L’éolien est donc, économiquement et structurellement, un problème majeur que l’on est en train d’installer en France.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez indiqué que 70 % des projets étaient attaqués et souligné que la population était très fortement opposée à ces implantations. Considérez-vous que l’on puisse déduire de ce pourcentage de pourvois que 70 % de la population est opposée au développement de l’éolien ?

M. Jean-Louis Butré. On comprend aisément que les personnes qui résident en ville et auxquelles on répète inlassablement, par un matraquage publicitaire hallucinant, que l’éolien va sauver la planète en limitant les émissions de CO2 et permettre de produire de l’électricité gratuite puisque le vent ne coûte rien n’ont aucune raison de s’opposer aux éoliennes. De loin, les éoliennes semblent plutôt sympathiques.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous affirmez donc que les habitants des communes rurales résidant près des éoliennes s’y opposeraient, tandis que les citadins y seraient favorables ?

M. Jean-Louis Butré. Absolument. Les communes rurales françaises sont indéniablement les premières atteintes.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai sous les yeux une enquête réalisée en 2018 auprès de populations habitant à moins de cinq kilomètres d’éoliennes, qui indique que 91 % des personnes interrogées estiment ces sujets importants et que 80 % d’entre elles ont une bonne image de l’éolienne. Les jeunes sont quant à eux 84 % à en avoir une très bonne image. Il semble donc que plus les gens sont près des mâts, plus ils y sont favorables.

M. Jean-Louis Butré. On se moque des gens.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous, M. Butré, indiquer à Mme la rapporteure la source dont vous tirez ce chiffre de 70 % ?

M. Jean-Louis Butré. Nous voyons passer les projets à partir du moment où une demande de permis a été déposée et observons le nombre considérable d’associations qui se créent et attaquent ces permis. Aujourd’hui, 70 % d’entre eux sont contestés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ce n’est pas ce que dit cette enquête, ni ce que constatent les maires de villes concernées. J’ai l’impression que plus on est proche du mât de l’éolienne, plus l’émotion est forte, dans le sens soit d’une adhésion importante, soit d’un rejet fort. Il suffit en outre d’une personne pour déposer un recours.

M. Jean-Louis Butré. Il s’agit là du résultat du marketing sauvage que mènent les entreprises du secteur éolien, qui investissent des milliards d’euros en communication. À partir du moment où l’on éprouve le besoin de convaincre, il n’est pas difficile, moyennant finances, de diligenter des études et de trouver des spécialistes qui tiendront le discours qui vous arrange. Je suis pour ma part confronté tous les jours à des personnes en détresse, qui viennent par exemple de découvrir qu’un parc éolien risquait d’être construit près de chez elles et se désolent parce que le bien immobilier qu’elles viennent d’acquérir dans la zone concernée va perdre de ce fait 30 % de sa valeur.

M. le président Julien Aubert. Je suis au regret de vous dire, M. Butré, que ceci ne concerne pas le sujet de l’audition d’aujourd’hui, que nous souhaitons consacrer exclusivement aux aspects économiques du secteur éolien.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ce sujet suscite assurément des réactions très émotionnelles. Je répète par ailleurs qu’il suffit d’une personne opposée à une éolienne pour déposer un recours contre un projet.

M. Jean-Louis Butré. Je répondrai à cette question dans le cadre de l’audition consacrée à l’acceptabilité sociale des éoliennes, si vous m’y conviez.

M. Vincent Thiébaut. Nous avons bien compris votre aversion vis-à-vis de l’éolien. Je souhaiterais revenir dans le champ de l’économie et notamment de l’acceptabilité du coût de l’énergie par les citoyens français. L’État a initié une PPE, dans laquelle les sommes engagées sont deux fois plus nombreuses actuellement sur le solaire que sur l’éolien.

Mme Laure de La Raudière. Ceci est dû à la « bulle solaire ».

M. Vincent Thiébaut. Aujourd’hui, le coût fixé par le dispositif d’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est de 42 euros le mégawattheure, tandis que le coût du marché est actuellement aux alentours de 50 à 52 euros. Les offres de contrat passées avec l’État sur les énergies renouvelables permettent de calculer la différence entre le coût du contrat, de l’ordre de 50 à 55 euros pour le solaire et 60 à 65 euros pour l’éolien, et le coût du marché et l’État finance le delta. Si toutefois le coût du marché devient supérieur à celui du contrat, alors le producteur reverse de l’argent à l’État.

Aujourd’hui, la PPE est fixée pour 2028 avec un coût de 56 euros le mégawattheure. Sachant que l’on est déjà aujourd’hui à 52 euros, il y a de fortes chances, au vu des tendances, que ce chiffre de 56 euros soit dépassé.

Vous avez affirmé que l’entretien et la prolongation du parc nucléaire coûteraient moins cher que de développer les EnR. Or les chiffres dont je dispose concernant le nucléaire estiment entre 100 et 200 milliards d’euros les dépenses nécessaires pour maintenir et faire évoluer le parc. Il m’a par ailleurs été confirmé qu’avec un coût actuel de 42 euros le mégawattheure, l’électricité vendue ne permettait pas de couvrir les coûts requis pour le maintien et le développement du parc nucléaire actuellement. Dans une logique purement économique, le développement des énergies renouvelables ne serait-il pas une garantie de pouvoir maintenir un coût acceptable pour la population au niveau de l’énergie ? Il faut savoir que la Cour des comptes estime que le coût de rachat concernant l’électricité nucléaire devrait être de 60 euros le mégawattheure. Certaines études estiment même qu’il faudrait monter jusqu’à 80 euros.

J’aurais souhaité vous entendre sur ce sujet, dans la logique de diversification. Je ne remets absolument pas en cause le nucléaire, qui constitue une colonne vertébrale dont nous avons besoin. Le développement des EnR nous permettrait aussi de maintenir ce coût ainsi que son acceptabilité au niveau de la population.

M. Patrice Cahart. Concernant le nucléaire, vous trouverez le détail de notre chiffrage dans le dossier que nous vous avons remis. En résumé, nous avons pris le chiffre relatif au coût du grand carénage nécessaire pour prolonger la vie des centrales donné par la Cour des comptes, dont on ne peut douter du sérieux, qui est de 4,16 milliards d’euros par an. Nous avons actualisé ce chiffre à 5 milliards d’euros par an. Il ne faut toutefois en retenir qu’un petit tiers, dans la mesure où la programmation actuelle prévoit que deux tiers du potentiel nucléaire soient reconduits. Le débat porte donc sur un tiers de 5 milliards d’euros. Si l’on considère cette dépense sur une durée de 17 ans, on aboutit au chiffre de 25 milliards d’euros, ce qui est très modeste comparé aux 184 milliards d’euros que coûteraient les EnR pour produire la même quantité d’électricité durant la même période.

M. Vincent Thiébaut. Je souhaiterais vraiment savoir d’où vient le chiffre de 184 milliards d’euros que vous avancez concernant le coût des EnR. Les sommes engagées actuellement sont en effet de l’ordre de 95 milliards d’euros, avec 30 milliards d’euros envisagés jusqu’en 2028, dans l’hypothèse où l’on resterait à un coût du marché à 56 euros le mégawattheure jusqu’à cette date, ce qui est peu probable au vu des tendances. Le chiffre global se situerait donc vraisemblablement entre 100 et 120 milliards d’euros.

M. Patrice Cahart. Nous ne parlons pas de la même chose. Le chiffre de 184 milliards d’euros correspond au coût de l’investissement nécessaire pour que les EnR produisent la quantité d’électricité attendue. Nous n’avons pas considéré seulement le coût des éoliennes et des centrales photovoltaïques, mais aussi celui lié au réseau. Je vous invite à consulter le dossier fourni. Je puis par ailleurs tout à fait, si vous le souhaitez, vous envoyer par voie électronique la note comportant le chiffrage détaillé.

M. Hervé Pellois. Il y a quelques semaines encore, j’ignorais l’existence de votre association. Vous vous êtes manifestés auprès de nous et nous avez adressé plusieurs dossiers, que j’ai lus au fur et à mesure qu’ils nous parvenaient. J’ai ainsi compris assez vite l’objet de votre collectif. Je souhaiterais savoir comment est née votre association. En entendant l’exposé de M. Cahart, je me suis demandé si vous étiez des anti-éolien ou des pro-nucléaire.

J’ai par ailleurs essayé de situer ceci par rapport à notre problème national : est-il normal que notre approvisionnement énergétique soit quasiment dépendant du nucléaire ? Je suis gêné par le fait que vous restiez sur une situation du passé et que vous n’essayiez pas d’entrer dans une vision véritablement prospective, tenant compte des enjeux de demain. Notre pays possède une originalité qui a peut-être été intéressante, mais est également risquée et pose un certain nombre de problèmes. Je vous entends dire qu’il est possible de conserver des centrales en fonctionnement pendant 60 ou 80 ans : pourquoi pas 100 ans bientôt ? J’ignore si tout ceci est très sérieux, d’autant que de nombreux débats sur la gestion des déchets nucléaires et la déconstruction de ces sites existent aujourd’hui. Je suis élu breton et nous sommes encore en train d’essayer de nous débarrasser de la pauvre petite centrale de Brennilis. Je suis loin de penser que l’équilibre se trouvera dans des positions aussi sectaires que celles que vous et d’autres défendez.

J’ai néanmoins été intéressé par les chiffres que vous nous avez communiqués et qu’il conviendra toutefois pour certains de vérifier. Je souhaiterais savoir comment s’est constituée votre association et quelle est votre indépendance, aux uns et aux autres, vis-à-vis du secteur nucléaire notamment.

M. Patrice Cahart. Il n’y a pas d’association : nous sommes simplement un collectif de chercheurs libres et bénévoles. Nous ne faisons que coopérer ensemble et n’avons aucun lien ni avec EDF, ni avec le groupe de pression nucléaire. Nous ne faisons que constater, au vu des chiffres que je vous ai indiqués précédemment, qu’il est beaucoup plus raisonnable de prolonger les centrales que de développer les EnR. Les Américains, qui ne sont tout de même pas fous, procèdent de la sorte et prolongent massivement l’utilisation de leurs centrales jusqu’à 60 ans : pourquoi ne ferions-nous pas de même ?

Permettez-moi par ailleurs de vous faire part d’un double éclairage personnel expliquant ma présence devant vous aujourd’hui : je suis tout d’abord inspecteur général des finances de formation et de ce fait sensibilisé à la lutte contre les gaspillages. Étant retraité, je poursuis cette démarche et constate, dans le domaine de l’éolien terrestre notamment, l’existence d’un gaspillage phénoménal, ce qui explique ma mobilisation. Je suis en outre vice-président d’une association de monuments historiques, nommée « La demeure historique », reconnue d’utilité publique, qui regroupe 3 000 monuments privés. Or nous constatons actuellement dans ce cadre que les éoliennes, qui perturbent les perspectives, sont l’ennemi numéro un des monuments historiques. Tout ceci explique que je sois ici aujourd’hui.

M. Xavier Batut. Je pense qu’il ne faut pas opposer nucléaire et énergies renouvelables. Je suis issu d’un territoire où les deux coexistent, puisqu’il compte 104 éoliennes, bientôt 50 supplémentaires, et une centrale nucléaire dont l’acceptabilité par les riverains est assez satisfaisante.

Concernant la règle des six mâts avec les anciens et les nouveaux tarifs, on s’aperçoit aujourd’hui que les éoliennes ont été installées sur le territoire pour des raisons d’acceptabilité sociale, mais aussi peut-être économique. Si jamais demain le but est de relier l’ensemble de ces parcs, quelle règle va s’appliquer ?

Ma deuxième question est la suivante : en termes d’acceptabilité économique des éoliennes, quel est, depuis 19 ans, l’intérêt qu’en retirent les collectivités et les propriétaires fonciers ?

M. Jean-Louis Butré. Je me suis toujours demandé pour quelle raison les promoteurs éoliens n’achètent pas les terrains, mais les louent. Il faut savoir que la location d’un terrain pour y installer une éolienne est de l’ordre de 8 000 à 12 000 euros, selon les zones et la résistance. Il apparaît que les éoliennes implantées en France proviennent toutes d’Allemagne ou du Danemark et nous avons été effarés de la quantité de matériaux, dont 2 500 tonnes de béton, que ceci nécessitait. Ce sont au total 35 millions de tonnes de béton qui vont arriver dans nos champs. S’y ajoutent les mâts, les nacelles, les pales confectionnées en plastiques spéciaux très difficilement recyclables. Si l’on empilait les pales de 55 mètres des 15 000 éoliennes, on obtiendrait la distance entre Paris et Moscou. Ceci soulève la question de la gestion des matériaux en fin de cycle de vie de l’éolienne. On nous rétorque généralement que les promoteurs provisionnent dans cette perspective à hauteur de 50 000 euros par éolienne : or lorsque l’on sait qu’il s’agit le plus souvent de sociétés sans capital, qui risquent de faire faillite, on est en droit de s’interroger. Permettez-moi de m’adresser à vous en tant qu’ancien directeur d’usine du groupe Rhône-Poulenc et de sites Seveso : comment retraiter, recycler tous ces matériaux ? D’une part on ne sait pas faire, d’autre part ceci implique des sommes gigantesques. Que vont faire les promoteurs, sociétés sans capital, au bout de vingt ans ? Ils vont laisser la machine sur le terrain. Qui va payer ? Qui va recycler ? Les derniers chiffres dont je dispose indiquent que l’on sait actuellement recycler environ 16 % des matériaux composant une éolienne. C’est ainsi que certaines pales finissent leur course dans des décharges africaines. Une autre technique consiste, lorsque l’éolienne vieillit, à la vendre à des pays du tiers-monde, qui s’en débrouilleront. On entend souvent parler de repowering : que fait-on, dans ce cas, de l’ancienne éolienne ? Du point de vue économique, le système est beaucoup plus complexe qu’on ne le pense.

M. Xavier Batut. Comment les parcs éoliens sont-ils, économiquement, acceptés aujourd’hui sur le territoire ? Quel est l’intérêt pour les propriétaires fonciers, pour les collectivités ? Quels sont les arguments des promoteurs pour « vendre » leurs projets ?

M. Jean-Louis Butré. L’argent achète tout. Ces promoteurs sont en train de prendre le contrôle du territoire. Si vous allez voir actuellement un agriculteur et lui proposez qu’il vous loue, pour 10 000 à 12 000 euros par an, une parcelle de terrain pour y installer une éolienne, il signe forcément. De même, les communes rurales sont confrontées aujourd’hui à un appauvrissement : si vous faites miroiter aux municipalités la perception d’une taxe, tout en leur disant qu’elles vont contribuer en plus à sauver la planète, alors les conseils municipaux votent l’implantation.

M. Xavier Batut. Vous êtes donc en train de nous expliquer que les éoliennes permettent de compenser une partie des baisses de dotation auxquelles les communes sont confrontées depuis une dizaine d’années, ainsi que les baisses de revenus des agriculteurs.

M. Jean-Louis Butré. Ceci est effectivement beaucoup plus rentable que de semer du maïs.

M. Arnaud Casalis. La carte de la pauvreté en France est à peu près superposable à celle de l’implantation des éoliennes. Lorsqu’un promoteur signe un contrat et investit 3 000 euros, de façon purement symbolique d’ailleurs puisqu’un euro d’investissement suffit, il peut obtenir à la fin, pour un mégawatt installé, un rendement évalué entre 0,4 et 4,1 millions d’euros de dividende sur la durée de vie de l’éolienne. Le simple fait de signer des contrats rapporte des sommes fabuleuses, que le promoteur utilise à sa guise. Il peut en garder une partie pour lui et aller voir des propriétaires terriens et quelques élus, qui seront a priori favorables au projet, sans voir les conséquences dommageables pour leur commune, sachant qu’une fois l’éolienne implantée, plus personne ne voudra vivre dans cette commune. Il faut savoir en outre que l’industrie éolienne n’apporte pas d’emplois. Contrairement à ce que prétendent les promoteurs, l’emploi lié aux énergies renouvelable est une véritable Bérézina. La France n’a connu que des échecs sur les grands projets champions annoncés, qui ne se sont traduits que par du gâchis d’argent public. Je pense notamment aux cas d’Alstom ou d’Aréva, qui se sont terminés dans les conditions que l’on connaît, avec des licenciements massifs. On subventionne en revanche l’emploi à l’étranger : la société Vestas devait par exemple licencier en 2012 quelque 2 500 salariés, mais l’État, par ses contrats et l’acquisition de matériel, a permis à cette entreprise, trois ans plus tard, de dégager un milliard d’euros de trésorerie.

M. le président Julien Aubert. Concernant le calcul du coût, vous nous avez expliqué le chiffre de 184 milliards d’euros nécessaires pour les EnR, que vous avez comparé à la somme de 25 milliards d’euros obtenue à partir des données fournies par la Cour des comptes relativement à la prolongation des centrales nucléaires. Pourquoi ne pas avoir pris également un chiffre de la Cour des comptes en matière de coût des énergies renouvelables ? N’a-t-elle produit aucune étude sur le sujet ou n’étiez-vous pas d’accord avec le chiffrage proposé ?

M. Patrice Cahart. Je n’ai pas trouvé dans les nombreuses et excellentes publications de la Cour des comptes de chiffrage récent du coût des renouvelables. Il faut dire que notre estimation est toute récente, puisque nous avons attendu l’annonce du projet de loi « Energie », qui précisait les intentions et l’horizon 2035. Nous savons depuis peu qu’il faudrait installer suffisamment d’éoliennes et de capteurs photovoltaïques pour remplacer 21/71e de la production nucléaire. Nos estimations sont basées sur des chiffres publics, issus notamment du projet de décret de programmation pour l’éolien, qui donne une progression en investissement pour le photovoltaïque et l’éolien. Dans la mesure où la programmation s’arrête en 2028, nous avons extrapolé jusqu’en 2035. Concernant le coût unitaire des éoliennes, tant terrestres que maritimes, et des installations photovoltaïques, nous avons repris les chiffres produits par l’ADEME dans son rapport de 2016.

M. le président Julien Aubert. Qu’appelez-vous « coût unitaire » ?

M. Patrice Cahart. Un mégawatt dans l’éolien coûte 1,5 million d’euros. Ce chiffre est admis par tout le monde.

M. le président Julien Aubert. Avez-vous considéré le coût de construction ou le coût de subventionnement de l’éolienne ?

M. Patrice Cahart. Il s’agit du coût d’investissement, qui sera supporté par la collectivité des consommateurs et des contribuables.

M. le président Julien Aubert. Le coût de subventionnement de l’éolienne peut varier. Si je suis le raisonnement de M. Butré, implanter des parcs de six éoliennes ou de cent éoliennes est différent, puisque les règles de subventionnement ne sont pas les mêmes selon la taille des parcs. Comment pouvez-vous par conséquent effectuer un chiffrage sans fourchette, alors que vous ignorez la structuration toponymique des parcs ?

M. Patrice Cahart. Nous n’avons pas calculé le coût de subventionnement, mais d’investissement, étant entendu que ce dernier sera inévitablement reporté en totalité sur la collectivité des consommateurs et des contribuables.

M. le président Julien Aubert. Ce coût est engagé par des entreprises privées.

M. Patrice Cahart. L’argent est emprunté aux banques et les emprunts sont remboursés par les promoteurs éoliens de deux manières, à savoir grâce au courant qu’ils parviennent à vendre et aux compléments de rémunérations versés.

M. le président Julien Aubert. En réalité, le chiffre de 184 milliards d’euros que vous mentionnez n’est pas uniquement budgétaire, mais composé d’une partie de coût budgétaire et d’une partie de coût prélevé sur la facture d’électricité, c’est-à-dire économique et financier.

M. Patrice Cahart. Parfaitement, il s’agit du coût pour la collectivité, aussi bien État que particuliers.

M. le président Julien Aubert. L’hypothèse sous-jacente de votre calcul est que, comme ces entreprises ne disposent pas de fonds propres et sont essentiellement, si je reprends votre argument, des sociétés dont la capacité de déploiement est liée au fort niveau de subvention dont elles bénéficient, le coût des éoliennes va être supporté par le contribuable ou le consommateur. Lorsque vous considérez le coût comparé de prolongation du parc nucléaire, s’agissant d’une entreprise publique qui le paie sur ses fonds propres, il s’agit d’un coût principalement budgétaire.

M. Patrice Cahart. Il se retrouve aussi forcément dans les tarifs de l’électricité et est donc aussi à la charge des consommateurs, si bien que ces deux coûts sont comparables.

M. le président Julien Aubert. Vous avez également indiqué que le photovoltaïque serait plus compétitif que l’éolien terrestre. Ne pensez-vous pas que dans le domaine de la consommation d’espace, le solaire occuperait plus de place que l’éolien ?

M. Patrice Cahart. L’éolien occupe une place énorme, puisqu’il accapare l’espace en hauteur. Le photovoltaïque peut, selon qu’il est installé sur les toits ou pas, prendre plus ou moins de place. Mais la place ne manque pas : il serait par exemple envisageable de couvrir les grands causses de panneaux photovoltaïques.

M. le président Julien Aubert. À mégawatt égal de production, quel type de dispositif a le plus d’emprise au sol ?

M. Patrice Cahart. Je n’ai pas étudié précisément la question, mais je pense que l’on pourrait très bien couvrir le causse du Larzac d’installations photovoltaïques.

M. le président Julien Aubert. Je souhaiterais, M. Casalis, revenir sur l’exemple chiffré que vous nous avez donné. Si j’ai bien compris, le groupe RES, avec 500 000 euros de capital de départ avait été valorisé de 245 millions d’euros parce que les contrats ont été signés avec les collectivités locales. Pourriez-vous préciser par quel mécanisme ?

M. Arnaud Casalis. La mécanique de l’éolien terrestre est la suivante : lorsqu’un promoteur signe un contrat, il sait que le dispositif des tarifs garantis et la durée de garantie de 15, 20 ou 25 ans vont lui assurer une rente quasi certaine, qui peut aller jusqu’à 4 millions d’euros de dividende potentiel dans la durée. Le seul fait de signer permet de garantir un revenu futur considérable, que le promoteur peut utiliser comme il le souhaite. Ceci rejoint le principe du fonds de commerce, lequel n’est que l’actualisation des flux financiers futurs.

M. le président Julien Aubert. Concernant l’entreprise RES, vous avez indiqué que 45 millions d’euros étaient de nouveau affectés au capital d’une société : pourriez-vous préciser ?

M. Arnaud Casalis. La société, qui avait 500 000 euros de capital au départ, a été valorisée, grâce aux techniques que je viens d’exposer, pour un montant de 245 millions d’euros, qui correspondent à l’ensemble des revenus attendus sur la période. Sur cette somme, la société a décidé d’affecter 45 millions d’euros au capital de la nouvelle société.

M. le président Julien Aubert. Quel est le rôle de cette nouvelle société ?

M. Arnaud Casalis. On peut imaginer, si l’on se réfère aux techniques financières habituelles, que ceci va permettre de constituer une société facialement plus riche que la première, présentant une assise financière beaucoup plus forte, donc d’avoir, par effet de levier, une capacité d’emprunt démultipliée auprès des banques.

M. le président Julien Aubert. Peut-on véritablement reprocher à une entreprise de valoriser un gain ? Ceci est plus transparent de se valoriser à 45 millions d’euros que de continuer à prétendre que l’on est une société à 500 000 euros de capital.

M. Arnaud Casalis. Elle aurait aussi pu valoriser les 245 millions d’euros. Mais au fond, le sujet n’est pas là, mais dans le fait qu’un investissement de quelques euros peut permettre de faire fortune. On compte actuellement en France quelque 106 opérateurs, qui font fortune sur la base d’un système qui fonctionne aux dépens du contribuable et du consommateur, donc de l’État, mais aussi des autres filières. En effet, l’argent affecté à ces dividendes, qui sont tous exportés dans des paradis fiscaux et qui enrichissent les marchés financiers internationaux, est de l’argent que les Français vont verser pendant vingt ans et qui ne sera pas investi dans des filières utiles en France.

M. le président Julien Aubert. Vous pensez donc que EDF Energies nouvelles envoie les dividendes qu’elle tire de l’éolien dans des paradis fiscaux ?

M. Arnaud Casalis. EDF Energies nouvelles est peut-être un cas à part. Je ne l’ai pas étudié en détail.

M. le président Julien Aubert. Vous avez évoqué la mafia : disposez-vous d’éléments permettant d’affirmer que la mafia, italienne ou russe, profite du système français ?

M. Jean-Louis Butré. Je suis allé à Palerme en 2009 ou 2010 avec le président Giscard d’Estaing, au moment où l’Italie était très inquiète car la Camorra achetait des terrains pour y installer des éoliennes. J’avais alors présenté la situation en France, le but étant d’aider les Italiens à faire le ménage dans leur système. Ce congrès, intitulé « Landscape under attack », avait conduit le gouvernement italien et les juges à mener une grande enquête, qui s’est traduite par l’emprisonnement de plusieurs personnalités, dont le président du syndicat italien des énergies renouvelables. Des alertes internationales avaient alors été lancées pour attirer l’attention sur ce risque : beaucoup d’argent circule dans le domaine de l’éolien et il est évident que ceci peut donner lieu à du blanchiment d’argent et de la fuite de capitaux vers des paradis fiscaux. Nous ne sommes ni des juges, ni des enquêteurs : nous faisons simplement part de constatations. Un article paru récemment dans Les Échos évoque ce même système mafieux.

M. le président Julien Aubert. Il me semblait que la règle des six mâts avait été revue dernièrement.

Mme Laure de La Raudière. Elle est en effet passée de six à cinq mâts.

M. Patrice Cahart. Auparavant, il fallait implanter au minimum cinq mâts ; ceci a été supprimé. Mais le seuil des six mâts pour les appels d’offres a été maintenu.

Mme Laure de La Raudière. Vous faites erreur : le seuil pour les appels d’offres a été abaissé en 2018 à cinq mâts et 18 mégawatts.

M. Patrice Cahart. Je maintiens que l’on peut implanter six mâts sans appel d’offres.

Mme Laure de La Raudière. Nous vérifierons.

M. Vincent Thiébaut. Le questionnement concernant la manière dont l’argent est investi peut s’appliquer à de nombreux autres domaines et n’est pas propre à l’éolien. Il ne me semble pas possible d’affirmer que le secteur des énergies renouvelables est aujourd’hui aux mains de réseaux mafieux.

Je n’ai en outre pas compris votre démarche relativement au chiffre de 184 milliards d’euros que vous avancez. Vous indiquez que ceci sera à la charge du consommateur ; or il en va de même pour le nucléaire. J’aurais pour ma part souhaité connaître le coût réel, en termes de subventions publiques. Quelle est la part des subventions dans ces 184 milliards d’euros ?

M. Patrice Cahart. Nous nous sommes intéressés au poids que ceci allait représenter pour l’ensemble de la collectivité, incluant l’État et les consommateurs. Le partage entre les subventions et les sommes restant à la charge des particuliers n’est pas facile à établir. Nous avons donc préféré raisonner de manière globale.

M. Vincent Thiébaut. Dans ce cas, le chiffre de 25 milliards d’euros concernant le nucléaire est faux.

M. Patrice Cahart. Je me suis déjà expliqué à ce propos : nous nous sommes appuyés sur les sommes figurant dans les rapports de la Cour des comptes, que nous avons arrondis à 5 milliards d’euros par an. Nous avons ensuite considéré un petit tiers de ces 5 milliards, correspondant au remplacement potentiel d’un tiers de la production du parc nucléaire par des renouvelables. Les deux autres tiers ne sont pas remis en cause, quoi qu’il arrive.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez indiqué que le chiffre correspondant aux EnR avait été obtenu en ajoutant tous les coûts de l’ensemble de la filière, jusqu’en 2035. Or concernant le nucléaire, vous n’incluez dans les coûts que le coût d’un tiers du grand carénage. Vous comparez ainsi des éléments qui ne sont pas exactement de même nature. Si l’on considérait l’ensemble des investissements réalisés depuis que le nucléaire existe en France et que l’on compare le chiffre obtenu à celui correspondant aux montants investis dans le développement des EnR, et plus particulièrement des éoliennes, depuis qu’elles existent en France, je pense que l’on n’arriverait pas exactement aux mêmes chiffres.

Vous avez par ailleurs indiqué que l’on ne savait pas recycler les éoliennes. Or certaines entreprises en France sont aujourd’hui en train de se développer dans ce domaine et de créer des emplois.

Si le recyclage des éoliennes vous semble constituer un problème majeur, que dire par ailleurs des déchets nucléaires enterrés dans le sol, que l’on ne sait pas recycler ?

M. Patrice Cahart. Les deux chiffres sont rigoureusement comparables : ce sont dans les deux cas les chiffres correspondant aux investissements sur la période allant de 2019 à 2035. Nous n’avons effectué nos calculs qu’à partir d’un tiers du coût du grand carénage car nous sommes face à une alternative à deux branches : soit l’on développe un programme d’EnR qui va coûter 184 milliards d’euros en investissements nouveaux, soit on prolonge les centrales avec 25 milliards d’euros de carénage pour obtenir la même quantité d’électricité. Les deux autres tiers du grand carénage ne sont pas en cause.

M. Jean-Louis Butré. Il me semble également important de tenir compte du fait que l’éolien est une énergie intermittente. Ceci suppose donc de disposer de la capacité de continuer à produire de l’électricité lorsqu’il n’y a pas de vent. Les Allemands utilisent pour ce faire des centrales à charbon. Ceci pose aussi le problème du réseau.

Concernant le recyclage, tout est envisageable ; il s’agit avant tout d’une question d’argent. Qui va payer ? Prenez le cas d’un agriculteur qui a loué du terrain pendant vingt ans à 10 000 euros l’année pour que l’on y installe une éolienne : les 200 000 euros ainsi gagnés sont ridicules comparés aux sommes nécessaires pour traiter le béton et les additifs, le mât, les pales. Aujourd’hui, la Fédération environnement durable attaque l’État français pour non-prise en compte de ce recyclage.

Il est souvent question, lorsque l’on évoque le nucléaire, de questions de sécurité et de risques, en lien notamment avec les déchets : régler totalement ceci supposerait que l’éolien soit capable de remplacer intégralement le nucléaire. Ainsi, les problèmes liés à la production de déchets nucléaires seraient résolus. Mais à partir du moment où l’on conserve une part de nucléaire, qu’elle soit de 50 % ou de 100 % ne change rien. Il s’agit d’une question que nous aurons à traiter, quoi qu’il arrive.

Mme Laure de La Raudière. Je voudrais m’excuser vis-à-vis de vous, M. Cahart, et des collègues présents : je viens de vérifier et il apparaît en effet que depuis 2017 l’arrêté de la CRE fixe le seuil pour les appels d’offres non pas à cinq mais à six mâts. Je précise que les parcs jusqu’à six mâts correspondent à l’accès au tarif guichet, qui est à 74 euros par mégawatt, alors que les tarifs par appels d’offres sont à 60 ou 65 euros par mégawatt.

Je confirme par ailleurs que l’on voit actuellement sur le territoire de très nombreux projets se situant hors de l’appel d’offres, c’est-à-dire à cinq ou six mâts, quitte à ce que le même promoteur conduise simultanément plusieurs projets de ce type sur un département.

L’audition s’achève à dix heures trente.

*

26. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Pérot, président, de France énergie éolienne (FEE), et de M. Charles Lhermitte, vice-président, accompagnés de M. Laurent Cayrel, directeur des relations institutionnelles, et de Mme Pauline Le Bertre, déléguée générale (16 mai 2019)

L’audition débute à dix heures trente-cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons à présent des représentants de France énergie éolienne (FEE) : M. Olivier Pérot, président, M. Charles Lhermitte, vice-président, Mme Pauline Le Bertre, déléguée, et M. Laurent Cayrel, directeur des relations institutionnelles. Nous sommes très heureux de vous accueillir, d’autant que votre institution m’avait interpellé sur Facebook à propos de cette commission d’enquête.

Nous vous proposons de prendre la parole pour un exposé liminaire de dix à quinze minutes, à la suite duquel les membres de cette commission pourront vous poser des questions.

Je vous rappelle que la troisième partie de cette matinée sera consacrée à une audition conjointe avec des membres d’un collectif qui critique l’éolien, afin que nous puissions y voir plus clair dans les divers arguments avancés de part et d’autre.

Avant de vous céder la parole, je vais vous demander, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. J’invite les personnes qui vont prendre la parole lors de cette audition à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(MM. Pérot et Lhermitte prêtent serment.)

Monsieur Pérot, vous avez la parole.

M. Olivier Pérot. Merci, monsieur le président, de nous avoir invités. Je vais vous présenter un bref exposé liminaire, qui sera complété par Charles Lhermitte. Nous serons bien évidemment très heureux de répondre ensuite à vos questions.

France énergie éolienne est l’association des professionnels de l’éolien en France. Nous comptons à ce jour 320 entreprises adhérentes, actives dans l’ensemble des segments de la chaîne de valeur : il s’agit aussi bien d’exploitants producteurs, que des développeurs, des constructeurs d’éoliennes, des fabricants de composants, des sociétés intervenant dans la construction, le génie civil, le génie électrique, des bureaux d’études, des institutions financières, etc. Ces entreprises sont par ailleurs de tailles très différentes : certaines, comme Engie ou Société générale, sont très grandes et très connues, tandis que d’autres ne comptent que quelques salariés.

Aujourd’hui, la production d’électricité éolienne représente environ 6 % de la consommation électrique française. Il s’agit de la deuxième source d’énergie renouvelable en France, après l’hydroélectricité. Environ 1 500 parcs éoliens terrestres sont en service sur l’ensemble du territoire, ce qui représente quelque 8 000 éoliennes.

Le prix moyen de l’électricité tel que résultant des deux derniers appels d’offres est de l’ordre de 66 euros du mégawattheure (MWh) pour les contrats sur vingt ans. Je précise qu’il inclut l’ensemble des coûts de raccordement.

En termes d’emplois et de retombées économiques, l’éolien représente 18 000 emplois actifs, directs et indirects en France, répartis dans 1 070 entreprises. De très nombreuses entreprises interviennent donc dans ce secteur. Le taux de croissance des emplois est de l’ordre de 8 % par an au cours des dernières années : environ 4 emplois sont ainsi créés par jour dans le secteur.

Concernant la question de l’acceptabilité sociale, dont nous savons qu’elle est l’une de vos préoccupations, les études montrent qu’environ 80 % des riverains ont une bonne image de l’éolien.

On estime enfin à 168 millions d’euros par an les retombées fiscales sur l’ensemble des collectivités locales.

Concernant l’éolien offshore, la situation est sensiblement différente et plus contrastée. Il existe en France un potentiel énorme, qui dispose du deuxième gisement de vent et de la deuxième façade maritime en Europe. Des investissements importants ont déjà été effectués dans ce domaine par les territoires qui ont de grandes attentes à ce sujet. Une filière industrielle est en construction. Comme vous le savez probablement, six parcs « posés » ont été attribués en 2012 et 2014 et quatre fermes éoliennes pilotes flottantes en 2016. De nombreuses études ont été menées et nous attendons rapidement les premières constructions. Il existe une forte attente vis-à-vis de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), jugée insuffisante dans ce domaine par les professionnels mais aussi par de nombreuses collectivités.

L’éolien est une énergie propre, sûre, de plus en plus compétitive, avec un coût complet et transparent, qui couvre l’ensemble du cycle de vie. Cette énergie est de surcroît créatrice d’emplois, fiable pour le réseau électrique, qui contribue à la sécurité d’approvisionnement et présente des caractéristiques d’acceptabilité bien meilleures de notre point de vue que l’image qui peut parfois en être donnée par divers intervenants. Au niveau économique, la filière est mature et compétitive.

En matière réglementaire, je souhaiterais insister essentiellement sur trois éléments économiques. Il faut tout d’abord souligner qu’il existe un système de prix garantis à long terme : cette industrie étant fortement capitalistique, il est très important d’avoir une visibilité sur la durée. Cela permet d’obtenir des financements bancaires et est l’un des facteurs permettant de réduire le prix.

Le niveau de prix à proprement parler est défini par mise en concurrence des projets, par le dispositif des appels d’offres. On est aujourd’hui à 66 euros le MWh sur 20 ans. Il s’agit d’un coût complet, qui comprend notamment l’ensemble des coûts de raccordement, encore appelé « quote-part de raccordement », évoquée lors d’une précédente audition par François Brottes. En comparaison, des technologies comme celles de la centrale de Hinkley Point, par exemple, sont deux fois plus onéreuses sur 35 ans.

Comment se fait cette rémunération ? Le producteur vend son électricité sur le marché quotidien, le marché spot, et perçoit un complément de rémunération correspondant à la différence entre le prix auquel il a remporté l’appel d’offres et le prix de marché.

Le financement s’effectue par le mécanisme de la contribution au service public de l’électricité (CSPE). L’éolien représente aujourd’hui 17 % du total de la CSPE. Le chiffre global est quasiment stable dans les prévisions de la PPE, avec pourtant un volume en augmentation significative, ce qui témoigne de la compétitivité de plus en plus importante de l’éolien.

Un autre aspect économique concerne la création d’emplois. Je souhaiterais insister particulièrement sur ce point. L’éolien est une industrie aujourd’hui très européenne et doit le rester. Il faut savoir qu’une éolienne est constituée de très nombreux composants mécaniques, électriques, électrotechniques, de câbles, etc. La valeur de l’éolienne est donc vraiment le fait de ces composants ; la partie relative à l’assemblage ne représente qu’un faible pourcentage de la valeur ajoutée. Bien que ce soit peu connu, il existe en France de nombreux industriels qui sont positionnés dans la chaîne de valeur de l’éolien et vendent aux constructeurs, en France et au-delà. Je souhaiterais citer par exemple les sociétés Mersen, à Amiens, qui produit des composants de génératrices, Schneider, à Mâcon, qui fabrique de nombreux composants électromécaniques et électrotechniques, dont des cellules, Chomarat, basé en Ardèche, qui produit des textiles industriels pour les pales, Rollix Defontaine, en Vendée, qui fait des roulements, Stromag, à Nevers, qui fait des freins, la société LM qui construit à Cherbourg une usine de pales, etc. La France compte aussi des ensembliers présents industriellement sur le territoire : citons Poma, GE ou Siemens Gamesa, qui construit une usine au Havre. Il existe aussi, dans le domaine de l’offshore, des sociétés très actives, comme STX, qui a beaucoup de succès et fait des sous-stations électriques, Louis Dreyfus Armateurs, Bourbon ou Naval Energies, qui se positionnent sur un marché européen, voire mondial. Ce secteur englobe aussi des activités de travaux de construction et mobilise ainsi des sociétés de génie civil. La maintenance est également un point important : environ 5 000 personnes, réparties entre 80 bases sur l’ensemble du territoire, travaillent aujourd’hui dans ce domaine et contribuent fortement au maintien de l’activité locale et au rajeunissement de la population en milieu rural. Toutes ces entreprises représentent, comme je vous l’indiquais précédemment, quelque 18 000 emplois, recensés dans le cadre d’études que nous publions chaque année dans notre observatoire du secteur.

L’éolien génère également une activité de formation considérable. De nombreux centres se sont créés.

Ainsi, l’éolien est en forte croissance et se diversifie. La dynamique à l’œuvre, relativement peu médiatisée, n’est pas nécessairement très spectaculaire ; mais je vous invite à visiter des usines ou des centres de maintenance d’éoliennes pour vous rendre compte concrètement de la réalité technique, industrielle et humaine de cette activité.

Je souhaiterais m’intéresser à présent à la question de la sécurité d’approvisionnement et de la fiabilité. L’éolien représente aujourd’hui 6 % de la consommation électrique française et 12 % à l’échelle européenne. Le scénario correspondant à la PPE conduirait à terme à ce que ce chiffre atteigne 20 %. Les scénarios RTE à 2035 vont jusqu’à 35 % ou 36 % d’éolien dans le mix électrique français. Nous pourrons développer si vous le souhaitez et expliquer en quoi cela contribue à la sécurité d’approvisionnement. Permettez-moi de citer le Réseau de transport d’électricité (RTE), expert du domaine puisqu’il lui appartient d’équilibrer le réseau entre consommation et production, qui indique dans son rapport la chose suivante : « Développer un système reposant à 70 % sur des EnR ne conduit en aucun cas à ‘doubler’ la capacité renouvelable par des moyens thermiques. Les argumentaires alarmistes consistant à considérer nécessaire le développement de moyens de secours systématiques font fi d’une part de l’interconnexion de la France avec ses voisins, qui permet de mutualiser les flexibilités, d’autre part d’une analyse de la contribution statistique de l’éolien et du photovoltaïque à la sécurité d’approvisionnement ». Il me semble important de faire confiance aux vrais experts du sujet.

En matière d’acceptabilité de l’éolien, je souhaiterais souligner que la réalité de terrain est beaucoup plus nuancée et positive que l’image qui en est donnée par certains.

M. le président Julien Aubert. Il m’appartient de vous prévenir que cette audition porte essentiellement sur les aspects économiques de l’éolien. Nous organiserons sans doute ultérieurement d’autres auditions consacrées à l’acceptabilité sociale des EnR.

M. Olivier Pérot. Puis-je néanmoins citer quelques chiffres ?

M. le président Julien Aubert. Si vous le souhaitez.

M. Olivier Pérot. Nous ne prétendons pas que cela épuise la question, mais le dernier sondage effectué à notre demande par Harris Interactive sur le sujet montre que 73 % des Français ont une bonne ou très bonne image de l’éolien. Il est par ailleurs très intéressant d’observer la dynamique que crée l’implantation : lorsque l’on considère un échantillon de riverains d’éoliennes, le 73 % devient 80 %. Quand on interroge plus en détail ces riverains, il apparaît que 9 % d’entre eux déclarent avoir eu un avis négatif au moment de l’annonce de l’implantation d’un parc éolien et que 50 % d’entre eux ont finalement changé d’avis par la suite. Autrement dit, le fait de connaître, de comprendre et de côtoyer l’éolien contribue à améliorer l’image que l’on peut en avoir. Confrontées à la réalité, les appréhensions à l’égard des éoliennes se dissipent. Cela contribue à dégonfler un certain nombre de fantasmes, de peurs, voire d’intimidations agités par un certain nombre d’associations qui en font leur fonds de commerce. Ce phénomène est d’ailleurs confirmé par l’Académie de médecine dans son rapport, dans lequel est indiquée la chose suivante : « La diffusion, via notamment les médias, les réseaux sociaux, voire certains lobbies, d’informations non scientifiques accréditant des rumeurs pathogéniques non fondées sont des facteurs qui contribuent fortement à susciter des sentiments de contrariété, d’insatisfaction, voire de révolte. »

M. le président Julien Aubert. L’extrait que vous venez de citer concerne-t-il spécifiquement l’éolien ?

M. Olivier Pérot. Absolument. Je vais laisser Charles Lhermitte développer ces aspects de réalité de terrain et apporter des compléments pratiques sur ce sujet.

M. Charles Lhermitte. Mon exposé va concerner dans un premier temps la réalité économique du développement des projets, en rappelant tout d’abord certains jalons et étapes.

Aujourd’hui, le développement d’un parc éolien prend entre cinq et quinze ans dans les cas extrêmes et se décompose, dans la durée, en différentes phases. La première est une étape de prospection, d’identification et de qualification des sites, qui permettra par la suite la concrétisation des premiers contacts avec les élus et les propriétaires des terrains sur lesquels est pressentie l’installation d’éoliennes. Ce premier temps dure un an, un an et demi, voire deux ans.

La deuxième étape, beaucoup plus longue, est constituée d’une douzaine d’études techniques et environnementales indépendantes. Conduites sur le site, ces études permettent de joindre à la demande d’autorisation environnementale unique les études d’impact aujourd’hui analysées par les services de la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL). Le dossier pourra ensuite être déposé, instruit et s’accompagnera en fin de période d’instruction d’une enquête publique dans laquelle les riverains du potentiel parc éolien auront la possibilité de s’exprimer auprès du commissaire enquêteur.

Il convient de noter que pendant toute cette période d’étude et de développement, est mené également auprès des riverains un processus de concertation, sous forme soit de permanence, soit de constitution de comité local de suivi. Ces dispositifs permettent d’adapter l’implantation des éoliennes en tenant compte des préoccupations locales qui n’auraient pas été appréhendées ou qui doivent être appréhendées dans le cadre des études d’impact.

Comme vous le savez, un certain nombre de projets font aujourd’hui face à des recours : recours de tiers sur autorisation ou recours administratifs portés par certains de nos adhérents face à des refus d’autorisation délivrés par les préfets. Ces contentieux font que la durée de développement de ces projets se rallonge de trois, cinq, voire sept ans. Vous n’êtes pas sans savoir par ailleurs que, dans le cadre des préconisations du groupe de travail constitué par M. Lecornu, un niveau de juridiction a été supprimé pour essayer de simplifier et raccourcir ces périodes de contentieux.

Une fois sorti des contentieux, on aboutit, si le projet est autorisé et purgé, à une période de construction qui dure 10 à 12 mois environ, puis une phase d’exploitation, qui durait précédemment un minimum de 15 ans et aujourd’hui 20 ans au moins. Rien ne nous interdit toutefois de poursuivre l’exploitation d’un parc éolien au-delà de la durée du contrat d’achat signé.

Je souhaiterais revenir brièvement sur la notion d’acceptabilité. Olivier Pérot a cité dans son exposé les résultats de l’étude Harris. Il est vrai que nous disposons aujourd’hui d’un recul sur les parcs éoliens installés dès 2001, 2002 et 2004. Nous sommes même actuellement dans une période de renouvellement, de repowering de certaines installations. Ce temps de recul est nécessaire et suffisant pour appréhender l’acceptation de ces parcs éoliens. On note aujourd’hui que les collectivités qui accueillent des parcs éoliens depuis plus d’une dizaine d’années sont fortement volontaires pour que soient mis en place des repowerings, lesquels permettent d’ailleurs dans la plupart des cas d’améliorer les impacts produits par la première génération d’éoliennes construites en 2001 ou 2002.

En termes de relation avec les élus, il faut savoir que 10 % du chiffre d’affaires du parc éolien aujourd’hui constituent des retombées locales directes. Ces 10 % correspondent pour trois quarts à de la fiscalité, via l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER), la cotisation foncière des entreprises (CFE), la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) et autres taxes foncières. Un quart environ revient sous forme de revenus locatifs, puisqu’il s’agit dans la quasi-totalité des cas de baux emphytéotiques, pour des occupations temporaires : des loyers sont versés aux propriétaires des terrains et, lorsqu’il s’agit du monde agricole, aux propriétaires et aux exploitants.

La construction du parc éolien génère également de l’activité économique en phase d’exploitation et de construction. La priorité est donnée aux entreprises locales pour tous les lots de voirie et réseaux divers (VRD), génie civil, câblier, fibre optique, fourniture de postes, construction de mâts. La plupart du temps, les éoliennes qui nous sont fournies par les turbiniers nous laissent la possibilité d’acquérir des mâts fabriqués en France, en acier ou en béton. La majorité des entreprises qui aujourd’hui construisent et exploitent des parcs éoliens disposent ainsi d’un réseau d’entreprises locales leur permettant de mener à bien les projets. 18 000 emplois sont concernés en France.

En termes de retombées économiques et fiscales, le chiffre de 168 millions d’euros a été évoqué précédemment. Nous vous fournirons dans une note un exemple concret, sur un parc éolien type, d’une machine, qui génère 12,8 millions d’euros de fiscalité au cours de son contrat d’achat. Il s’agit actuellement de l’un des principaux critères en discussion avec les élus. En effet, vous n’êtes pas sans savoir que lors de la suppression de la taxe professionnelle, bon nombre de communes se sont retrouvées extrêmement frustrées de devoir accueillir des installations de production d’EnR sans en obtenir de retombées fiscales directes. Depuis le 1er janvier 2019, la situation a été rétablie, puisque pour les parcs éoliens entrant en service à partir de cette date, les collectivités d’accueil percevront à nouveau directement 20 % de l’IFER, qui auparavant était dédiée au bloc communal, donc transitait par la communauté de communes. Il faut savoir par ailleurs que l’IFER représente environ 70 % de la fiscalité dans son ensemble.

Concernant les relations avec les élus et l’acceptabilité des parcs, FEE s’est aujourd’hui engagée à diffuser auprès de ses adhérents un guide des bonnes pratiques. France énergie éolienne regroupe des développeurs de parcs éoliens qui ne conservent pas forcément les actifs, des turbiniers, des exploitants de parcs éoliens. Ce guide a été diffusé auprès de l’ensemble des adhérents, que nous incitons à développer plus en amont les phases de concertation, afin que riverains et collectivités participent au processus de définition des implantations des parcs éoliens. C’est extrêmement important. Aujourd’hui, les démarches d’opposition aux parcs éoliens sont d’une certaine manière héritées des pratiques du passé.

En matière environnementale, il me semble important d’évoquer la réversibilité de l’éolien, en battant en brèche quelques idées reçues, notamment sur le démontage d’un parc et la question du repowering. J’ai pu visionner certaines des auditions que vous avez réalisées ces derniers jours et ai été très surpris que soit évoqué le cas d’un devis de démantèlement, qui a été subtilisé à mon entreprise de manière frauduleuse puis mis en ligne par le site de la préfecture. Or le devis de démantèlement émis par la société Cardem concerne un sinistre d’une éolienne endommagée par le feu, qui ne pouvait de ce fait être démantelée par les moyens conventionnels et qu’il a fallu cisailler avec des explosifs entre une ligne à haute tension et une conduite de gaz. Le préfet des Ardennes, avec lequel j’ai étroitement travaillé à l’époque, nous avait demandé de recourir à des méthodes extrêmement conservatrices, qui ont fait que le devis était environ sept à huit fois supérieur à celui d’un démantèlement classique. Je tenais à le préciser et suis à votre disposition pour vous présenter le devis dans ses moindres détails.

M. le président Julien Aubert. Pourriez-vous rappeler le chiffre global de ce devis ?

M. Charles Lhermitte. Il était d’environ 600 000 euros.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quel est le prix moyen observé pour démanteler une éolienne ?

M. Charles Lhermitte. Il dépend de la réutilisation potentielle de certains composants, qui peuvent être revendus. On peut estimer que le démantèlement d’une éolienne coûte entre 30 000 et 120 000 euros, selon la taille de l’éolienne et la recommercialisation éventuelle de certains composants. Une éolienne, lorsqu’elle est démontée, peut générer deux types de revenus a posteriori. Le premier est généré par le recyclage de la matière : on peut recycler l’acier, mais aussi le béton de la fondation, que l’on va pouvoir valoriser. Pour ce qui est de l’acier, le revenu obtenu dépend très fortement des cours mondiaux de l’acier, si bien que le montant est très fluctuant d’une opération de démantèlement à une autre. Pour le béton, nous savons aujourd’hui combien nous pouvons valoriser les granulats de concassage. En revanche, un énorme facteur de fluctuation tient au critère suivant : si l’éolienne est très présente sur le marché et qu’il existe des besoins de gros composants tels que pales, génératrice ou démultiplicateur, alors on va pouvoir valoriser ces composants entre 30 000 et 70 000 euros environ pour peu que l’on trouve un client quelque part en Europe ou ailleurs dans le monde. Ainsi, le démantèlement de certaines éoliennes ne génère que de la rentrée de revalorisation des matières, alors que d’autres vont pouvoir bénéficier d’un prix de revente de gros composants.

À titre personnel, je travaille pour la filière EnR du groupe Total et ai écouté votre audition de M. Sauquet. Quadran, dont je suis directeur général adjoint et directeur du développement est l’une des rares sociétés disposant d’une longue expérience du démantèlement, outre-mer et en métropole. Nous gérons actuellement sept opérations de démantèlement et en avons effectué quatre l’année dernière, en Bretagne, dans l’Aude, dans la Marne, en Guadeloupe et prochainement à l’île de La Réunion. Nous maîtrisons plutôt bien ces interventions, qui sont globalement assez simples. Généralement, le démantèlement s’effectue en parallèle de l’opération de reconstruction de nouvelles éoliennes, lorsque nous avons la possibilité d’effectuer du repowering. Il faut savoir que les adhérents de FEE n’ont pas d’obligation légale de démonter l’intégralité de la fondation. Certaines sociétés le font néanmoins. Il est en effet très simple et pas beaucoup plus coûteux de démonter un massif dans son intégralité que de respecter les 80 ou 100 centimètres d’arasement prévus dans la loi.

Je souhaitais à présent évoquer l’aspect du paysage, qui est aujourd’hui extrêmement important dans le développement des projets. Nous sommes confrontés à différentes problématiques de territoires, telles que le classement de biens par l’Unesco, qui s’est multiplié ces dernières années sur différentes appellations de vignobles et divers sites et lieux de mémoire, la protection des édifices et des paysages. Nous nous trouvons ainsi, dans les régions Hauts-de-France et Grand-Est, qui accueillent le plus d’éoliennes en France, dans une situation de cohabitation de l’éolien avec le patrimoine, du fait précisément de la densification des parcs.

J’aimerais revenir pour terminer sur la répartition territoriale des projets. Aujourd’hui, l’analyse économique adoptée par les porteurs de projets se base exclusivement sur le prix, dans la mesure où nous sommes en concurrence dans le cadre des appels d’offres. L’objectif est de vendre le kilowattheure le moins cher possible et le prix est le seul facteur qui va permettre de départager un parc éolien, qu’il soit situé en Nouvelle-Aquitaine, en Bourgogne-Franche-Comté ou en Hauts-de-France. Or la question de la répartition territoriale est très importante. Aujourd’hui, les capacités éoliennes installées dans les régions envisagées dans les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) ne correspondent pas exactement à la réalité de la répartition géographique des parcs éoliens lauréats des appels d’offres. Sans doute y a-t-il une réflexion à avoir sur ce sujet, de manière à pouvoir proposer une répartition peut-être plus harmonieuse au niveau du territoire national.

Je vous remercie.

M. le président Julien Aubert. Nous allons à présent entamer le cycle des questions. Les premières questions que je souhaite vous poser sont essentiellement factuelles et n’appellent pas de longs développements. Connaissez-vous tout d’abord la superficie du territoire métropolitain qui, pour des raisons réglementaires liées par exemple à la présence de stations militaires ou d’équipements divers, ne peut pas accueillir d’éoliennes ?

M. Charles Lhermitte. Il me semble que la réponse précise est 47 %. Dans tous les cas, on peut dire que près de la moitié du territoire métropolitain est soumis à des servitudes aéronautiques, radars, contraintes paysagères ou environnementales qui interdisent totalement l’implantation d’éoliennes.

M. le président Julien Aubert. Un arrêté relatif à la prise en charge des coûts de raccordement au réseau public d’électricité a été pris le 30 novembre 2017 : qu’a-t-il changé pour votre industrie ?

M. Charles Lhermitte. La prise en charge des coûts de raccordement est aujourd’hui intégralement assumée par la filière, via les quotes-parts des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR). Nous sommes dans les deuxième et troisième cycles de révision de ces schémas, qui aujourd’hui nous font assumer la totalité des coûts au sein des postes de transformation et des raccordements électriques entre nos postes de livraison et les postes d’entrée sur le réseau RTE ou Enedis.

Mme Laure de La Raudière. Existe-t-il une différence entre les éoliennes implantées avec appel d’offres et celles soumises au tarif du guichet ?

M. Charles Lhermitte. Absolument pas. Qu’il s’agisse d’une demande complète de contrat de complément de rémunération (DCCR) 2017, c’est-à-dire du guichet ouvert classique à 72 euros, ou en mécanisme d’appel d’offres, lorsque nous faisons nos demandes de raccordement auprès des gestionnaires de réseau, les règles sont exactement les mêmes.

M. Olivier Pérot. Les principes pour le raccordement s’appliquent à tous les parcs de la même manière, indépendamment de leur régime économique.

M. le président Julien Aubert. Vous avez indiqué qu’il existait 1 500 parcs. Combien d’entre eux comportent moins de six éoliennes ?

M. Charles Lhermitte. Une grande majorité de ces parcs comptent moins de six éoliennes, pour des raisons historiques. Les anciennes règles d’implantation faisaient en effet qu’il était nécessaire d’avoir des parcs de moins de six éoliennes, distantes chacune de plus de 1 500 mètres. Une grande partie du parc existant est ainsi issue de l’historique.

M. le président Julien Aubert. Quelle était la logique de cette règle et pourquoi a-t-elle changé ?

M. Charles Lhermitte. À l’époque, l’idée était d’avoir des installations de taille modérée. Le tarif était ainsi garanti pour des installations de six éoliennes maximum.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. La distance de plus de 1 500 mètres requise entre chaque éolienne était probablement un critère d’acceptabilité des populations.

M. Charles Lhermitte. Je ne saurais vous le confirmer.

M. Olivier Pérot. Aujourd’hui, les parcs en service sont en quasi-totalité régis par des mécanismes économiques antérieurs à 2016. Le régime économique actuel, mis en place en 2017, ne concerne que les parcs installés depuis lors, c’est-à-dire une faible proportion des 1 500 parcs existants.

M. le président Julien Aubert. Si la règle consistait à implanter des parcs de six éoliennes, distantes de 1 500 mètres, aucune éolienne construite avant 2016 ne devrait déroger à cette règle.

M. Charles Lhermitte. En fait, la réalité technique de l’installation éolienne est que cinq à six éoliennes sont raccordées sur un même câble ; on peut difficilement en mettre davantage. Dans les faits, lorsque nous développions par le passé des parcs de 12, 16 ou 18 machines, cela correspondait à trois entités juridiques, que nous étions dans l’obligation de séparer l’une de l’autre de 1 500 mètres pour pouvoir prétendre au contrat d’achat. Aujourd’hui, deux mécanismes fonctionnent en parallèle : un de guichet ouvert qui permet de bénéficier d’un tarif garanti d’environ 70 euros plus les primes de gestion pour les parcs de moins de six éoliennes et, dès que l’ensemble éolien dépasse six éoliennes ou que l’une des éoliennes dépasse 3 mégawatts (MW), un mécanisme d’appel d’offres. Au moment où je vous parle, la plupart des projets basculent automatiquement dans le mécanisme d’appel d’offres, soit parce que les éoliennes font plus de 3 MW, soit parce que le parc compte plus de six machines.

M. le président Julien Aubert. Pourriez-vous nous donner un pourcentage ?

M. Olivier Pérot. Il faudrait demander cette information aux administrations. Nous pourrions effectuer des sondages auprès de nos adhérents pour avoir une idée, mais nous ne disposons pas de chiffres précis.

M. le président Julien Aubert. Si le gouvernement décidait de renégocier et de considérer les trois entités de six éoliennes comme un parc de dix-huit, financé par conséquent selon un mécanisme similaire à celui des appels d’offres, ce qui correspondrait à une baisse du subventionnement, cette perspective vous semblerait-elle impossible ou compliquée à gérer pour vous au plan économique ? Quels seraient les arguments en faveur ou en défaveur d’une telle position de l’État ?

M. Charles Lhermitte. Cela me paraît très fictif. Il s’agit vraiment d’une situation du passé, car aujourd’hui des contrats sont signés. Pour ce qui est de l’éolien offshore, les conditions sont un peu différentes, puisque les parcs n’ont pas été entièrement définis ni financés. Les autres parcs ont été financés, construits et sont en exploitation sur la base des contrats conclus avec l’État.

M. le président Julien Aubert. En combien d’années amortit-on le coût de l’investissement de départ nécessaire pour construire un parc de dix éoliennes par exemple ?

M. Charles Lhermitte. Il existe plusieurs cas de figure. Certains parcs ont des contrats de 15 ans, d’autres de 20 ans. On se situe aujourd’hui sur des durées d’amortissement égales à celle de la durée du contrat d’achat.

M. le président Julien Aubert. Savez-vous, comptablement, financièrement, à partir de quand l’opération devient rentable ?

M. Charles Lhermitte. Cela est très dépendant des installations. N’oublions pas que chaque parc éolien est unique : il existe des parcs de trois machines avec 11 kilomètres de raccordement, d’autres de six machines avec 4 kilomètres de raccordement, certains à 2 200 heures en pleine puissance en gisement éolien, d’autres à 3 000 heures. Les réalités sont très diverses.

Concernant le volet des tarifs garantis et de la fin des guichets ouverts, n’oublions pas que malgré les évolutions technologiques, l’augmentation de la taille des rotors et de la performance des éoliennes, il existe d’énormément d’endroits en France où l’on est capé en termes de hauteur, ce qui oblige à installer des machines de taille relativement modeste. Les rentabilités sont donc très différentes d’un parc éolien à un autre et pour ce qui est des mécanismes d’appels d’offres, tout le monde est nivelé pour produire un tarif de rachat le plus faible possible.

M. le président Julien Aubert. Quel est l’éloignement en kilomètres des six premiers parcs offshore et du parc de Dunkerque par rapport aux côtes ?

M. Charles Lhermitte. La distance est de 17 kilomètres.

M. le président Julien Aubert. Verriez-vous un inconvénient à ce que l’on fixe cette distance à 50 kilomètres ? Serait-ce possible techniquement ?

M. Charles Lhermitte. L’un des nerfs de la guerre est le coût du raccordement électrique. En mer, ce coût explose au fur et à mesure que l’on s’éloigne des côtes. Une distance de 50 kilomètres me semble totalement déraisonnable ; en tout cas cela ferait augmenter de façon considérable le coût du kilowattheure.

M. le président Julien Aubert. À quelle distance se situe l’éolien offshore flottant ?

M. Charles Lhermitte. Les sites de Méditerranée sont également à une quinzaine de kilomètres. En Méditerranée, il y a des bas-fonds jusqu’à 4 ou 5 kilomètres des côtes ; ensuite la profondeur est de 300 ou 400 mètres. L’idée est donc de maintenir la distance de 15 ou 20 kilomètres des côtes, car il n’est pas possible de faire des parcs posés à 5 kilomètres des côtes.

M. le président Julien Aubert. Quel est le pourcentage des composants éoliens fabriqués en France, en valeur ?

M. Olivier Pérot. Ce chiffre est variable selon les types de machines, qui n’ont pas tous les mêmes composants. Aujourd’hui, les industriels français qui fabriquent ces composants sont mis en compétition sur les différents lots de fabrication. Globalement, on peut considérer que ce chiffre est voisin de 50 %, notamment lorsque le mât est fabriqué en France.

M. le président Julien Aubert. Le mât est le composant qui coûte le plus cher ?

M. Olivier Pérot. Oui. Là encore, le coût dépend de la taille et de la technologie employée.

M. Charles Lhermitte. Cela coûte plusieurs centaines de milliers d’euros. La direction générale des entreprises du ministère de l’économie et des finances estime que 65 % de la valeur ajoutée de l’éolienne, sur l’ensemble du cycle de vie, c’est-à-dire incluant la construction et les phases d’exploitation, est française.

M. le président Julien Aubert. Vous avez indiqué que le coût de démantèlement d’une éolienne était de 30 000 à 120 000 euros. Il me semble que le provisionnement actuel est de 50 000 euros.

M. Charles Lhermitte. La garantie de démantèlement est effectivement de 50 000 euros et s’effectue sous la forme d’une consignation ou de la mise en place d’une assurance.

M. le président Julien Aubert. Imaginons que je sois un acteur du domaine et que j’aie dix éoliennes à démanteler, pour un coût unitaire de 100 000 euros, sachant que j’ai provisionné 50 000 euros pour chacune d’entre elles. Comment le différentiel est-il financé ?

M. Charles Lhermitte. La société qui va devoir assurer le démantèlement disposera d’un certain niveau de trésorerie sur ses comptes ; elle fera donc l’appoint direct en trésorerie, associé à la garantie de démantèlement provisionnée, afin d’atteindre la somme de 100 000 euros.

M. le président Julien Aubert. Le provisionnement du surcoût s’effectue donc en fin de cycle ?

M. Charles Lhermitte. Actuellement, les éoliennes que nous sommes en train de démanteler arrivent en fin de contrat d’achat ancienne version, de 15 ans, l’idée étant de les remplacer par des machines plus récentes, moins bruyantes et permettant de produire des kilowattheures nettement moins chers. Nous n’attendons pas nécessairement que l’éolienne soit obsolète pour la démonter ; nous la démantelons dès la fin du contrat d’achat. La plupart de mes concurrents ou collègues procèdent de la même manière. Lorsque l’on démonte un parc éolien, on fait effectuer des cotations par des tiers sur la revalorisation matières et l’éventuelle revente de composants. La prise en compte de tous ces éléments nous permet de savoir si la garantie provisionnée est supérieure ou inférieure à la somme nécessaire pour financer le démantèlement. Si elle est inférieure, nous utilisons la trésorerie de la société pour faire l’appoint, qui se chiffre à quelques dizaines de milliers d’euros par machine.

M. le président Julien Aubert. Dans le domaine du nucléaire, on oblige à provisionner dès le départ, avec un coût actualisé. Comment la somme de 50 000 euros a-t-elle été définie ? Correspond-elle au prix moyen ?

M. Charles Lhermitte. L’exemple du nucléaire ne me paraît pas tout à fait adapté, dans la mesure où il met en jeu des taux d’actualisation qui n’existent pas sur le marché économique et sont totalement fictifs. En fait, très peu d’argent est provisionné et l’on suppute que cela représentera, en 2100, une somme d’argent phénoménale. Nous ne sommes pas tout à fait dans le même cadre.

M. Olivier Pérot. S’il était demandé aux autres énergies, dont celle que vous citez, de constituer de vraies garanties, comme celle que les acteurs de l’éolien doivent consigner, avez-vous une idée de ce que cela représenterait pour EDF ? Aujourd’hui, l’estimation est de 500 millions d’euros par réacteur, soit 28 milliards d’euros au total.

M. le président Julien Aubert. Le risque n’est pas le même. Dans le cas de l’éolien, nous sommes en présence d’entreprises privées : si à la fin du cycle celles-ci font défaut, qui va payer ? Dans le cas du nucléaire, il s’agit d’une entreprise capitalisée à 90 % par l’État.

M. Charles Lhermitte. Lorsque la garantie de démantèlement a été mise en place, on installait des éoliennes de 1,5 à 2 MW et 120 mètres de hauteur. Aujourd’hui, elles font plutôt 3,5 ou 3,6 MW et parfois 180 mètres de haut. Plutôt qu’une garantie de démantèlement forfaitaire de 50 000 euros qui recouvre des réalités très différentes, nous avons fait la proposition d’une garantie de 25 000 euros par MW, ce qui permettrait d’avoir un provisionnement adapté à la réalité de chaque projet. Il faut toutefois être conscient que quelle que soit la règle mise en place, elle ne recouvrira pas toutes les situations.

M. le président Julien Aubert. Vous avez souligné que vous pouviez recycler l’acier et le béton. Or il nous avait été indiqué dans le domaine du nucléaire que le recyclage du béton ou de l’acier ne permettait pas de gain économique par rapport à l’enfouissement de ces déchets. Des experts nous avaient expliqué que s’il était évidemment bien de recycler d’un point de vue environnemental, cela ne se justifiait pas économiquement : il semblerait ainsi que le recyclage ne fasse pas nécessairement gagner d’argent. Or vous semblez dire que pour les éoliennes, cela peut permettre d’abaisser la facture du démantèlement.

M. Charles Lhermitte. Cela correspond à une réalité, que nous constatons dans les chantiers que nous menons. Aujourd’hui, les techniques à mettre en œuvre sont simples : il suffit d’une centrale à béton, comme pour un démantèlement d’usine. On effectue un tri des ferrailles et des blocs de béton, puis on se met d’accord avec des sociétés comme Colas ou Eiffage sur la granulométrie qui leur est nécessaire. Le prix du rachat n’est évidemment pas très élevé, mais cela vient néanmoins en déduction du coût de démantèlement du massif.

M. le président Julien Aubert. Que se passe-t-il lorsque vous ne pouvez pas recycler ?

M. Charles Lhermitte. On peut toujours recycler.

M. le président Julien Aubert. Comment recyclez-vous les pales en polymères ?

M. Charles Lhermitte. Aujourd’hui, les pales font l’objet d’une valorisation énergétique : elles sont brûlées en cimenterie. Le fameux devis évoqué précédemment a été utilisé pour souligner que les pales n’avaient pas été recyclées : en l’occurrence, la démarche adoptée l’a été sur injonction du préfet et nous avons dû trouver à la hâte un site de stockage de matériaux. Les pales ont été concassées et stockées comme déchets inertes. Mais dans l’immense majorité des cas, il est procédé à de la valorisation énergétique en cimenterie.

M. le président Julien Aubert. On entend souvent évoquer la complémentarité entre le nucléaire et les EnR. Je me suis aperçu en écoutant votre argumentaire que vous mettiez souvent les deux modèles en opposition, en comparant notamment les coûts. Envisagez-vous par conséquent le développement de votre énergie en complémentarité avec le nucléaire ou plutôt en substitution, au motif que le modèle économique du nucléaire serait mauvais ?

M. Olivier Pérot. Nous sommes experts de l’éolien, pas du nucléaire.

M. le président Julien Aubert. Vous avez pourtant un avis concernant le coût du démantèlement.

M. Olivier Pérot. Je ne fais que reprendre les coûts communiqués par EDF. Nous nous inscrivons en France dans le cadre de la loi de transition énergétique, qui a fixé un cadre et décidé d’une part de réduire les moyens de production électrique thermiques, d’autre part de baisser à terme la part du nucléaire dans la production électrique française. Il s’agit d’une décision politique, stratégique.

M. le président Julien Aubert. Je connais le cadre réglementaire et législatif et souhaiterais connaître votre opinion et votre positionnement vis-à-vis du nucléaire.

M. Olivier Pérot. Je retiens les propos entendus lors de précédentes auditions dans la bouche de Laurent Michel, Jean-François Carenco ou François Brottes sur le fait qu’il existe un certain nombre d’inconnues, voire d’impasses dans le domaine du nucléaire. Il existe dans l’éolien une réelle perspective de compétitivité et d’amélioration de cette compétitivité. Nous sommes sur une courbe de prix décroissante, alors que l’on constate de fait que d’autres énergies sont au contraire sur des courbes de prix ascendantes, si bien que les deux courbes sont en train de se croiser. Cela nous semble constituer un élément important à considérer.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Existe-t-il aujourd’hui pour les entreprises du secteur une obligation d’aller jusqu’au démantèlement et au recyclage des éoliennes ?

M. Charles Lhermitte. Nous sommes effectivement soumis à une obligation de démantèlement, excepté sur le massif, c’est-à-dire la partie en béton de l’installation, pour lequel la loi n’impose pas le démantèlement intégral, mais un arasement à une certaine profondeur lorsque l’on situe dans des terres agricoles et à une autre profondeur quand le parc éolien est implanté en forêt. Aujourd’hui, un exploitant de parc éolien en fin de vie peut tout à fait laisser une base en béton. Pour autant, beaucoup de mes confrères, tout comme la société que je codirige, pratiquent déjà par anticipation le démantèlement intégral.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez indiqué que procéder au démantèlement intégral ou partiel n’était pas très différent en termes de coût. Pensez-vous par conséquent que la loi devrait aller plus loin et demander le retrait complet du bloc de béton ?

M. Charles Lhermitte. Pour quelques dizaines de milliers d’euros supplémentaires, nous considérons que rendre une parcelle agricole dans son état initial avec aucun vestige de l’installation relève d’un respect du monde agricole et des propriétaires des terrains avec lesquels nous avons signé. Nous avons ainsi fait le choix d’aller au-delà de ce que la loi exige. Je ne fais que partager mon expérience et ne suis pas en mesure de vous dire s’il faudrait légiférer en ce sens.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il ne vous semblerait donc pas absurde d’aller plus loin et de mettre fin à la polémique sur la présence de béton dans le sol. Le risque parfois évoqué tient également au fait que si l’entreprise est défaillante, personne ne sera dans l’obligation de procéder à cette démarche. C’est d’ailleurs la raison qui a justifié la mise en place de la consignation d’une garantie de démantèlement à hauteur de 50 000 euros, afin de s’assurer que cet argent soit effectivement disponible en fin de cycle. L’un des débats tient au fait que les sommes consignées seraient insuffisantes par rapport à l’ensemble des coûts de démantèlement et que les surcoûts éventuels pourraient, dans le cas où l’entreprise serait défaillante, être à la charge des collectivités par exemple.

M. Olivier Pérot. Cela rejoint effectivement le débat actuel sur le montant provisionné, qui n’est plus nécessairement en phase avec la multiplicité des situations actuelles. Charles Lhermitte indiquait d’ailleurs à ce sujet la proposition formulée par la profession, visant à ne plus effectuer le calcul par mât, mais par MW.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans le secteur du bâtiment, que je connais bien, il arrive que les filières mettent en place un système de garantie collective, mutualisée, si bien que lorsqu’une entreprise est défaillante pour un élément ou un autre, le reste de la filière prend le relais. Ce système serait-il intéressant dans votre domaine d’activité ?

M. Charles Lhermitte. Je ne sais pas si c’est nécessaire. Il est sûr en revanche que des filières sont en train de s’organiser afin de spécialiser les acteurs, de mieux maîtriser ces coûts et de généraliser le démantèlement des parcs éoliens. Ce segment est en train de devenir une filière à part entière. Je pense que la mesure de progressivité que nous proposons, avec une prise en compte de la puissance de l’éolienne, qui est a priori le facteur le plus représentatif du coût de démantèlement futur, suffirait à garantir l’effectivité du démantèlement du parc en fin de vie.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez détaillé le dispositif des tarifs de rachat et expliqué que lorsque le prix devenait plus rentable que le tarif fixé au contrat, vous reversiez de l’argent. Ai-je bien compris ?

M. Charles Lhermitte. Absolument. Nous nous sommes d’ailleurs trouvés dans cette situation au mois de mars, puisque le tarif moyen sur le marché libre est passé à 70 euros, dépassant ainsi les coûts auxquels l’électricité nous est rachetée. Le mécanisme est alors le même que dans le solaire : nous devons rembourser le trop-perçu, ce qui devient une bonne affaire pour l’acheteur obligé. Il est d’ailleurs probable que cette situation se produise de plus en plus souvent.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous nous avez indiqué représenter l’ensemble des professionnels de la filière, c’est-à-dire des entreprises de tailles très diverses. L’éolien est-il un secteur très lucratif aujourd’hui ? Dégagez-vous des marges de résultat largement supérieures à la moyenne ? Le pourcentage de progression et d’enrichissement des entreprises est-il très supérieur à celui constaté dans d’autres secteurs ? Il s’agit en effet de l’un des arguments avancés par les intervenants de la table ronde précédente, qui ont souligné que la rentabilité de ce secteur d’activité était phénoménale, au point que celui-ci attirait essentiellement des financiers soucieux de réaliser des opérations très lucratives.

M. Olivier Pérot. La situation est très diverse et contrastée d’une entreprise à l’autre. Certains acteurs ont fait de mauvaises affaires, tandis que d’autres ont bien réussi. Cela correspond à la vie classique de tout secteur économique, avec des réussites et des échecs. Il me serait difficile de vous donner une vision moyenne de la situation du secteur. Cela fait appel à des données dont nous ne disposons pas au niveau de la profession.

M. Charles Lhermitte. Je suis très impliqué dans des sociétés locales et me permets de souligner que le secteur des énergies renouvelables est surtout aujourd’hui un relais de croissance pour de nombreuses sociétés avec lesquelles nous travaillons. Dans le domaine du VRD et du génie civil par exemple, certaines filiales de grosses sociétés connaissent des creux dans leurs carnets de commandes et sont très heureuses que les énergies renouvelables leur fournissent un relais de croissance à moyen terme.

Mme Laure de La Raudière. Concernant le démantèlement, il serait intéressant que vous puissiez nous faire parvenir des factures de démantèlement, au-delà de celle publiée sur le site de la préfecture de l’Aisne. Cela permettrait à la commission d’enquête de se faire une idée plus précise de la situation.

Plusieurs personnes auditionnées ont évoqué cette question du coût du démantèlement et du provisionnement nécessaire. Le PDG de Valorem a par exemple formulé une proposition de consignation différente de la vôtre, à hauteur me semble-t-il de 50 000 euros par MW, alors que vous suggérez 25 000 euros. Cet élément me paraît pouvoir être un enjeu de discussion.

Concernant la question du raccordement, je crois me souvenir que les représentants de RTE nous ont indiqué qu’il existait une charge pour leur entreprise dans le cadre du raccordement des implantations éoliennes, à hauteur de 4 milliards d’euros par an. Or vous avez indiqué que vous preniez en charge la totalité du coût. Ces deux points de vue semblent contradictoires. Pourriez-vous éclaircir ce point ?

Le troisième sujet que je souhaite aborder fait suite à l’audition du président de la CRE, auquel nous faisions remarquer que les mâts de l’éolien terrestre avaient pris de la hauteur et que le contexte d’acceptabilité sociale avait évolué. Votre sondage concerne les éoliennes de 120 mètres de haut des parcs existants, localisés dans les endroits où il était sans doute plus facile pour vous, en termes d’acceptabilité sociale, de les implanter. Par exemple, dans mon département, l’Eure-et-Loir, les premières éoliennes ont été installées en pleine Beauce, où la densité de population est extrêmement faible et où il n’existe pas de hameaux, les habitations étant regroupées autour des bourgs. Dans d’autres territoires, où l’habitat est plus diffus, on commence seulement à voir arriver des projets éoliens. Je pense que l’acceptabilité peut dépendre des zones où sont installées les éoliennes. Les premières implantations posaient de ce point de vue sans doute moins de problèmes que les projets plus récents. M. Carenco a très largement évoqué l’éolien offshore et peu l’éolien terrestre, au sujet duquel il a toutefois souligné qu’il convenait de se concentrer essentiellement sur le repowering, pour des raisons notamment économiques. Quel est votre avis sur cette option, qui permettrait d’augmenter très fortement la puissance éolienne ?

M. Olivier Pérot. Je n’ai pas vu l’audition du président de Valorem et puis seulement vous indiquer que nous avons discuté en interne dans la profession d’un prix au MW, afin d’avoir une plus grande adaptabilité en fonction de la taille et de la puissance de la machine à démanteler. Je vous confirme que nous sommes tombés d’accord sur la somme de 25 000 euros par MW. Je pense que Jean-Yves Grandidier avait en tête, lorsqu’il vous a communiqué ce chiffre, le montant de la garantie pour une machine de 2 MW, qui serait effectivement de 50 000 euros. Il faudrait vérifier auprès de lui.

Concernant votre dernier point, je ne peux évidemment pas m’exprimer à la place de Jean-François Carenco, ni interpréter ses propos. Je peux juste indiquer que son sujet est de réfléchir à la réglementation à venir. Il voit donc comme un point important la clarification de la question du repowering, qui constitue en effet un enjeu considérable en termes de puissance installée. Je confirme également que l’acceptabilité des parcs existant étant très bonne, il est important de pouvoir capitaliser sur cet aspect, mais aussi sur l’existence d’un réseau de raccordement, d’un foncier, sur la bonne compréhension locale des enjeux de l’éolien.

M. Charles Lhermitte. Il faut savoir que lorsque nous établissons un projet de repowering, nous devons constituer un nouveau dossier. S’il s’agit d’un petit dossier, nous pouvons aller au guichet ouvert, sinon il doit partir en appel d’offres. Nous repartons dans tous les cas sur un nouveau contrat. Si, après instruction ministérielle, la modification est jugée non notable, alors elle ne nécessite pas d’autorisation. Dans le cas contraire, elle doit faire l’objet d’une nouvelle autorisation.

Tout le monde attend aujourd’hui du repowering une augmentation en matière de puissance installée : n’oublions pas cependant qu’un tiers environ des parcs installés sont soumis à des contraintes tellement fortes, en termes de hauteur, en raison de la présence de couloirs de circulation de l’armée ou de l’aviation civile, de radars, que sais-je, que le repowering ne peut s’y accompagner que d’une très faible modification de la hauteur du mât ou de la taille du rotor. La puissance installée ne sera par ailleurs pas forcément phénoménale. Il s’agira plutôt en fait d’un renouvellement de technologie, avec des éoliennes plus silencieuses, des mécanismes permettant éventuellement du réglage tension ou de l’apport de services au réseau.

Dans le cas de parcs où il est possible d’installer des éoliennes de plus grande taille et de puissance supérieure, on peut en revanche obtenir des gains de puissance par éolienne très importants. Cela s’accompagne toutefois dans certains cas d’une diminution du nombre d’éoliennes. Imaginons par exemple une ligne de douze éoliennes, avec un écartement donné : elles vont être remplacées par six éoliennes, beaucoup plus hautes et plus espacées les unes des autres, en raison des pertes par effet de sillage. Le repowering est donc nécessaire pour le confort des riverains et pour produire du kilowattheure nettement moins cher, mais ne répondra pas en soi aux objectifs de puissance de la PPE.

M. le président Julien Aubert. Utilise-t-on, lors du repowering, le même bloc de béton ?

M. Charles Lhermitte. Dans l’immense majorité des cas, on ne peut pas réutiliser le massif existant : l’installation d’une éolienne de taille différente implique de mettre en place un nouveau socle de béton. Dans un parc de dix éoliennes par exemple, chaque massif est de taille différente. Chaque éolienne fait l’objet d’une étude géotechnique spécifique, qui conditionne la mise en place d’un massif d’une taille donnée.

Concernant le raccordement, il faut savoir que pour toutes les installations supérieures à 5 MW, la totalité des coûts, incluant le poste de livraison, le câble électrique allant jusqu’au poste RTE ou Enedis et éventuellement l’installation de transformateurs dans ce poste, est prise en compte par le producteur. Cela constitue justement le sujet des S3REnR à venir. Nous essayons de planifier avec les gestionnaires de réseaux, région par région, les postes à renforcer, ceux dans lesquels il faut installer des transformateurs, les endroits où il convient de renforcer des lignes à haute tension. Mais je vous assure que la totalité de ces coûts figure dans la quote-part S3REnR.

En revanche, les renforcements de très grandes lignes sont pris en charge par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Sur la période 2019 – 2022, les chiffres de raccordements prévisionnels dont je dispose font état en la matière d’une somme de 2 milliards d’euros, dont la moitié pour l’offshore et l’autre moitié pour l’onshore. L’éolien terrestre représenterait ainsi environ 300 millions d’euros par an restant à la charge des gestionnaires de réseaux, sachant que tous ces renforcements, une fois effectués, ne sont pas à notre seul bénéfice. Cela peut par exemple permettre le raccordement ultérieur de centrales solaires ou autres. Une fois que l’infrastructure est là, elle peut être réutilisée par d’autres opérateurs.

M. le président Julien Aubert. Je vous propose d’arrêter là nos échanges, afin de passer à la troisième phase de cette matinée d’auditions.

L’audition s’achève à onze heures cinquante.

*

27. Audition commune, ouverte à la presse, de M. Patrice Cahart, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, de MM. Arnaud Casalis et Jean-Louis Butré, membres du collectif d’experts « Energie et vérité », de M. Olivier Pérot, président de France énergie éolienne (FEE), et de M. Charles Lhermitte, vice-président de FEE (16 mai 2019)

L’audition débute à onze heures cinquante-cinq.

M. le président Julien Aubert. Afin que cette audition commune soit la plus équitable possible, nous allons minuter les temps de parole des uns et des autres.

L’un des arguments avancés par le collectif d’experts « Energie et vérité » est que la comparaison, au regard des objectifs fixés par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), entre le coût d’un grand carénage nucléaire sur un tiers du parc, estimé à 25 milliards d’euros, et le coût d’un remplacement de ce même tiers par des énergies renouvelables toutes sources confondues, évalué à 184 milliards d’euros, laisse apparaître une disproportion en faveur d’une prolongation du parc nucléaire. L’éolien terrestre, qui constitue selon eux une grande partie des coûts déjà engagés, leur apparaît ainsi comme une folie au plan économique, non seulement par rapport au nucléaire, mais aussi à d’autres énergies renouvelables comme le photovoltaïque.

Je souhaite donner tout d’abord la parole à M. Cahart pour qu’il détaille la manière dont a été effectué le chiffrage de ces deux options, puis aux représentants de France énergie éolienne pour lui répondre.

M. Patrice Cahart. Nous sommes partis du projet de loi sur l’énergie qui vient d’être annoncé et qui indique que d’ici 2035 la part du nucléaire dans la production française d’électricité devra être ramenée à 50 %, ce qui revient à diminuer le potentiel nucléaire d’environ 21 centrales sur 71. Nous avons essayé de chiffrer cette opération de substitution en partant des données présentes dans le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui indique une progression souhaitée de l’éolien, mais aussi du photovoltaïque, jusqu’en 2028. Nous avons prolongé les chiffres jusqu’en 2035, échéance fixée par la loi. Nous avons ensuite multiplié les capacités supplémentaires de renouvelables ainsi chiffrées par les coûts unitaires de ces équipements, trouvés dans le rapport 2016 de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Nous avons ainsi obtenu un coût d’investissement, auquel nous avons ajouté les coûts de réseau liés à l’adaptation et à la diversification du réseau des énergies renouvelables (EnR) en France. Nous sommes ainsi parvenus à un total de 184 milliards d’euros pour la période allant de 2019 à 2035. Ces coûts seraient nécessairement supportés par le contribuable et le consommateur français, puisque les promoteurs que vous représentez vont emprunter tout cet argent auprès des banques et que ces emprunts seront remboursés soit par les ventes de courant, soit par les aides publiques qui leur seront versées. Je n’inclus pas dans ce chiffre l’incidence des décisions passées en matière d’EnR, que la Cour des comptes a estimé à 121 milliards d’euros, somme que le consommateur et le contribuable français devront aussi supporter durant les quinze ou vingt ans à venir.

Nous avons comparé ce coût à l’autre option possible. Je tiens à préciser d’emblée que je n’ai aucun lien avec EDF, ni avec Areva. Je suis inspecteur général des finances de formation, donc formé pour dénoncer les gaspillages, qui se révèlent souvent au travers de comparaisons. J’ai donc, de manière tout à fait indépendante et libre, réfléchi au chiffrage d’une prolongation éventuelle du parc nucléaire. Comme vous le savez, les Américains prolongent sans aucun problème leurs centrales jusqu’à l’âge de 60 ans et envisagent même d’aller jusqu’à 80 ans. Nos centrales procédant de la même technique, pourquoi ne ferions-nous pas de même ? J’ai donc imaginé la prolongation de notre parc de façon à produire la même quantité de courant électrique que le supplément d’EnR que je viens d’évoquer. J’ai utilisé pour ce faire des chiffres issus de travaux de la Cour des comptes, actualisés à 5 milliards d’euros par an, dont je n’ai pris qu’un tiers en considération, dans la mesure où la problématique que je viens d’exposer ne porterait que sur un tiers du parc nucléaire, les deux autres tiers n’étant pas en cause. Nous arrivons ainsi, sur 17 années, c’est-à-dire d’ici 2035, à un montant de 25 milliards d’euros, chiffre très modeste au regard des 184 milliards d’euros correspondant au coût des EnR sur la même période.

Nous nous permettons ainsi d’affirmer que la proposition faite au Parlement sous forme de projet de loi sur l’énergie n’est pas une bonne idée.

M. Olivier Pérot. Je tiens tout d’abord à souligner que nous ne sommes pas nécessairement les bons interlocuteurs pour ce sujet, dans la mesure où nous ne sommes pas experts du mix énergétique français. Cette question concerne plutôt l’administration et le gouvernement.

Cela étant, nous pouvons néanmoins apporter quelques éléments de réponse. Je comprends de la problématique du nucléaire que l’on se situe dans un cycle industriel non maîtrisé, avec un certain nombre d’inconnues en matière de démantèlement, de recyclage ultime des déchets. En termes de coût, le coût du nucléaire amorti est, d’après la Cour des comptes, d’environ 60 euros. Les coûts vont croissant dans le domaine du nucléaire. Je pense que cela fait consensus. Des entreprises du secteur en difficulté ont été recapitalisées dans les années passées, alors qu’à l’inverse, les énergies renouvelables, du fait des investissements effectués, répondent à une problématique d’avenir. En effet, les EnR sont des énergies propres, sûres, renouvelables : elles présentent une vertu intrinsèque. Elles ne produisent aucun effet sur le climat, ni déchet dangereux. S’ajoutent à cela des courbes de prix décroissantes. Je pense que cela constitue d’ailleurs l’un des éléments importants dans la décision stratégique et politique du gouvernement.

Aujourd’hui, comme vous le savez, 75 % à 80 % de l’électricité en France est d’origine nucléaire. Je crois qu’il est toujours préférable de ne pas mettre tous ses œufs dans le même panier, notamment en raison des inconnues que je viens d’évoquer. Si par ailleurs un accident nucléaire majeur venait à se produire dans le monde dans les cinq, dix, quinze ou vingt ans à venir, ce que l’on ne peut pas exclure, cela provoquerait inévitablement un changement très fort de l’opinion en France, avec des coûts induits très importants. Je pense par conséquent que le bon sens plaide stratégiquement en faveur d’une diversification du risque énergétique.

M. le président Julien Aubert. Votre proposition consisterait donc à minorer les coûts du nucléaire. Je constate par ailleurs que vous ne contestez pas le chiffre avancé de 184 milliards d’euros d’investissements nécessaires jusqu’en 2035 pour permettre aux EnR d’atteindre les objectifs fixés dans le projet de loi sur l’énergie.

M. Olivier Pérot. Je n’ai pas d’avis sur la question, puisqu’il s’agit d’une question que nous n’avons pas étudiée dans le détail.

M. le président Julien Aubert. La question sous-jacente est de savoir à combien revient le déploiement de votre industrie notamment. Lors de la PPE, vous défendiez une augmentation plus importante du potentiel éolien. Or l’argument du coût tel qu’il vient d’être présenté par M. Cahart ne plaide pas en faveur d’un grand plan éolien. Je suppose que lorsque vous allez convaincre le gouvernement, vous avancez certains arguments.

M. Olivier Pérot. Les coûts des filières renouvelables, dont ceux de l’éolien, sont complètement transparents. Sans doute y aurait-il matière en revanche à constituer une commission d’enquête sur les coûts de la filière nucléaire.

M. le président Julien Aubert. Elle existe déjà.

M. Olivier Pérot. Dans l’éolien, les projets se font par appels d’offres et il s’agit de coûts complets, incluant notamment le démantèlement, dont nous avons abondamment parlé lors de notre audition. Les coûts sont ainsi parfaitement connus. Nous avons vu, ces derniers mois, que le coût de l’électricité sur le marché a significativement augmenté, si bien que cela constituera à terme une excellente affaire pour l’État, dans la mesure où la différence entre le prix de marché et le prix souscrit sur les contrats sera remboursée à l’État par les promoteurs. Économiquement, les arguments sont nombreux à plaider en faveur du développement des énergies renouvelables. Cela constitue d’ailleurs d’une des raisons pour lesquelles les EnR se développent dans le monde entier. Il s’agit aujourd’hui d’une réalité extrêmement forte. Il est important d’avoir dans ce domaine de l’ambition, une volonté et une vision de ce que sera le système énergétique des cinquante prochaines années, vision qui ne peut se fonder sur ce qu’était le modèle voici cinquante ans.

J’ajoute que, dans ce contexte de transition énergétique, l’éolien ne prétend pas être dominant dans le mix électrique. Nous pensons simplement qu’il sera utile au mix français de bénéficier d’une forte pénétration de l’éolien, loin toutefois d’être équivalente à celle du nucléaire. Nous allons vers un mix énergétique diversifié. L’éolien n’est, dans ce cadre, qu’une partie de la solution pour le système électrique. Il existe bien évidemment des enjeux dans d’autres domaines, comme l’efficacité énergétique des bâtiments ou la mobilité. La transition énergétique est une stratégie globale, répondant à des enjeux globaux.

M. le président Julien Aubert. Vous avez tout de même évoqué des études dans lesquelles les EnR représentaient 35 % à 36 % du mix électrique français.

M. Olivier Pérot. Il s’agit en effet d’un taux de pénétration important ; toutefois, l’éolien ne prétend pas avoir une position dominante, comme c’est le cas aujourd’hui en France pour le nucléaire, qui constitue une anomalie.

M. Arnaud Casalis. M. Pérot semble confondre de façon un peu inquiétante deux éléments fondamentaux que sont le prix et le coût. Il prétend ainsi que les coûts de l’éolien sont connus. Or seuls les prix le sont, puisqu’ils sont fixés par décision réglementaire et législative. Les coûts sont très difficiles à chiffrer : lorsque l’on essaie de les connaître, on se trouve face à une dissimulation massive des informations en la matière.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous être plus précis quant aux coûts que vous estimez dissimulés ?

M. Arnaud Casalis. Lorsqu’il est dit que le coût de l’électricité est de 74 euros du mégawattheure (MWh), cela ne correspond en réalité pas à un coût, mais à un coût auquel s’ajoute de la marge.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’entends cette démonstration, mais vous parlez de coûts dissimulés : pourriez-vous préciser ?

M. Arnaud Casalis. Les coûts dissimulés sont à trouver tout d’abord dans la question du démantèlement, dont on sait que les chiffres affichés ne prennent pas en compte l’ensemble des sommes qui se rapportent en réalité à ces opérations. On ne sait d’ailleurs pas en général, dans les comptes des entreprises, pour quel montant cela est pris en considération. S’ajoutent à cela les frais de réseaux, pris en charge par le réseau de transport d’électricité (RTE). Si l’on veut avoir une notion du coût, il faudrait inclure ces chiffres dans le calcul. Or ce n’est généralement pas pris en compte dans la rentabilité des entreprises. Cela porte pourtant sur des sommes énormes. Il faudrait également considérer les transferts de profits de sociétés vers les industriels producteurs d’éoliennes ou vers d’autres sociétés étrangères effectuant de la prestation de services, de la maintenance, etc. Tout cela est extrêmement diffus.

M. Olivier Pérot. Ce que vous décrivez s’appelle l’économie de marché.

M. Arnaud Casalis. Je suis navré de vous le dire, mais il s’agit d’une aberration économique.

M. Charles Lhermitte. Le démantèlement n’est absolument pas un élément caché. Ma société a déjà procédé à des dizaines de démantèlements d’éoliennes et dispose de factures très précises. A été évoqué précédemment le cas d’une facture très particulière, publiée voici quelque temps. Mais si vous souhaitez savoir combien coûte le démantèlement d’un massif de 435 mètres carrés en béton, je puis vous répondre sans hésiter 54 000 euros et vous communiquer la facture correspondante. Je ne vois pas vraiment où est le problème.

Concernant le réseau, vous dites que tous les coûts ne sont pas pris en compte. Aujourd’hui, le prix d’un mégawatt (MW) installé est globalement de 1,5 million d’euros : ce coût comprend la fourniture de la turbine, la voirie et réseaux divers (VRD), le raccordement jusqu’à notre poste de livraison, le raccordement Enedis, le renforcement des capacités de transformation Enedis ou RTE via la quote-part des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), et le démantèlement. Le 1,5 euro du watt éolien installé constitue donc un coût complet.

M. Patrice Cahart. Il manque le raccordement, très important, entre le poste de livraison et le poste source.

M. Charles Lhermitte. Pas du tout : il est inclus dans ce coût, comme je viens de l’indiquer, et est pris en charge via le mécanisme de quote-part S3REnR. Les ouvrages de renforcement HTA-HTB et les capacités de transformation sont pris en compte dans le calcul de ces quotes-parts. Je vous confirme que les quotes-parts S3REnR ont été revues à la hausse dans certaines régions comme les Hauts-de-France et le Grand-Est, où elles avoisinent aujourd’hui les 100 000 euros du MW. Nous nous acquittons de ces coûts, qui sont intégrés dans les 1,5 euro du watt installé.

M. Arnaud Casalis. Pouvez-vous rapporter cette notion de coût à votre prix de vente réglementaire ?

M. Charles Lhermitte. Dans le cadre des appels d’offres, le prix de vente est aujourd’hui de 65 euros le MWh, avec des coûts qui ne cessent de baisser. Dans quelques années, on atteindra peut-être les 60, voire 55 euros le MWh. En tout état de cause, l’éolien sera nettement moins cher que d’autres sources d’énergies que vous avez citées auparavant.

M. Arnaud Casalis. Vous confirmez bien avoir aujourd’hui des marges bénéficiaires, des profits, ne justifiant en rien le soutien public apporté à vos entreprises.

M. Charles Lhermitte. Nous avons évoqué précédemment un mécanisme extrêmement important, sur lequel je souhaiterais revenir. Aujourd’hui, nous sommes rémunérés sur la base du complément de rémunération. Nous vendons l’électricité sur le marché. Si notre coût garanti est supérieur au coût du marché, nous percevons un complément de rémunération ; en revanche, lorsque le coût du marché est supérieur à notre prix garanti, ce qui se produit de plus en plus souvent, nous remboursons la différence, ce qui constitue une bonne affaire pour le contribuable.

M. Arnaud Casalis. Vous savez très bien que l’essentiel du parc aujourd’hui ne fonctionne pas avec ce dispositif. Vous êtes donc en train de tenir un propos que je considère comme trompeur vis-à-vis de mesdames et messieurs les parlementaires, dans la mesure où le pourcentage de parcs éoliens fonctionnant sur la base de ce système est absolument négligeable. Tout est fait par ailleurs pour que ce soit également le cas dans le futur, notamment avec les limitations de puissance et le nombre d’éoliennes. Votre propos n’est pas pertinent.

M. Charles Lhermitte. Veuillez m’excuser, je n’en ai pas d’autre.

M. Vincent Thiébaut. Je viens de relire le document dans lequel vous donnez le chiffre de 184 milliards d’euros concernant le développement des EnR d’ici 2035 et indiquez que ce coût sera à la charge de la société. J’avoue ne pas comprendre. Vous évoquez en effet les subventions visant à permettre l’émergence d’une industrie et le coût payé par le consommateur. À titre personnel, je ne suis pas choqué par le fait que le consommateur paie sa consommation. Il m’intéresserait en revanche de connaître la part de ces 184 milliards restant à la charge du contribuable.

Vous comparez par ailleurs ce chiffre aux 25 milliards du grand carénage nucléaire. Où sont les coûts du démantèlement à terme du parc nucléaire, auxquels il faudrait associer les coûts de stockage des déchets, etc. ? Aujourd’hui, plus d’un tiers du parc nucléaire a plus de quarante ans : il va falloir, à un moment donné, le renouveler.

Ma question n’est aucunement polémique et répond simplement à une volonté de ma part de comprendre le mécanisme de votre raisonnement.

M. Jean-Louis Butré. L’un de vos propos m’a profondément choqué, M. Pérot. Vous avez en effet indiqué qu’il allait très probablement se produire un nouvel accident nucléaire dans le monde. Le fait d’être à 50 % de nucléaire dans le mix énergétique en France plutôt qu’à 75 % ne changera rien de ce point de vue : si l’on suit votre logique, il faudrait, pour éliminer ce risque, arrêter tout de suite l’ensemble du recours au nucléaire.

M. Olivier Pérot. Il s’agit simplement de bon sens : il ne me semble pas pertinent de mettre tous ses œufs dans le même panier.

M. Jean-Louis Butré. Selon vos propos, il faudrait arrêter immédiatement le nucléaire.

La Fédération Environnement durable s’intéresse beaucoup par ailleurs à la question du démantèlement, que nous avons étudiée. Je suis totalement en porte-à-faux avec les propos que vous avez tenus.

M. Charles Lhermitte. Avez-vous démantelé des parcs vous-même ? La profession dispose en effet d’une expérience réelle et concrète. Nous savons de quoi nous parlons.

M. Jean-Louis Butré. Non, mais j’ai été directeur d’usine Rhône-Poulenc. Il suffit de faire le total. Le président Macron a indiqué que l’on allait tripler le nombre d’éoliennes en France. Mettons que l’on en installe 15 000 : imaginez le nombre de tonnes de béton nécessaires, auxquelles il faut ajouter les mâts, les nacelles, les pales. Si l’on effectue le calcul complet, en tonnes, de cet ensemble, on atteint des chiffres phénoménaux. Si l’on considère uniquement le béton, cela correspond à des camions-toupies qui, mis bout à bout, couvriraient la moitié du tour de la terre. On est ainsi en train de bétonner la France. Tout est possible : on peut tout à fait enlever le béton du sol ensuite. Ce n’est toutefois pas prévu dans les contrats. On peut traiter chimiquement tous les matériaux : mais tout dépend des procédés utilisés, de leur coût et des précautions nécessaires. J’ai lu dans L’Usine nouvelle un article indiquant que l’on enfouissait les pales d’éoliennes. Il faut savoir en effet que ces pales sont constituées de matériaux spéciaux, de plus en plus modernes donc de plus en plus difficiles à traiter. On ne dispose pas aujourd’hui de procédés permettant de les recycler correctement, même si quelques start-up travaillent sur le sujet. C’est une affaire d’argent.

Lorsque l’on cumule tous ces éléments, on ne peut que constater que l’on n’est aujourd’hui qu’au tout début du processus. Vous êtes en train de mettre sur le territoire français des quantités colossales de matériaux, sans avoir le début d’un procédé adapté à un retraitement ultérieur intégral. Dans tous les cas, les 50 000 euros provisionnés sont ridicules au regard des sommes nécessaires. Je dis aujourd’hui aux agriculteurs qui acceptent que l’on implante des éoliennes dans leurs champs que c’est une erreur. En effet, une éolienne leur rapportera environ 10 000 euros par an pendant 20 ans, soit 200 000 euros au total. Or vos entreprises sont des sociétés sans capital, qui ne sont pas responsables du terrain. Le jour où ces sociétés s’en iront, il appartiendra à l’agriculteur de traiter lui-même le problème du démantèlement des éoliennes présentes sur sa parcelle. Or les 200 000 euros gagnés ne lui suffiront pas pour financer le recyclage du béton, des pales et de l’ensemble des matériaux composant l’éolienne, dont certains très difficiles à retraiter. Les Allemands règlent la question en entreposant les pales de leurs éoliennes dans les décharges africaines. Mais on peut aussi envisager pire, c’est-à-dire de vendre les éoliennes usées à des pays du tiers-monde, de façon à se débarrasser du problème.

M. Charles Lhermitte. Les pays du tiers-monde achètent aujourd’hui des éoliennes chinoises et absolument pas des éoliennes de réforme.

M. Olivier Pérot. Je tiens à préciser que nous ne demandons pas spécialement d’arrêt ou de baisse du recours au nucléaire. Des orientations stratégiques sont fixées par le gouvernement et nous ne faisons que nous inscrire dans ce cadre. Je me suis borné à indiquer les raisons pour lesquelles ces choix stratégiques nous semblaient logiques, compréhensibles et raisonnables.

M. Jean-Louis Butré. On ne peut menacer comme vous le faites d’un troisième accident nucléaire mondial et baser son industrie sur cet argument.

M. Olivier Pérot. Vous avez mal compris mes propos. J’ai simplement souligné qu’il s’agissait d’un risque intrinsèque.

M. Jean-Louis Butré. S’il s’agit d’un risque, alors il ne faut pas le prendre et stopper le recours au nucléaire.

M. Olivier Pérot. Je me borne à signaler qu’il s’agit d’un risque, qu’il faut intégrer dans la stratégie.

M. le président Julien Aubert. À votre place, je parlerais de l’éolien plutôt que du nucléaire. J’ai participé à trois commissions d’enquête et trois missions parlementaires sur la question du nucléaire et ai veillé à ne pas intégrer cette dimension dans la présente commission.

M. Charles Lhermitte. Je travaille dans le secteur de l’éolien depuis 18 ans, ai mis en service mes premières centrales en 2001 et géré mes premiers démantèlements en 2016. J’ai ainsi déjà procédé au démantèlement d’une douzaine de parcs éoliens, en Guadeloupe, dans l’Aude, en Bretagne, dans la Marne. Si vous me demandez combien coûte le démantèlement, éolienne par éolienne et parc par parc, j’en connais très précisément le montant, puisque j’ai validé les factures.

Jusqu’à preuve du contraire, je n’ai en outre jamais entendu dire ou constaté qu’un agriculteur se soit retrouvé in fine avec la responsabilité du démantèlement d’une éolienne. Lorsque nous contractons avec un agriculteur ou une collectivité, cela prend la forme d’un bail emphytéotique, avec une constitution de droits réels, un fonds dominant, un fonds servant. Nous mettons en place des garanties de démantèlement et disposons de trésorerie dans nos sociétés. Vous avez indiqué tout à l’heure que nos sociétés ne disposaient souvent que de 1 euro de capital : je suis désolé de vous contredire, mais il se trouve que la plupart des sociétés éoliennes aujourd’hui appartiennent à des grands groupes. En ce qui me concerne, la caution s’appelle Total. Le risque de cessation de paiement n’est donc pas un argument.

Concernant plus précisément le démantèlement, les pales sont actuellement broyées avant de partir en cimenterie, dans un processus de valorisation énergétique. Ce n’est certes pas parfait, je vous l’accorde. Nous aimerions faire mieux. Des équipes y travaillent, dans le sud de la France, et cherchent un procédé permettant d’utiliser la fibre de verre, qui est un matériau très basique contrairement à ce que vous affirmez, pour fabriquer des briques réfractaires permettant de stocker de la chaleur. Les expérimentations sont certes peu abouties pour l’instant, mais il est faux de prétendre que l’on enfouit les pales et qu’elles ne sont l’objet d’aucune valorisation. Vous mentez en affirmant cela et je peux vous le prouver.

M. Jean-Louis Butré. Cela signifie que les journaux allemands mentent.

M. Charles Lhermitte. Je ne vous parle pas des journaux allemands, mais de la réalité des parcs éoliens en France.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je souhaiterais que l’on s’éloigne du sujet du nucléaire pour se focaliser sur la question de l’éolien. Quelles recommandations législatives feriez-vous pour rendre plus juste pour le consommateur le soutien aux énergies éoliennes ? Que conseilleriez-vous pour que l’acceptabilité soit meilleure et le système plus juste, en considérant que la volonté politique aujourd’hui est bien de soutenir cette filière éolienne ? Que pourrait-on selon vous améliorer à ce stade ?

M. Arnaud Casalis. Permettez-moi une digression préliminaire. Vous indiquiez précédemment que les EnR étaient sûres. À ma connaissance, la meilleure énergie renouvelable est l’hydraulique, qui est pilotable, stockable, etc. Or je vous rappelle simplement que la plus grande catastrophe énergétique en France est la rupture du barrage de Fréjus : une région entière a été inondée et l’on a déploré 500 morts. Il ne s’agissait donc pas là d’un risque hypothétique, mais avéré. Je vous invite donc à éviter de faire des comparaisons en termes de risque et d’affirmer que les EnR sont sûres.

Il me semble par ailleurs nécessaire de rappeler la différence fondamentale entre énergies intermittentes et énergies stockables et pilotables. Nous savons très bien que l’intermittence dans la production est le problème majeur de la filière éolienne. La logique du prix doit en tenir compte, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui. Une probabilité d’utilisation de 6 % aux points d’arrivée aux heures de pointe, compte tenu d’un rendement de 21 % et d’une durée de 6 heures d’heures de pointe, fait que l’énergie intermittente est largement surpayée par rapport au prix normal du marché, qui devrait être très inférieur. Le problème du soutien passe par une comparaison honnête entre des énergies de qualité comparable. Ce soutien qui permet aujourd’hui à des entrepreneurs de l’éolien de gagner des fortunes en assurant une production de qualité plus que médiocre est un système auquel il faut mettre fin prioritairement, car il ruine le consommateur et la France et fausse la concurrence entre les différentes EnR.

M. Patrice Cahart. Vous nous demandez, madame la rapporteure, quelle serait notre recommandation dans le cas où il serait décidé de continuer à promouvoir l’énergie éolienne : elle serait de cesser complètement les aides à l’éolien, notamment terrestre, et de reporter cet effort sur les autres EnR, en particulier le photovoltaïque. En novembre 2018, un communiqué du ministre François de Rugy indiquait que les seize appels d’offres opposant, dans neuf régions, l’éolien terrestre au photovoltaïque, avaient été remportés par le photovoltaïque en termes de prix. Il convient d’ajouter par ailleurs que le photovoltaïque, en plus d’un prix intéressant, est beaucoup moins agressif envers les paysages que l’éolien terrestre. Cela ne laisse donc pas de place au doute : il faut sacrifier l’éolien terrestre au profit des autres énergies renouvelables.

J’ai également des réponses à apporter à M. Thiébaut, qui nous a dit souhaiter disposer de chiffres prévisionnels de subventions. C’est très difficile, car il est nécessaire pour ce faire de figurer l’évolution des prix de l’électricité sur 17 ans. J’ignore si quelqu’un est capable de le faire ; je ne le suis pas. C’est la raison pour laquelle nous avons choisi de ne pas effectuer de distinction entre le contribuable et le consommateur. Les 184 milliards d’euros dont j’ai parlé correspondent à un coût d’investissement, qui sera mis inévitablement à la charge du contribuable ou du consommateur, c’est-à-dire dans les deux cas de la collectivité.

M. Thiébaut s’inquiétait par ailleurs du démantèlement des centrales nucléaires. La prise en compte de cet élément est un argument puissant en faveur des thèses que je vous présente. En effet, le démantèlement des centrales nucléaires actuelles aura lieu de toute façon. Il s’agit d’un fait, d’une nécessité acquise, qui se situe en dehors de notre problématique. Que la loi sur l’énergie soit votée ou non, il faudra bien démanteler ces centrales un jour. La date est très importante, parce que si l’on démantelait maintenant, ce qui serait une conséquence de ce qui est souhaité par les professionnels de l’éolien, le coût de démantèlement serait immédiat et maximum. Si en revanche on démantèle les centrales dans 20 ans, alors il sera possible d’évaluer le coût grâce à un taux d’actualisation. Si l’on retient par exemple un taux d’actualisation de 10 % sur 20 ans, le coût sera diminué de 85 %. Il existe donc un très grand intérêt à différer le plus possible cette charge de démantèlement, qui est certes inévitable et acquise, mais dont la date reste à fixer.

M. Jean-Louis Butré. Je suis choqué par le fait que le système d’aide à l’éolien, mis en place par le ministre Yves Cochet en 2001, rendant obligatoire l’achat prioritaire de cette électricité par rapport aux autres et imposant un tarif garanti, fonctionne toujours, même s’il a été quelque peu amélioré par l’instauration des procédures d’appel d’offres. La règle des six mâts reste néanmoins majoritaire dans les contrats actuels. Cela fait 18 ans que ce dispositif est en vigueur : je comprends que l’on aide au démarrage d’une industrie, mais il me semble suspect que, 18 ans plus tard, cette dernière continue à mendier des subventions et à vouloir faire perdurer ce système.

Lorsque l’on considère par ailleurs les bénéfices réalisés dans ce secteur par certaines sociétés, voire certaines personnes, on peut être inquiet, dans la mesure où l’argent est ponctionné sur les factures d’électricité françaises ou sur d’autres taxes. Les prix de l’électricité payés par les consommateurs ne cessent d’augmenter, ce qui conduit à l’appauvrissement non seulement des particuliers, mais aussi d’un certain nombre d’industriels qui consomment de l’énergie et de l’électricité. 18 ans plus tard, ce système continue à ponctionner de l’argent, bien qu’il soit rentable, et ce de plus en plus. Arrêtons par conséquent de le subventionner.

Mme Laure de La Raudière. Vous indiquez que le prix de rachat est aujourd’hui de 65 euros environ par MW suite aux appels d’offres. Les éoliennes concernées par les appels d’offres en cours seront installées au mieux dans quatre ou cinq ans.

M. Charles Lhermitte. Nous sommes soumis à une obligation de mise en service sous 36 mois.

Mme Laure de La Raudière. Merci pour cette précision. Quel est aujourd’hui le prix moyen du mégawatt contractualisé sur l’existant ? Les 65 euros évoqués concernent en effet des projets à venir, non des éoliennes en service.

Vous nous avez expliqué que si le prix du marché était supérieur à votre prix de rachat, vous étiez dans l’obligation de rembourser la différence. Ai-je bien compris et est-ce déjà arrivé pour l’éolien terrestre ?

M. Charles Lhermitte. La situation s’est produite en mars 2019.

M. le président Julien Aubert. Combien avez-vous remboursé ? Comment cela se passe-t-il concrètement ?

M. Charles Lhermitte. Une facturation mensuelle est effectuée sur le parc éolien. S’il arrive que l’on se retrouve dans une situation dans laquelle les cours de marché sont supérieurs aux coûts de référence, alors il faut, le mois suivant, déduire cette plus-value de la facturation que l’on adresse.

Mme Laure de La Raudière. Cette situation se produit sur des marchés spot. Mais si cela venait à durer, on pourrait imaginer que vous décidiez d’arrêter vos éoliennes plutôt que de reverser de l’argent à l’État.

M. Olivier Pérot. Dans le système actuel, l’élément majeur pour une industrie très capitalistique comme l’éolien est de disposer d’une visibilité sur les prix. Les mécanismes utilisés actuellement sont ceux mis en place au niveau de l’Europe. Avoir un prix stable, visible, sur vingt ans est un atout, sachant que les marchés spot sont relativement fluctuants. Cela permet à la filière de financer les investissements et d’avoir des coûts financiers raisonnables, donc d’être compétitive.

Le niveau de prix est obtenu aujourd’hui après un processus d’appel d’offres, c’est-à-dire de mise en compétition des projets. Nous commençons à nous situer sur une courbe de prix décroissante, tendance qui va vraisemblablement se confirmer dans les prochaines années. Imaginons qu’un producteur obtienne un prix de 60 euros du MWh : si, un mois donné, le prix du marché est à 50 euros, alors le producteur percevra une compensation de 10 euros, correspondant à la différence constatée. Si le mois suivant, le prix de marché est à 70 euros, alors il remboursera 10 euros à l’État. Ainsi, quoi qu’il arrive, le producteur perçoit toujours 60 euros, correspondant au prix défini dans le contrat. Le revenu est constant dans la durée. Les derniers appels d’offres sont à 66 euros. Imaginons que le prix de marché tombe à 46 euros : le complément de rémunération sera de 20 euros. Si les prochaines installations par appels d’offres sont à 56 euros, le différentiel sera de 10 euros, c’est-à-dire divisé par deux. L’effet sur l’aide est donc très fortement lié, au niveau de l’appel d’offres, au prix de marché. Si demain le prix du marché est égal au prix du contrat, alors l’aide deviendra nulle, voire négative si le prix de marché augmente. Cela explique que l’on puisse envisager, dans l’avenir, de faire des volumes importants d’éolien terrestre pour un même niveau de subvention. L’aide était effectivement plus élevée pour des technologies antérieures ; on observe un amenuisement avec le temps.

Mme Laure de La Raudière. Quel est le prix garanti moyen du parc installé ?

M. Olivier Pérot. Il faudrait demander à la direction générale de l’énergie et du climat.

M. Charles Lhermitte. Les premiers contrats étaient à 80 euros.

Mme Laure de La Raudière. C’est encore le cas : j’ai été informée du fait qu’un parc qui n’est pas encore installé va bénéficier de ce même prix.

M. Charles Lhermitte. Il ne faut pas oublier que le gisement éolien dépassait 2 400 heures équivalentes pleine puissance et que, de 2010 à 2015, l’électricité était deux fois moins chère.

Mme Laure de La Raudière. Le prix garanti moyen du parc installé aujourd’hui doit être, étant donné le poids de l’historique, aux alentours de 80 euros.

M. Arnaud Casalis. Permettez-moi d’apporter une précision. Le rapport de la commission de régulation de l’énergie (CRE) indique que le prix d’achat moyen par EDF est de 91 euros.

M. Charles Lhermitte. C’est indexé chaque année. Ainsi, les premiers contrats signés à 80 euros sont peut-être aujourd’hui rémunérés à 91 ou 92 euros.

M. Arnaud Casalis. EDF indique que, dans la quasi-totalité des cas, son prix d’achat moyen en 2018 est de 91,2 euros. Je ne l’ai pas inventé : ce chiffre figure dans les plaquettes de la CRE et d’EDF.

M. Charles Lhermitte. C’est la raison pour laquelle on bascule vers des appels d’offres.

M. Arnaud Casalis. Lequel dispositif d’appels d’offres, qui n’est d’ailleurs pas encore opérant dans la base installée, a pour objectif de garantir le profit des entrepreneurs, avec un système de lissage.

M. Olivier Pérot. Cela nous permet de bénéficier d’une stabilité, très importante pour notre industrie.

Mme Laure de La Raudière. Le prix moyen garanti du parc installé est donc de 91 euros. Or la PPE prévoit de tripler la puissance installée, sur une moyenne établie à 60 euros par MW. On ne peut donc pas dire que le prix garanti de l’éolien est de 65 euros. En effet, sur le parc installé, même à terme, le montant ne sera jamais celui-ci.

M. Olivier Pérot. Il faut tenir compte du fait que le parc installé a une certaine durée de vie. Ainsi, les éoliennes implantées en 2001 commencent à être démontées.

Mme Laure de La Raudière. Globalement, dans les années qui viennent, le poids de l’historique sera important. Or je constate que toutes les présentations qui nous sont faites évoquent le futur sans tenir compte de la base installée.

M. Olivier Pérot. Les chiffres sont connus et publics. J’ai sous les yeux un tableau de la PPE qui présente effectivement les dépenses engagées face aux dépenses à engager pour atteindre l’objectif de 2028.

M. le président Julien Aubert. Je crois qu’il y a là deux sujets. Le premier concerne les dépenses passées, sur lesquelles la Cour des comptes a mené un travail : nous savons que cela a coûté très cher. Le second aspect est le futur : pourquoi les récents appels d’offres éoliens n’ont-ils pas trouvé preneur, alors même que vous nous indiquez que le secteur est mature et compétitif ? Si par ailleurs ce secteur est effectivement mature et compétitif, pourquoi est-il nécessaire de continuer à le soutenir de la sorte ? Le nucléaire a bénéficié d’un avantage en matière spatiale, dans la mesure où les centrales ont été implantées à un temps où l’acceptabilité sociale n’était pas un critère. Vous avez, tout comme le solaire, bénéficié d’une prime économique. Or il existe aujourd’hui de nombreuses nouvelles énergies qui demandent à être aidées. Sachant que le montant des fonds alloués n’est pas extensible, il est impératif de faire des choix. Il est donc très important pour nous de comprendre les raisons pour lesquelles il faudrait continuer à aider le secteur éolien.

M. Olivier Pérot. Concernant les appels d’offres, il faut savoir qu’il est nécessaire, pour pouvoir faire acte de candidature, de disposer d’un projet autorisé. Or une « panne » des autorisations s’est produite en 2018, due au fait que le décret mettant en place l’autorité environnementale chargée de donner un avis sur les autorisations a été annulé en Conseil d’État en décembre 2017. Depuis lors, le système d’autorité environnementale est défaillant et gouvernement et législateur n’ont toujours pas pris les mesures permettent de remédier à cet état de fait. La loi « énergie » va toutefois permettre, dans ses dispositions secondaires, de modifier un article de loi et ainsi de prendre un arrêté ou un décret mettant fin à cette difficulté. Aujourd’hui, nous sommes dans une situation de vide juridique quant au processus d’autorisation. La conséquence, confirmée par la commission de régulation de l’énergie et la direction générale de l’énergie et du climat, est que les appels d’offres de 2018 n’ont pas été souscrits, par défaut d’autorisation. Il s’agit donc d’un problème de réglementation, qui illustre bien la complexité administrative à laquelle doivent faire face quotidiennement les porteurs de projets et les exploitants.

M. le président Julien Aubert. Lorsque l’on parle de demande de contrat au titre des arrêtés tarifaires, cela concerne-t-il tous les projets ou seulement ceux de moins de six éoliennes ?

M. Olivier Pérot. Il existe aujourd’hui un double mécanisme : les appels d’offres pour le tout-venant et un système de guichet ouvert pour les projets de six mâts ou moins, avec des machines faisant moins de 3 MW. Il faut savoir que cette situation est transitoire, dans la mesure où le dispositif de guichet ouvert devrait s’éteindre en 2020.

M. le président Julien Aubert. La demande de contrat au titre des arrêtés tarifaires concerne-t-elle tous les contrats ?

M. Charles Lhermitte. Absolument. Il faut demander un contrat d’achat à EDF Obligation d’achat (EDF OA), que l’on soit en guichet ouvert ou en appel d’offres. Dans le cas du guichet ouvert, le tarif actuel est de 72 euros, sachant qu’une fois dépassée une certaine volumétrie d’électricité produite par le parc, le reste de l’électricité est vendu à 40 euros le mégawattheure.

M. Olivier Pérot. Il s’agit de 72 euros majorés. Nous avons regardé notamment les projets du premier appel d’offres de fin 2017 et considéré un projet moyen : ce dernier est à 65 euros. S’il avait été en guichet ouvert, sa rémunération, compte tenu du plafonnement, aurait été de 68 euros.

M. le président Julien Aubert. Au départ, vous étiez confrontés à de nombreux recours. Le législateur est intervenu, si j’ai bien compris, pour lever les procédures et faire en sorte que cela coûte moins cher. Lorsque l’on regarde le nombre de contrats signés depuis 2001 par EDF OA par type d’arrêté tarifaire dans le domaine éolien, on constate que ce chiffre s’établit à 1393 : arrêté du 8 juin 2001, 114 contrats ; arrêté de 2006, 154 ; arrêté de 2008, 751 ; arrêté de 2014, 344 ; à partir de 2016, 29 ; arrêté du 6 mai 2017, 1. La courbe ainsi obtenue monte progressivement, puis décroît à partir de 2008, jusqu’à parvenir à un seul contrat signé en 2017. Cette évolution me paraît relativement contre-intuitive par rapport à ce que j’ai compris de vos explications. J’avais en effet a priori le sentiment qu’avec la plus grande maturité et la meilleure compétitivité du secteur, il se produirait une augmentation constante du nombre de contrats, d’autant que tous les signaux ont été mis en place pour faciliter votre industrie. Comment expliquez-vous ce phénomène ?

M. Charles Lhermitte. Je pense que c’est purement administratif. La rédaction des contrats est en effet bloquée chez EDF depuis un certain temps, pour des raisons administratives. Je vous assure que nous signons des demandes de contrats de complément de rémunération (DCCR) régulièrement et qu’il n’y a pas de baisse significative du nombre de contrats.

M. le président Julien Aubert. La moindre réponse aux appels d’offres éoliens est donc due exclusivement selon vous à la défaillance de l’autorité environnementale ?

M. Olivier Pérot. Absolument, dans la mesure où il est obligatoire d’obtenir une autorisation pour candidater à un appel d’offres. Le gouvernement a d’ailleurs, de manière dérogatoire, autorisé la participation aux dernières vagues d’appels d’offres sur simple présentation d’un certificat de dépôt de demande d’autorisation.

M. le président Julien Aubert. Je laisse la parole à Mme la rapporteure, qui souhaite vous soumettre à un « vrai ou faux ? »

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vais m’appuyer sur des propos tenus lors de vos auditions. Il a été dit par exemple en substance que lorsqu’une éolienne est installée quelque part, les gens ne peuvent plus revendre leurs biens immobiliers, dont la valeur s’écroule. Pourriez-vous nous éclairer sur ce point ?

M. Charles Lhermitte. Différentes études ont été menées sur la dévalorisation éventuelle de l’immobilier à proximité des parcs éoliens. Or aucune d’entre elles n’a à ce jour établi de lien de cause à effet entre l’implantation d’éoliennes sur un territoire donné et la chute de la valeur de l’immobilier sur ce même territoire. Il existe à ce sujet un rapport de l’ADEME ; un autre va être mis à jour très prochainement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous nous communiquer ces éléments ?

M. Charles Lhermitte. Bien sûr.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Certains d’entre vous ont par ailleurs indiqué que l’on avait enlevé aux riverains la possibilité de se défendre contre les installations. Pourriez-vous nous en dire davantage ?

M. Jean-Louis Butré. Cela concerne deux décrets préparés par Sébastien Lecornu et une commission à laquelle nous n’avons pas participé, ce que nous déplorons. Cela a abouti à la signature, par François de Rugy, de deux arrêtés. Le premier supprimait la possibilité pour les associations d’aller devant les tribunaux administratifs. Or les personnes résidant dans les hameaux près desquels on envisage d’implanter des éoliennes ne sont, la plupart du temps, pas très riches. La seule façon pour elles de se défendre était de se constituer en association et de porter l’affaire devant le tribunal administratif, instance de proximité, devant laquelle il n’est pas nécessaire d’avoir d’avocat, ce qui leur permettait de déposer un recours. Supprimer cette possibilité implique de s’adresser directement aux cours d’appel, plus loin géographiquement et avec des procédures plus coûteuses, puisqu’elles réclament l’intervention d’un avocat. En pratique, cette décision enlève aux riverains qui souhaitent contester l’installation d’une éolienne près de chez eux la possibilité de le faire. Cet arrêté, absolument scandaleux, est d’ailleurs attaqué par la Fédération environnement durable et d’autres associations en Conseil d’État. Nous considérons en effet que ce texte est totalement antidémocratique.

Le deuxième arrêté a consisté à cristalliser les moyens. En effet, les rapports des promoteurs sur les projets éoliens comptent environ 3 000 pages. Jusqu’alors, nous disposions de quatre mois pour en prendre connaissance avec nos avocats. Or cet arrêté a raccourci le délai à deux mois.

Ces arrêtés sont scandaleux pour la démocratie française. Ils sont le fruit du lobbying effectué par les promoteurs.

Concernant les questions immobilières, on peut mener des études et les payer, comme de nombreux promoteurs l’ont fait, en sollicitant de grands instituts de sondages et des gens qui ne connaissent rien à la question.

M. Charles Lhermitte. En l’occurrence, l’étude à laquelle nous avons fait référence a été réalisée par l’ADEME.

M. Jean-Louis Butré. L’ADEME est une officine des promoteurs éoliens depuis que Jean-Louis Bal, directeur de l’éolien, est devenu président du syndicat des énergies renouvelables. Il existe une collusion entre l’ADEME et les promoteurs éoliens.

M. Olivier Pérot. Je vous laisse la responsabilité de vos propos.

M. Vincent Thiébaut. Vos propos mettant en cause l’impartialité d’une agence de l’État ne sont pas tolérables dans le cadre d’une commission d’enquête de l’Assemblée nationale. Je préfère quitter cette salle. Je peux entendre que les stratégies mises en place ne vous conviennent pas ou suscitent des questionnements de votre part ; mais vos accusations sont très graves.

M. Jean-Louis Butré. Mes propos ne concernaient pas l’ensemble de l’ADEME, mais seulement sa partie éolienne.

M. le président Julien Aubert. Je me permets de vous rappeler que vous vous exprimez sous serment et que votre responsabilité pourrait être engagée si vous portez des accusations contre des personnes.

M. Jean-Louis Butré. Je m’exprime au nom de la Fédération Environnement durable et de ma longue expérience.

M. Olivier Pérot. Je souhaiterais revenir sur la question des recours. L’État a constaté une situation assez singulière, caractérisée par des recours systématiques, presque « industrialisés » pourrait-on dire, contre les projets d’installation de parcs éoliens. Cela constituait un véritable abus de droit, une forme d’obstruction à la justice. L’État a par conséquent cherché à permettre d’accélérer le traitement des recours, dans le souci de l’intérêt général, en proposant la suppression d’un degré de juridiction. Je pense que votre action s’est retournée contre vous : ces abus ont conduit le Gouvernement à prendre une mesure de ce type. Vous ne pouvez vous en prendre qu’à vous-mêmes. L’existence de kits fournis systématiquement aux opposants, tout comme les procédés d’intimidation des élus, sont autant de pratiques d’ailleurs dénoncées par l’Académie de médecine comme étant anxiogènes. Manipuler des peurs et effectuer de la désinformation n’est pas la bonne méthode ; cela s’est retourné contre les intérêts que vous défendez, souvent d’ailleurs plutôt privés que relevant de l’intérêt général. Il est important d’être raisonnables et rationnels.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez indiqué que 70 % des dossiers donnaient lieu à des recours. Or il est fait état par ailleurs d’un taux d’acceptabilité de près de 80 % chez les personnes résidant près des parcs éoliens. Ces chiffres paraissent contradictoires.

Qu’entendez-vous par ailleurs lorsque vous parlez de kits distribués aux opposants ? Cela supposerait l’existence de groupes organisés derrière les individus.

M. Olivier Pérot. Il suffit de consulter les sites, publics, de certaines associations, qui expliquent aux gens qu’ils doivent déposer des recours de façon systématique, détaillent la procédure à suivre et donnent des argumentaires. Il existe, derrière les riverains sur le sort desquels M. Butré essaie de nous faire pleurer, toute une organisation « industrielle », qui fait que les taux de recours sont très élevés et sans rapport direct avec la réalité du terrain que nous avons cherché à vous présenter. Il existe une distorsion entre le miroir que tendent un certain nombre d’associations et la réalité que nous constatons sur le terrain. Le taux de recours contre les projets éoliens est effectivement de 70 % environ, d’après les chiffres officiels fournis par l’administration. Or il faut savoir que 95 % d’entre eux échouent, ce qui montre leur caractère factice et témoigne du fait qu’ils constituent une obstruction à la justice.

M. le président Julien Aubert. Niez-vous l’existence d’un problème vis-à-vis de l’éolien ? Pensez-vous que les riverains sont spontanément enthousiastes à l’idée qu’un parc éolien soit installé près de chez eux ? J’ai vécu cette situation à un kilomètre de chez moi. Étant juge et partie, je ne me suis évidemment pas mêlé au débat. Or j’ai vu arriver une pétition contre les éoliennes comportant 3 000 signatures dans un canton de 5 000 habitants. Vous nous avez indiqué que plus les gens résidaient près de l’éolienne, plus ils en avaient une bonne image. Cette idée est relativement contre-intuitive.

M. Olivier Pérot. Il faut d’abord souligner que les questions d’acceptabilité sociale d’infrastructures sont générales dans la société aujourd’hui et ne sont pas propres au domaine éolien. Quel que soit le projet, cela suscite débat et oppositions.

Il faut laisser les professionnels, les élus, les riverains travailler ensemble. Certains projets sont ainsi modifiés après concertation. La réglementation est par ailleurs extrêmement exigeante et pointue. Comme l’indiquait M. Butré, les dossiers que nous devons déposer sont très volumineux. De nombreuses études sont effectuées et de nombreux avis, de diverses commissions et services de l’État, requis avant que, in fine, l’autorisation soit accordée ou non par le préfet, qui représente l’intérêt général et prend sa décision en toute connaissance de cause. Il peut bien entendu, ponctuellement, y avoir des oppositions. Laissons les professionnels de l’éolien, les élus, les représentants de l’administration traiter ces questions. Il n’est pas forcément nécessaire qu’interviennent des associations qui mènent leur action comme une croisade et font métier de susciter chez les riverains des oppositions et des réactions anxiogènes, fantasmées pour beaucoup, qui créent de la division. Ce sont ces pratiques que nous dénonçons. La réalité du terrain est ce qu’elle est : elle peut être plus ou moins favorable.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Faut-il nécessairement être directement concerné pour déposer un recours contre un projet éolien ?

M. Charles Lhermitte. Il faut avoir un intérêt à agir et le prouver.

N’oublions pas en outre que la plupart des projets présents aujourd’hui dans les mécanismes d’appels d’offres prévoient la mise en place de financements participatifs. Plus de 150 sociétés d’économie mixte (SEM) se sont créées en France et les collectivités sont en train de s’accaparer les projets. Parmi les investisseurs de l’industrie éolienne, on compte aujourd’hui au premier rang les collectivités locales. Ces éléments constituent des facteurs d’acceptabilité des projets.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Organisez-vous un démarchage systématique auprès des riverains des éoliennes, pour les convaincre que ces projets sont une mauvaise idée et leur expliquer comment déposer un recours ?

L’un d’entre vous a par ailleurs mentionné avoir travaillé dans le secteur nucléaire : est-ce le cas de nombreux membres de votre association ?

M. Jean-Louis Butré. Les associations de riverains se constituent d’elles-mêmes. Nous ne sommes pas les agresseurs ; les agresseurs sont les promoteurs éoliens qui essaient d’implanter de grandes machines de 200 mètres de haut près des habitations. Nous ne recevons pas de financements, contrairement à vous. Nous sommes tous bénévoles. La seule façon de lutter passe par la voie des associations. Vouloir raboter leurs droits est ignoble.

M. Arnaud Casalis. Une telle démarche est de surcroît anticonstitutionnelle.

M. le président Julien Aubert. Merci de bien vouloir répondre à la question de Mme la rapporteure sur vos liens éventuels avec le secteur nucléaire.

M. Jean-Louis Butré. Je tiens à préciser que nous regroupons toutes sortes de gens, depuis des zadistes qui se battent contre des parcs éoliens du sud de la France jusqu’à des personnes d’extrême-droite, des pro et des anti-nucléaires. Nous ne souhaitons pas parler de ce sujet. Ce n’est pas notre problème.

M. Patrice Cahart. Je puis vous assurer que je n’ai jamais eu le moindre contact et n’ai jamais travaillé, de près ou de loin, avec le secteur nucléaire. Je crois pouvoir dire que M. Casalis non plus.

M. le président Julien Aubert. Votre question, madame la rapporteure, concernait-elle le collectif que nous auditionnons, ou la fédération que préside M. Butré par ailleurs ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Elle s’adressait au collectif « Energie et vérité ».

M. Jean-Louis Butré. Le collectif réunit des gens de toutes les origines, des pro-nucléaires comme des anti-nucléaires.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Qu’en est-il de la Fédération environnement durable ?

M. Jean-Louis Butré. Elle est totalement apolitique et ne s’occupe pas du nucléaire.

M. Patrice Cahart. Nos interlocuteurs indiquent que la dépréciation immobilière n’existe pas : c’est contraire au bon sens. J’ai déposé précédemment au dossier une note rédigée par « Demeure historique », consistant en une étude sur des décisions de jurisprudence, qui montre qu’il existe couramment des dépréciations de l’ordre de 40 %.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup pour vos contributions à cette audition un peu particulière.

M. Olivier Pérot. Serait-il possible de formuler quelques mots de conclusion ?

M. le président Julien Aubert. Si vos interlocuteurs en sont d’accord.

M. Patrice Cahart. Bien sûr.

M. Olivier Pérot. Nous vous remercions de nous avoir permis de nous exprimer et espérons avoir répondu à vos questions et contribué ainsi à clarifier des zones d’ombre éventuelles.

Je pense qu’il est vraiment nécessaire de s’inscrire dans une vision à long terme. Nous sommes en train de construire le système énergétique du XXIe siècle et il n’est pas possible pour ce faire de réfléchir en restant bloqués sur des choix du passé. Tout cela s’inscrit dans une stratégie de transition énergétique, dans laquelle l’éolien n’est que l’une des solutions. Nous ne prétendons pas, en effet, être la solution unique, mais une solution, économique, compétitive et créatrice d’emplois.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup. J’espère que vous êtes satisfaits de l’impartialité avec laquelle ce débat a été conduit. Il vous aura, je le souhaite, permis d’exposer vos arguments, dans le meilleur climat de courtoisie possible compte tenu du caractère clivant du sujet et dans la limite du temps imparti.

L’audition s’achève à treize heures dix.

*

28. Audition, ouverte à la presse, de Maître Anne Lapierre, avocate associée au bureau de Paris du cabinet Norton Rose Fulbright, expert du marché de l’énergie (16 mai 2019)

L’audition débute à quatorze heures quarante.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons maître Anne Lapierre pour notre première audition de cet après-midi.

Maître, vous êtes membre du comité exécutif de Norton Rose Fulbright. Vous êtes coresponsable de la pratique énergie mondiale de ce cabinet, associée au bureau de Paris et coresponsable du bureau de Casablanca.

Vous êtes une experte du marché de l’énergie. C’est à ce titre que votre nom a été proposé pour une audition. Vous avez participé à de nombreuses opérations de développement de projet de construction, de financement, d’acquisition et de transfert dans le domaine des énergies renouvelables, et dans les secteurs gaziers et pétroliers.

La transition énergétique est, comme son nom l’indique, le passage d’un état de choses à un autre. Votre expérience en France et à l’étranger vous permet d’avoir un regard comparatif qui nous intéresse.

Quelles sont les spécificités du marché de l’énergie français par rapport aux autres marchés ? Quels enseignements en tirer pour la transition énergétique en France ?

Existe-t-il différents types de transition énergétique ou bien s’y engage-t-on pour les mêmes raisons, en utilisant les mêmes moyens pour aboutir au même bouquet énergétique ?

La transition énergétique allie le recours à la subvention publique et le recours au crédit financier. Quels critères sont retenus par les établissements de crédit pour apporter leur financement aux différents types de projet ? S’agit-il nécessairement d’un cofinancement ?

Puisque vous avez une vision de long terme sur les énergies renouvelables, faut-il arrêter de subventionner certaines énergies dont on nous dit, d’un côté, qu’elles sont matures et compétitives et, de l’autre côté, qu’arrêter aujourd’hui la perfusion poserait un problème ? Est-ce franco-français ou est-ce que certains gouvernements étrangers ont fait des choix différents ?

Je vous propose de débuter par un exposé liminaire d’une quinzaine de minutes, puis nous vous interrogerons.

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 de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(Maître Anne Lapierre prête serment.)

Maître Anne Lapierre, avocate associée au bureau de Paris du cabinet Norton Rose Fulbright. Monsieur le président, madame la rapporteure, je suis une avocate spécialisée dans le secteur de l’énergie, avec deux casquettes.

J’exerce en France, au Maroc et en Afrique subsaharienne une activité propre d’accompagnement de développement et de financement de projets énergétiques. Le développement consiste en l’assistance à la sécurité du foncier, des autorisations, à négocier des contrats de construction. Le financement consiste ensuite à trouver les moyens pour construire ces actifs et à s’assurer qu’ils soient opérés pendant plusieurs dizaines d’années.

J’ai également le plaisir d’avoir un rôle de management de la pratique énergie mondialement. Le cabinet Norton Rose Fulbright, fortement spécialisé dans le secteur de l’énergie, compte 56 bureaux dans le monde. Pour la pratique énergie elle-même, il compte environ mille avocats spécialisés dans le monde. Cela me donne, je crois, une vision assez bonne des pratiques à l’étranger. Nous y reviendrons, si vous le souhaitez.

S’agissant du marché français, je me présente devant vous animée de trois convictions.

La première, et cela correspond à l’objet même de votre commission d’enquête, c’est que la subvention est nécessaire - je le dis en tant qu’expert chargé du financement de projets. Elle est nécessaire, parce que dans le secteur de l’énergie, les prix sont extrêmement volatils, et la méthode actuellement retenue pour financer ce développement est celle du « financement de projet sans recours ». Elle n’est pas spécifique aux énergies renouvelables. Très bordée et proche de ce qui a été mis en œuvre pour les partenariats publics privés (PPP), elle consiste à financer au moins 80 % de l’investissement initial par dette bancaire. Les 20 % restants sont financés sur fonds propres. La signature n’est pas importante en soi, puisqu’est principalement considérée la rentabilité propre du projet.

Ma première conviction forte est qu’il faut maintenir la subvention pour permettre les finances de projets sans recours à long terme. J’y reviendrai en détail ultérieurement, me limitant à annoncer les sujets que j’envisage d’aborder.

Ma deuxième conviction, c’est que la politique énergétique, eu égard au type d’actifs concernés, nécessite une vision de long terme. L’ennemi est donc le court-termisme. La visibilité requise va bien au-delà et du cours de Bourse et d’une mandature. Il est important pour tous les acteurs, quels qu’ils soient, qu’un cadre légal et réglementaire adapté donne une visibilité à long terme sur les actifs en question. Dans le cas des énergies renouvelables, ces actifs sont de vingt ou trente ans pour le solaire ou l’éolien, probablement de cinquante ans pour l’hydraulique et de plus de soixante ans pour le nucléaire. On a donc besoin d’une visibilité très longue sur les coûts et les possibilités de les amortir.

Il faut donc une politique claire et de long terme. Je me permettrai de citer un exemple concernant l’éolien offshore et les choix faits à l’époque, lesquels expliquent, au moins pour partie, les prix négociés et obtenus par la France dans les premiers appels d’offres.

Ma troisième conviction porte sur une suggestion pratique et concrète dont la prise en compte, notamment par votre commission, introduirait, par un léger changement législatif rapide à mettre en œuvre, un profond changement dans le paysage du financement et du développement des énergies renouvelables. Il vise à accorder aux entreprises françaises la possibilité d’acheter de l’énergie verte directement aux producteurs tout en continuant à faire bénéficier leurs parcs du complément de rémunération, par le biais d’une question technique sur la garantie d’origine sur lequel je reviendrai. La loi ne le permet pas aujourd’hui, contrairement aux autres pays d’Europe, et cela pourrait être aisément corrigé.

J’en reviens au financement de projets sans recours. Cette méthode de financement classique que l’on retrouve dans d’autres secteurs économiques a pour objectif de préserver les ressources du bilan de l’acteur et, pour la banque, en auditant le projet, de s’assurer de son remboursement par les revenus exclusivement générés par le projet. L’actionnaire ne peut donc être appelé en garantie. L’intégralité des énergies renouvelables est aujourd’hui financée sur ce modèle, en France et ailleurs. Ce financement ne peut être réalisé que si le banquier a une visibilité à long terme. Au départ, la France avait fait le choix d’un tarif qui a permis le financement des différentes capacités existant en France aujourd’hui. On connaissait le prix. À partir du moment où on avait une vision sur la technologie et sur le gisement disponible, le banquier pouvait être relativement confortable sur les revenus qui seraient générés et sur la capacité de l’emprunteur à le rembourser.

Cette première technique permet de s’assurer de l’équilibre économique intrinsèque, donc de préserver les fonds propres. Elle n’est pas utilisée exclusivement par les petits acteurs qui n’auraient pas le bilan. EDF, Total, Engie financent l’intégralité des développements d’énergie renouvelable en financements de projets et absolument pas sur le bilan.

Toutefois cette technique n’est compatible avec l’envie de prêter du banquier qu’en présence d’une visibilité à long terme. Quel que soit le niveau de la subvention, et c’est à l’État de l’adapter en fonction du coût, il revient à l’État de lisser les fluctuations du marché et de garantir un revenu moyen suffisant pour s’assurer que les banques commerciales soient en position de prêter. Si tel n’est pas le cas on est comme dans la situation du nucléaire où les développements de capacité se font sur le bilan de l’investisseur, donc, le cas échéant, sur son actionnaire, puisque les montants et les durées de ces projets ne sont pas compatibles avec la mise en place de financements projets sans recours.

La grande différence, c’est que les capacités supplémentaires d’énergie renouvelable sont développées dans le monde avec de l’argent privé. C’est possible à partir du moment où l’État assure un lissage de la volatilité du prix de l’énergie. Je me suis permis de conserver mon téléphone portable à porter de main afin d’appeler votre attention sur la réalité de cette volatilité grâce à l’excellente application conçue par RTE, éCO2mix. Cette application, disponible pour tous, publie en live l’intégralité de la production et de la consommation française, des exports, vers où, du prix de marché en France et du prix de marché à l’étranger. Regardons, par exemple, la courbe du prix spot, aujourd’hui, à 14 heures. Ce matin, après avoir commencé à 34 euros le mégawattheure (MWh), vers 11 heures il est monté à 50 euros. Au début de notre réunion, il était d’environ 32 euros, il est monté à 35 euros et, au moment où je vous parle, il est d’environ 36 euros. Si le CAC 40 avait des fluctuations de 40 % toutes les cinq minutes, grandes seraient les difficultés des entreprises à lever des fonds ! Dieu merci, il n’en est pas ainsi. Il s’agit du marché spot, les prix des énergies renouvelables sont sur le marché de gros où, certes, la volatilité est moindre mais elle est moyennée. Il n’en reste pas moins que c’est extrêmement représentatif de la situation.

Quand le prix du marché de gros est à 50 euros, on peut penser que c’est formidable et que les énergies renouvelables n’ont plus besoin de subvention puisqu’on n’est pas très loin des prix ressortant aujourd’hui des appels d’offres. Cependant, l’année dernière, le prix du marché de gros était à 35 euros. Qu’en sera-t-il l’année prochaine, le mois prochain et le mois suivant ? Le banquier n’est là que pour faire son travail de prêteur et prendre un risque sur un projet qu’il a analysé. Le rôle de la subvention est de lisser cette volatilité. C’est la seule manière de lever des fonds privés. C’est pourquoi la subvention est requise.

En outre, suivant le type de génération, son niveau peut-être plus ou moins adapté. Au début, en France, la subvention pour le solaire était de 540 euros le MWh. Aujourd’hui, des appels d’offres ressortent à 50 euros. Le prix a considérablement baissé et le soutien a eu l’effet escompté. Grâce à l’investissement mondial, les volumes ont divisé par dix les prix du solaire.

Le soutien est indispensable pour lisser la volatilité. C’est mon premier message en tant qu’expert qui fait du financement et qui travaille tous les jours avec les banquiers.

À ce titre, je me permettrai de faire une suggestion à la commission. Il serait opportun d’entendre les grandes banques françaises dominantes sur le marché mondial du financement de projet sans recours, qu’il s’agisse de BNP Paribas, Société générale ou Calyon. Elles vous fourniront des chiffres très parlants et sur l’activité en France et sur l’activité ailleurs, puisqu’elles sont leaders dans le monde entier. En tant qu’experte juridique, c’est pour moi le juge arbitre. Est-ce qu’on a l’argent pour construire ces projets ? Est-ce que le banquier est prêt à le prêter ? Il serait intéressant que vous entendiez les banquiers à cet égard.

Le deuxième point que je souhaite évoquer concerne la vision. Aujourd’hui le secteur de l’énergie a besoin d’une vision à long terme. C’est vrai pour la défense, c’est vrai pour l’éducation, mais cela l’est aussi pour l’énergie. La vision court-termiste est très destructrice de valeur. Il me semble qu’en France, on a fait des choix de soutien qui n’ont pas été entièrement suivis et mis en œuvre avec les moyens requis et on n’a pas obtenu le résultat que l’on était en droit d’attendre. Cela alimente beaucoup le lobby anti-éolien parce que, dans certains secteurs, les résultats peuvent être décevants, notamment pour l’offshore, notamment au regard de l’appel d’offres de 2012.

Je rappelle aussi que l’appel d’offres de 2004, dans lequel onze projets étaient soumis et un seul a été retenu, n’a pas donné lieu à construction. J’étais conseil des banques à l’époque. Le tarif était de 103 euros le MWh hors coûts publics, hors taxes, hors loyer. Puisqu’à l’époque, il n’y avait pas les mécanismes existant actuellement, on ne savait pas quel serait le niveau du loyer sur le domaine public maritime ni les impôts applicables à ce type de projet. On était donc, all in all, à environ 120 euros le MWh. Ce projet n’a pas pu voir le jour parce qu’à l’époque, le montant était insuffisant.

M. le président Julien Aubert. Quel montant ?

Maître Anne Lapierre. Le montant du tarif aidé accordé à l’époque.

Les appels d’offres 2011-2012 donnent lieu à une renégociation des prix. Quand on regarde les appels d’offres qui sortent aujourd’hui en offshore, on est en droit de se demander pourquoi le France payait un tarif aussi élevé pour ces premiers appels d’offres. Le gouvernement s’en est d’ailleurs ému et a entamé avec les opérateurs du secteur une renégociation qui a abouti.

Quelques éléments factuels qu’il est bon de rappeler.

Pour avoir le prix le plus bas, il faut faire concourir les candidats exclusivement sur le critère du prix. Quand on regarde les appels d’offres 2011-2012, sur les cinq zones d’origine qui avaient été accordées, on constate que le prix représente 40 % des critères retenus. Par conséquent, pour 60 %, l’État français a fait le choix, bien entendu légitime, de solliciter des candidats et d’accompagner le développement d’une filière, autant que le prix, puisque 40 % portaient sur la création d’emplois et d’usines nouvelles en France et 20 % sur le volet environnemental. En comparant les projets qui sortent en Europe du Nord avec les projets qui sortent en France, il faut garder en tête que pour 60 %, en France le prix annoncé ne couvre pas exclusivement le prix du kilowattheure (KWh) et du projet, mais un accompagnement plus global qui avait été sollicité à l’époque par le gouvernement.

Autre élément, le temps coûte, pour deux raisons. Parce que les autorisations ont des temps limités, dix ans s’étant écoulés, il faut redemander des autorisations. L’industrie a considérablement évolué également. L’appel d’offres de 2004 avait abouti à l’installation de machines de 5 mégawatts (MW), comme pour les premiers appels d’offres. Aujourd’hui l’industrie a beaucoup évolué, les machines sont très différentes et les autorisations qui avaient été accordées à l’époque ne leur correspondent plus. Le temps a un coût puisque, si on reste dans le même schéma, la machine qui va être installée sera sinon obsolète, du moins pas aussi performante qu’elle pourrait l’être à investissement égal.

Il me paraît important que le cadre légal et réglementaire soit adapté, qu’il y ait une visibilité à long terme et des engagements fermes, quelle que soit la politique choisie. Je ne milite pas pour le renouvelable ou pour le nucléaire, mais pour ce dernier, ce sera encore plus important. S’il est décidé d’y aller, il faudra trouver des solutions de long terme pour rassurer ne serait-ce que l’État, puisque la poche sera sans doute beaucoup plus profonde, même en cas de dépassement. On peut le voir pour Flamanville et pour les trois réacteurs en cours de construction. On constate le triplement ou le quadruplement des coûts de construction des EPR de nouvelle génération en Chine, en France ou en Finlande, et on a dix ans de retard. On verra si le volume induit une amélioration, s’il est décidé de lancer un programme complémentaire.

La question de la visibilité est fondamentale. Même sur le temps court des énergies renouvelables, « court », c’est vingt ou trente ans. Il est très compliqué, et pour les opérateurs et pour les financiers, de s’engager si des objectifs et des mesures de mise en œuvre ne sont pas clairement fixés. Sans mesures de mise en œuvre et sans moyens, l’objectif n’est pas de nature à satisfaire un investisseur et encore moins un banquier. Il importe d’avoir à l’esprit la visibilité. Ces dix dernières années, le secteur des renouvelables a vécu dans une instabilité chronique qui n’a certainement pas aidé à obtenir d’aussi bons résultats qu’on l’aurait pu. Par exemple, l’intégralité des arrêtés tarifaires de 2001, 2006, 2008, 2010, a été attaquée devant les tribunaux, et un certain nombre de dispositions ne sont pas mises en place.

Enfin, le point qui peut être modifié sans délai pour améliorer le cadre légal et réglementaire concerne la garantie d’origine. Comme le complément de rémunération a été mis en place en remplacement du tarif, manière dont la subvention aujourd’hui s’exerce, le législateur a prévu, à tort me semble-t-il, que le complément de rémunération entraîne le transfert de la garantie d’origine au bénéfice de l’État. Il a annoncé des enchères qui n’ont encore jamais eu lieu, mais je crois comprendre qu’elles seraient prévues pour la rentrée. En conséquence, les entreprises françaises qui ont des programmes d’achat, d’investissement et de consommation d’énergie verte importants et déclarés s’approvisionnent à l’étranger puisque, comme la garantie d’origine suit la subvention et non pas le KWh, une entreprise qui achèterait de l’énergie verte à un parc qui, par ailleurs, bénéficie de compléments de rémunération, ne pourrait pas acter qu’elle consomme de l’énergie verte, puisque la garantie d’origine est partie avec la subvention, de sorte que dans le registre des garanties d’origine, le KWh consommé n’est plus vert.

Donc, aujourd’hui, l’intégralité des grandes entreprises françaises – Aéroports de Paris (ADP), La Poste, Danone, Nestlé, Chanel… -, grosses consommatrices d’énergie, s’est clairement positionnée pour acheter de l’énergie verte directement à des producteurs d’énergie, principalement auprès des pays nordiques. Je tiens à dire que la Commission européenne a reconnu la validité d’un complément de rémunération, que c’est une garantie d’origine, au bénéfice soit du producteur, soit de l’acheteur du KWh vert, et que le France et l’Allemagne sont les deux seuls pays en Europe où cela n’est pas possible. Le « paquet énergie-climat » qui est sur la table de la Commission européenne prévoit que c’est possible, et il est expliqué pourquoi c’est possible dans le texte qui est sur la table depuis plusieurs années. Je pense qu’il serait bien que la France s’ajuste rapidement pour ne pas être le dernier pays en Europe, derrière l’Allemagne, à permettre ce type de mécanisme. Les Hollandais bénéficient aujourd’hui d’un parc offshore sans subvention, pour des raisons très particulières liées à ce parc. Dans la mesure où il existe un autre parc à proximité, les coûts de maintenance et de raccordement sont beaucoup plus faibles. Les Pays-Bas ont fait preuve d’un engagement sans faille, puisque le parc voisin a été construit en 2005. Depuis, le soutien est sans faille, qui est rendu possible par la présence d’un acteur de long terme qui achète et récupère la garantie. Ils ont pu le faire sans subvention. Orsted, l’opérateur, a indiqué que c’était en raison de ces conditions particulières, mais, pour les autres parcs offshore en Europe, les off-takers sont des entreprises privées qui récupèrent la garantie alors que la subvention est versée aux producteurs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pouvez-vous revenir sur la possibilité pour une entreprise française d’acheter directement au producteur ?

Maître Anne Lapierre. Techniquement, il n’y a pas d’impossibilité. Une société peut se sourcer où elle veut et acheter du KWh à un parc éolien ou à un parc solaire. En raison de la volatilité à laquelle je faisais référence, sans complément de rémunération, aucune entreprise n’ira, d’autant qu’on parle d’un positionnement à l’achat sur quinze ans ou sur vingt ans. Cela s’appelle le « corporate PPA » et cela existe partout dans le monde sauf en France et en Allemagne. La subvention est requise pour permettre le lissage et s’assurer que le prix moyen auquel s’engage l’entreprise est acceptable. S’il y a une prise de risque de la part de l’entreprise, il y a une visibilité sur les coûts et un pari fait sur le prix de l’énergie à long terme. Chez nous, ce n’est pas fait, ou seulement à la marge, sur des tout petits volumes, dans le Sud-Est de la France, sur des parcs solaires profitables hors complément de rémunération en raison de l’importance de l’ensoleillement. Mais cela ne peut absolument pas permettre au marché français de se développer conformément aux objectifs que nous avons souscrits. Si l’on veut aider le développement, les opérateurs doivent avoir un acquéreur qui s’engage à un prix fixe à long terme. Le complément de rémunération a mis les acteurs sur le marché. Il lisse et assure un filet qui permet aux banquiers de s’engager. Mais en pratique, en raison de la volatilité, les agrégateurs – un parc de 12 MW ne peut aller seul sur le marché et il contracte avec un agrégateur qui vend et achète des volumes sur le marché – ne sont pas capables de s’engager au-delà de trois ans. Tous les contrats d’agrégation actuels sont des contrats de trois, voire quatre ans. Les agrégateurs sont de grands acteurs. C’est Agregio, l’agrégateur d’EDF, c’est Uniper. Ils ont un bilan et sont capables d’aller sur le marché, mais ils ne prennent pas de risque au-delà de trois ans, faute de visibilité sur le prix du marché.

Nous serions donc plus confortables vis-à-vis du banquier si on pouvait lui dire, par exemple : j’ai le complément de rémunération pour cette quotité-là et La Poste va m’acheter pendant vingt ans mon électricité à tel prix du KWh. J’obtiendrais une baisse importante du coût de financement, parce que je donnerais de la visibilité sur les revenus. La Poste le fera seulement si elle peut dire qu’elle remplit ses obligations RSE et qu’elle achète de l’énergie verte. Pour démontrer qu’on achète et qu’on consomme de l’énergie verte, il faut présenter des garanties d’origine. Pour chaque MWh d’éolien ou de solaire produit, est émise une garantie d’origine. C’est un produit qui se « trade ». On enregistre toute la production verte dans le registre. On sait combien de KWh ou de MWh verts la France a produit. Cela sert aussi aux obligations de reporting de la France au regard de ses objectifs européens, pour savoir où en est notre pourcentage de production renouvelable dans le bouquet global par rapport aux engagements que nous avons souscrits. Cette garantie permet de déterminer si le KWh est vert ou gris. Dès qu’il est dans le tuyau, on ne peut connaître la source d’un électron. Un électron vert est rigoureusement identique à un électron carboné. Pour justifier du caractère vertueux de sa consommation, il faut être capable de démontrer qu’on est propriétaire des garanties d’origine en quantités correspondantes. Cela est contrôlé par un registre. La problématique, c’est que la subvention, donc le complément de rémunération, emporte automatiquement le transfert de la garantie d’origine à l’État. Donc la garantie d’origine devient attachée à la subvention et non au KWh.

M. le président Julien Aubert. La garantie d’origine suit la subvention et non le KWh ?

Maître Anne Lapierre. Pour chaque MWh produit par le parc éolien ou solaire, un certificat de garantie d’origine est émis. La question est de savoir à qui il appartient. En cas de complément de rémunération, la loi dit, d’où la nécessité d’une modification législative, que l’État est propriétaire de ce certificat de garantie d’origine émis par le parc éolien ou solaire, parce que ce parc est déclaré comme bénéficiant du complément de rémunération. L’État n’achète par des KWh, il donne un complément de rémunération en soutien. Le producteur doit vendre sa production sur le marché, ce qu’il fait par le biais d’un agrégateur. Sauf qu’à ce moment-là, il n’a plus la garantie d’origine. Il n’en est pas titulaire puisqu’elle a été émise directement au nom de l’État. Par conséquent, en réalité, le producteur éolien ne vend pas de l’énergie verte, techniquement au regard de nos obligations de reporting, notamment au regard des obligations de responsabilité sociétale des entreprises (RSE). Elles ne peuvent pas l’enregistrer dans leurs propres comptes.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’énergie est produite verte, mais parce que l’État est propriétaire de la garantie d’origine, le producteur ne peut pas faire valoir que c’est une énergie verte parce qu’ils n’ont pas le bon associé ?

Maître Anne Lapierre. Exactement. Ce n’est pas attaché aux KWh.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le KWh est donc passé d’énergie verte à énergie grise uniquement parce que le certificat qui va avec a été perdu, lequel reste aux mains de l’État, qui ne le valorise pas ?

Maître Anne Lapierre. Les opérateurs se sont plaints de cette situation, puisque cela n’a jamais été valorisé. Avant, cela s’appelait certificat vert, maintenant cela s’appelle garantie d’origine, mais c’est la même chose. Depuis 2000, cela n’a jamais été valorisé par l’État, ou plutôt par EDF, à l’époque propriétaire de tous les certificats verts émis dans le cadre du prix d’achat, puisqu’ils payaient non seulement un KWh mais aussi un tarif avec une subvention. Tout est transféré, à savoir le KWh et les « droits attachés ».

C’est aujourd’hui un marché distinct. Une grosse majorité des garanties d’origine vertes qui circulent ou qui sont attribuées à de la consommation verte en France sont des garanties d’origine qui ont été achetées sur les marchés et produites par les barrages hydrauliques des pays nordiques, parce qu’on a décorrélé le KWh de la garantie. Ce n’est pas forcément un mal, sauf que la France est le seul pays où, si on bénéficie d’une subvention, on ne peut pas conserver sa garantie d’origine ou l’attribuer directement à son acheteur. Ce serait l’idéal car les producteurs éoliens n’ont pas besoin d’être propriétaires de la garantie d’origine. On pourrait les faire remettre directement au consommateur, donc à La Poste, par exemple.

Mais aujourd’hui, ce n’est pas possible. Le renouvelable est sur le marché, conformément à la loi. Ce marché sait trouver des acheteurs de KWh gris à trois ans et, tous les trois ans, il faut de nouveau trouver une solution de sortie sans prix garanti. Ce serait beaucoup mieux si l’on avait une vision financière à long terme par un prix garanti pour des entreprises qui achèteraient au long cours, à un prix fixe indexé et pourraient justifier ce qu’elles consomment. C’est très important pour les opérateurs français. Aujourd’hui, l’opérateur français qui veut agir en conformité avec la responsabilité sociale des entreprises est dans une démarche beaucoup plus verte que ne le demande la loi. Il veut pouvoir dire qu’il consomme la production du parc éolien qui est à côté de son usine. Or il ne peut pas le faire aujourd’hui. Pour remplir ses obligations, il achète des garanties d’origine sur les marchés ou directement des certificats de KWh verts fournis par des gens qui ne vendent que de l’électricité verte mais qui, sauf pour un ou deux d’entre eux, les plus petits, se sourcent de cette façon sur les marchés de garanties d’origine.

Il y a un petit sujet qui me paraît facile à régler. Aujourd’hui, dans mon cabinet, nous faisons des contrats « corporate PPA » de long terme avec de la subvention en Angleterre, dans les pays nordiques, en Espagne, au Portugal et aux Pays-Bas, mais je ne peux pas en faire chez moi. La semaine dernière, j’ai eu le plaisir d’animer au Sénat une formation sur les « corporate PPA » à laquelle participaient 200 grands acheteurs français de la grande distribution très consommatrice d’électricité, comme Auchan, Métro, Picard – les grands producteurs d’acier ne sont pas les seuls gros consommateurs d’énergie L’intégralité de ces entreprises souhaite savoir comment acheter de l’énergie verte directement auprès des opérateurs, notamment à des unités de production proches de leur lieu d’implantation. C’est important non seulement économiquement mais aussi dans le cadre de leur démarche très valorisée par leurs propres employés. Cela contribue à l’engagement de la population locale, mais aussi des salariés du groupe qui sont fiers de savoir qu’ils consomment du KWh de telle ou telle unité de production voisine.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Aujourd’hui, les entreprises sont-elles obligées de justifier qu’elles achètent un pourcentage d’énergie verte ?

Maître Anne Lapierre. Pas du tout ! C’est un choix.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Mais un choix qui les valorise en termes de communication et d’image.

Maître Anne Lapierre. Tout à fait ! Vous êtes au fait de l’initiative RE100 regroupant environ 150 entreprises qui se sont engagées à consommer 100 % d’énergie verte. Tel est l’objectif.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il suffirait, par un biais législatif, de permettre qu’une énergie verte soit bien valorisée comme étant verte.

Maître Anne Lapierre. La direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) était réticente à ce sujet parce qu’à l’origine, elle craignait que ce soit perçu comme une double rémunération : complément de rémunération, plus garantie d’origine valorisée sur le marché. Ce n’était pas du tout la demande des opérateurs. À l’époque, ils avaient exprimé le besoin de la garantie d’origine pour permettre à leurs clients d’acheter leur énergie. Et s’il y avait eu une valorisation de cette garantie d’origine, on aurait pu imaginer un mécanisme de versement des profits éventuellement réalisés au titre de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) afin d’en minorer le montant. Cette crainte a justifié la position d’origine. La situation actuelle résulte uniquement du schéma voté et construit puisque, entre-temps, comme je l’indiquais au début, la Commission européenne, dans le paquet énergie-climat qui est sur la table, a clairement précisé qu’elle considérerait que la garantie d’origine n’était pas une subvention complémentaire à une subvention existante et qu’elle créerait une rente indue si elle était laissée au bénéfice du producteur, en plus de l’aide qu’elle aurait par ailleurs validée dans le cadre des procédures européennes.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les deux sont complètement différentes. La valeur énergie et la valeur de ce bon vert. Les deux ont des vies économiques séparées ?

Maître Anne Lapierre. Oui !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’un a une valeur de « médaille verte » et, de l’autre côté, c’est de l’énergie. Les deux ne sont pas liées. L’énergie verte et la « médaille verte » vivent chacun dans son coin leur vie économique.

Maître Anne Lapierre. Elles le peuvent ou elles ne le peuvent pas. Je vous parle de la valeur de marché. Il y a aujourd’hui un marché des garanties d’origine. Ce n’est pas énorme mais cela suit le modèle de l’offre et de la demande. La garantie d’origine a bien une valeur et on peut légitimement penser qu’elle en aura de plus en plus. Aujourd’hui, elle ne vaut pas grand-chose. Comme nous sommes dans des schémas d’investissement à quinze ou vingt ans, on pouvait peut-être craindre que dans dix ans, cela vaudrait tellement cher que ce serait indu. L’objectif des opérateurs et des entreprises françaises n’est pas de s’approprier une valeur, s’il devait y en avoir une, mais de vendre et acheter de l’énergie verte. Des mécanismes comme celui que je proposais peuvent être utilisés. On avait demandé à EDF de s’occuper de l’obligation d’achat, ce qu’il a fait pendant dix ans. Il était rémunéré pour le coût de gestion de cette obligation d’achat et le reste était payé par la contribution au service public de l’électricité (CSPE). On peut imaginer de nommer un opérateur pour se faire, lequel serait indemnisé pour son travail sur le marché et reverserait 100 % du reste, sans profit, à la CSPE.

Cela a une valeur, parce que l’objectif des acteurs et des entreprises est de pouvoir dire qu’ils achètent de l’énergie verte. Cette valeur est sans doute représentée dans le prix de long terme que l’acheteur est prêt à payer, qui n’est pas le prix de marché. C’est pourquoi la rémunération est nécessaire. Cela dépend aussi de votre vision du prix de marché sur vingt ans.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Comme on ne peut pas flécher l’énergie parce qu’on consomme juste un volume, on va demander aux producteurs d’énergie nouvelle de générer un équivalent vert, et on achètera la plus-value équivalent vert à part.

M. le président Julien Aubert. On achète de l’électricité à l’étranger.

Maître Anne Lapierre. Les acteurs n’achètent pas forcément l’électricité à l’étranger, ils achètent surtout les garanties d’origine. Si je m’engage à consommer 30 % d’énergie verte, soit j’achète à des opérateurs étrangers de l’énergie et des garanties d’origine à hauteur de 30 % de ma consommation, soit j’achète à mon fournisseur habituel 100 % de ma consommation et 30 % de garanties d’origine sur le marché, ce qui a un coût.

M. le président Julien Aubert. Dans ces conditions, l’étranger ne vous vend pas de l’électricité mais uniquement la garantie d’origine ?

Maître Anne Lapierre. Il peut faire les deux, mais il peut ne vendre que de la garantie d’origine. C’est ainsi que s’approvisionne la majorité de ceux qui vendent de l’énergie verte aujourd’hui, à commencer par les grands opérateurs.

M. le président Julien Aubert. Vous me faites peur. Imaginons que je veuille acheter du jambon de qualité produit à Bayonne. Des gens disent qu’ils achètent du jambon à Bayonne, mais comme on refuse de leur dire qu’il est de Bayonne, ils demandent à des producteurs de jambon d’Aoste de leur vendre la marque Aoste. Je peux donc consommer du jambon de Bayonne sans savoir qu’il vient d’Aoste puisqu’il a le label de qualité. Il y a donc des gens qui vendent du jambon d’Aoste et qui, à côté, vendent leur marque d’Aoste.

Maître Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Rassurez-vous, il n’y a que du jambon de Bayonne. Cela s’appelle de l’électron. Il n’y a qu’un type d’électricité. Dès lors, comment connaître la source ?

M. le président Julien Aubert. Comment puis-je vendre une garantie d’origine sur une électricité que je n’ai pas vendue ?

Maître Anne Lapierre. Si, vous l’avez vendue !

M. le président Julien Aubert. Si je suis un producteur italien d’énergie verte et si un Français souhaite m’acheter des garanties d’origine sans que je lui aie vendu d’électricité, je peux lui vendre des garanties d’origine qui reflètent le fait qu’il a acheté de l’électricité verte à un opérateur français. Qu’est-ce que je lui vends ? Cette électricité ne vient pas de chez moi.

Maître Anne Lapierre. C’est pourquoi je trouverais tout à fait légitime que les entreprises françaises puissent acheter leur électron accompagné de sa garantie d’origine auprès du parc éolien ou solaire implanté à côté de chez eux. Dès lors, tout serait du jambon de Bayonne !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il n’y a qu’une seule qualité de jambon-électron, mais cela s’apparenterait plutôt à l’idée du bien-être animal. Certains diront qu’ils valorisent à part un type d’électricité. Certains vont vendre de l’énergie verte sur le marché de l’énergie grise sans le valoriser et garder à part ce qui était attaché à leur énergie verte pour le valoriser peut-être à des coûts plus intéressants.

Maître Anne Lapierre. Ou peut-être pas !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ils ont donc intérêt à vendre leur énergie sur le marché de l’énergie grise quand celui-ci est plus intéressant et de garder les bons verts pour les vendre sur ce marché-là quand il est plus intéressant, plutôt que de garder les deux corrélés.

Maître Anne Lapierre. C’est vrai, mais c’est le genre de pari que vous pouvez prendre quand vous n’avez plus de banquier et que vous avez amorti votre projet à 100 %. Vous pouvez alors faire des arbitrages sur le marché spot.

C’est le système mis en place au niveau européen, comme tous les certificats.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. S’ils ont intérêt à le vendre à part, ils vont perdre la garantie verte sur une partie. Il n’y a pas plus de bons verts que d’énergie verte produite. Les deux volumes sont…

Maître Anne Lapierre. …Identiques !