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 III

1. 1. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier David, chef du service du climat et de l’efficacité énergétique à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), de M. Alexandre Dozières, chef du bureau des économies d’énergies et de la chaleur renouvelable et de Mme Nolwenn Briand, responsable du Pôle national des certificats d’économies d’énergie (PNCEE) (21 mai 2019)
2. 2. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Dauger, co-président de France gaz renouvelable, et de M. Jean Lemaistre, secrétaire général (21 mai 2019)
3. 3. Audition, ouverte à la presse, de M. Gilles Vermot Desroches, directeur du développement durable de Schneider Electric, accompagné de Mme Aurélie Jardin, directeur des affaires publiques et partenariats (28 mai 2019)
4. 4. Audition, ouverte à la presse, de M. Vincent Balès, directeur général de Wpd offshore France, de M. Brice Cousin, directeur du développement, et de Mme Alison Aguilé, responsable communication et affaires publiques (28 mai 2019)
5. 5. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrick Corbin, président de l’Association française du gaz, et de M. Grégoire du Guerny, responsable affaires publiques ; et de M. Bernard Aulagne, président de l’association Coenove (4 juin 2019)
6. 6. Audition, ouverte à la presse, de M. Jérôme Pécresse, président-directeur général de General Electric Renewable Energy (4 juin 2019)
7. 7. Audition, ouverte à la presse, de M. François Kalaydjian, directeur « Économie et veille » à l’IFP Énergies nouvelles et de M. Jean-Christophe Viguié, responsable des programmes au centre de résultats « Procédés » (6 juin 2019)
8. 8. Audition, ouverte à la presse, de M. Etienne Gaudin, directeur développement et mobilités en charge de Wattway, de M. Emmanuel Rollin, directeur juridique de Colas, de M. Serge Kehyayan, directeur du développement public, de Mme Caroline Millan, chargée de mission relations publiques, et de Mme Maeva Malbrancke, juriste à la direction juridique de Colas (6 juin 2019)
9. 9. Audition, ouverte à la presse, de M. Yves Lederer, président du Groupe Coriance, sur la cogénération, accompagné de M. Geoffroy Missy, energy manager (opérateur en énergie) (6 juin 2019)
10. 10. Audition, ouverte à la presse, de M. Ludovic Grangeon, collectif Allier Citoyen, et de M. Jean-Pierre Riou, éditorialiste en matière de questions énergétiques (6 juin 2019)
11. 11. Audition, ouverte à la presse, de M. Jacques Regad, directeur régional adjoint de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) de Nouvelle Aquitaine (11 juin 2019)
12. 12. Audition, ouverte à la presse, de M. Hervé Novelli, maire de Richelieu, de M. Jean-Luc Dupont, président de la communauté de communes Chinon, Vienne et Loire et président d’Enercentre Val-de-Loire, de Mme Julie Leduc, rédactrice de la demande de moratoire « Collectif pour une transition énergétique profitable à nos territoires », et de M. Frédéric Bouvier, porte-parole du collectif « Agir pour le développement durable et économique : la préservation de nos territoires ruraux ! » (11 juin 2019)
13. 13. Audition, ouverte à la presse, de Mme Michèle Rousseau, présidente-directrice générale du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), de M. Philippe Rocher et de M. Patrick d’Hugues, sur la géothermie et les métaux et terres rares nécessaires à la transition énergétique (18 juin 2019)
14. 14. Audition, ouverte à la presse, de MM. Jean-François Petit et Sébastien Dubois, directeurs généraux de RES France, et de M. Pascal Craplet, directeur des affaires publiques (18 juin 2019)
15. 15. Audition, ouverte à la presse, de M. Daniel Chateigner, professeur des Universités, et de Mme Liliane Reveillac, membres du Collectif scientifique national méthanisation raisonnée (CSNM), de MM. Freddy Garcia, Sebastien Almagro et Mme Anne Danjou, membres du Collectif national vigilance méthanisation (CNVM) (20 juin 2019)
16. 16. Audition, ouverte à la presse, de MM. Olivier Becquet, Julien Trehorel et Sylvain Gallais, artisans pêcheurs, de M. Philippe Gendreau, entrepreneur en conserverie, et de Maître Morvan Le Berre, avocat (20 juin 2019)
17. 17. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Marie Virely, enseignant chercheur à l’ENS Cachan, membre de l’association Morvent en colère, de M. François Falconnet, secrétaire, accompagnés de M. Adrien Normier, pilote de ligne ; de M. Daniel Steinbach, président de Vent de Colère ! Fédération nationale ; de M. Patrice Lucchini, président de l’association Vent Mauvais ; de MM. Bruno Ladsous et Jacques Biau, membres du co-secrétariat du collectif Toutes Nos Energies – Occitanie Environnement ; et de M. Jean Loup Reverier, membre du bureau de l’association pour La Défense Des Marais de l’Estuaire (DDME) (20 juin 2019)
18. 18. Audition, ouverte à la presse, de M. Pascal Poncet, maire de Saint-Just-en-Chevalet (Loire) (20 juin 2019)
19. 19. Audition, ouverte à la presse, de M. Luc Fontaine, de l’association des Hébergeurs touristiques de l’Indre, de M. Vincent Guichard, du Grand Site de France Bibracte Mont-Beuvray et de Mme Lydiane Estève, chargée de mission du Réseau des Grands Sites de France ; de M. Julien Lacaze, vice-président de l’association Sites & Monuments et de maître Francis Monamy, avocat à la Cour et conseil de l’association pour les dossiers éoliens. (20 juin 2019)
20. 20. Audition, ouverte à la presse, de M. François-Marie Bréon, chercheur au Laboratoire des Sciences du climat et de l’environnement de l’Institut Pierre-Simon Laplace (2 juillet 2019)
21. 21. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrice Geoffron, professeur d’économie à l’Université Paris-Dauphine (2 juillet 2019)
22. 22. Audition, ouverte à la presse, de M. Benoît Leguet, directeur général de l’institut de l’économie pour le climat (I4CE), de M. Hadrien Hainaut, chef de projet finances, investissement et climat, et de M. Sébastien Postic, chef de projet industrie, énergie et climat (9 juillet 2019)
23. 23. Audition, ouverte à la presse, de M. Yves Marignac, porte-parole de l’association negaWatt, et de M. Jean-Pierre Pervès, membre de l’association Sauvons le climat (9 juillet 2019)
24. 24. Audition, ouverte à la presse, des représentants de la Caisse des dépôts et consignations : M. Antoine Troesch, directeur des investissements de la Banque des territoires, M. Emmanuel Legrand, directeur des investissements « transition énergétique et écologique » de la Banque des territoires, et M. Phlippe Blanchot, directeur des relations institutionnelles (11 juillet 2019)
25. 25. Audition, ouverte à la presse de M. Fabien Bouglé, lanceur d’alerte, porte-parole du collectif « Touche pas à nos îles » (11 juillet 2019).
26. 26. Audition de M. Albert Allo, directeur-adjoint du service de traitement du renseignement et action contre les circuits financiers clandestins (TRACFIN) (11 juillet 2019)
27. 27. Audition de M. Roy Mahfouz, président fondateur de H2AIR et de Mme Émilie Thérouin, responsable communication (11 juillet 2019)
28. 28. Audition, ouverte à la presse, de M. Julien Chardon, président d’Ilek (16 juillet 2019)
29. 29. Audition de M. Antoine Chapon, directeur adjoint de l’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) (16 juillet 2019)
30. 30. Audition, ouverte à la presse, de Mme Laurence Raineau, maître de conférences au département de sociologie de l’Université de Paris 1 Panthéon-Sorbonne, chercheuse au centre d’études des techniques, des connaissances et des pratiques (CETCOPRA), et de Mme Laure Dobigny, docteure en sociologie, collaboratrice de recherche CETCOPRA, Université Paris 1 Panthéon Sorbonne (17 juillet 2019)
31. 31. Audition, ouverte à la presse, de M. Pierre Soler-My, président de Carbonex et de Mme Annette Soler-My, responsable des relations publiques (17 juillet 2019)
32. 32. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Christophe Allo, responsable du département commercial de Sabella (17 juillet 2019)
33. 33. Audition, ouverte à la presse, de M. André Merlin, fondateur et ancien président de Réseau de transport d’électricité (RTE), et de M. Henri Granger, ancien directeur de RTE pour la région Rhône-Alpes-Auvergne (17 juillet 2019)
34. 34. Audition, ouverte à la presse, de Mme Aurélie Niaudet, adjointe au chef d’unité d’évaluation des risques liés aux agents physiques de l’Agence Nationale de Sécurité Sanitaire (ANSES), de Mme Sarah Aubertie, chargée des relations institutionnelles, et de M. Didier Potiron et Mme Murielle Potiron, exploitants agricoles (17 juillet 2019)
35. 35. Audition, ouverte à la presse, de Mme Florence Lambert, directrice du CEA/Liten, accompagnée de M. Jean-Pierre Vigouroux, chef du service des affaires publiques au CEA (17 juillet 2019)
36. 36. Audition, ouverte à la presse, de M. Nicolas Wolff, vice-président et directeur général Europe de Boralex, de M. Éric Bonnaffoux, directeur général délégué développement et de M. Lucas Robin-Chevallier, responsable des affaires publiques Europe (23 juillet 2019)
37. 37. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Godin, vice-président d’Enerplan, en charge du solaire thermique, et président de l’entreprise Solisart, et de M. David Gréau, responsable du bureau parisien et des relations institutionnelles d’Enerplan (24 juillet 2019)
38. 38. Audition, ouverte à la presse, de Mme Anne-Lise Deloron Rocard, directrice-adjointe et de Mme Marie Gracia, chargée de mission de Plan Bâtiment Durable (24 juillet 2019)
39. 39. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Jacques Hilmoine, ancien président d’EPCI, Mme Chantal Perdrillat-Rémond, conseillère municipale, Mme Stéphanie Daboval, adjointe au maire de Fruges dans le département du Pas-de-Calais, Mme Béatrice Santais, ancienne députée de Savoie, maire de Montmélian, accompagnée de Mme Pascale Troncy, directrice générale des services, et M. Jean-Marie Blondelle, maire de Guyencourt-Saulcourt et premier vice-président de la communauté de communes de la Haute-Somme (24 juillet 2019)
40. 40. Audition, ouverte à la presse, de M. Sébastien Schwenen, professeur assistant au Centre sur les marchés de l’énergie de l’Université de Munich (25 juillet 2019)
41. 41. Audition, ouverte à la presse, de Mme Chloé Le Coq, professeur associé Stockholm School of Economics (25 juillet 2019)
42. 42. Audition, ouverte à la presse, de M. Jorge Vasconcelos, docteur en ingénierie électrique, président de NEWES (New Energy Solutions), membre du conseil d’administration de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) (25 juillet 2019)
43. 43. Audition, ouverte à la presse, de Mme Carole Mathieu, responsable des Politiques européennes de l’énergie et du climat, Centre énergie, à l’Institut français des relations internationales (IFRI) ; et M. Jan Horst Keppler, économiste principal à l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) (25 juillet 2019)

1. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier David, chef du service du climat et de l’efficacité énergétique à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), de M. Alexandre Dozières, chef du bureau des économies d’énergies et de la chaleur renouvelable et de Mme Nolwenn Briand, responsable du Pôle national des certificats d’économies d’énergie (PNCEE) (21 mai 2019)

L’audition débute à dix-sept heures.

M. Vincent Thiébaut, président. J’ai l’honneur de présider aujourd’hui cette commission, compte tenu de l’absence excusée de notre président, Julien Aubert.

Nous accueillons, pour notre première audition, les représentants du service du climat et de l’efficacité énergétique de la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). Sont présents Olivier David, chef du service, Alexandre Dosière, chef du bureau des économies d’énergie et de la chaleur renouvelable, et Mme Nolwenn Briand, responsable du pôle national des certificats d’économies d’énergie (PNCEE). Madame, messieurs, vous avez pour responsabilité administrative de mettre en œuvre le dispositif des certificats d’économie d’énergie (CEE), le pôle national délivrant les CEE aux acteurs obligés après la réalisation des travaux et procédant à des contrôles a posteriori. Le dispositif des CEE a pour objectifs de réduire les consommations d’énergie et d’aider les ménages modestes à s’inscrire dans cette démarche. Pour la période en cours 2018-2020, la quatrième du dispositif, l’obligation globale d’économie d’énergie est fixée à 1 600 térawattheures (TWh) cumulés et actualisés (CUMAC), dont 400 TWh cumac au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique. L’obligation triennale globale a donc augmenté de presque 90 % par rapport à la précédente période triennale.

Le scénario de l’Agence de l’environnement de la maîtrise de l’énergie (ADEME) à la base du fort relèvement de l’obligation globale est-il compatible avec le gisement d’artisans certifiés aptes à réaliser des travaux ?

Quelle est votre appréciation de la certification Reconnu garant de l’environnement (RGE) dont la Commission de régulation de l’énergie (CRE) recommande une évaluation ?

Lors de nos auditions, la dématérialisation des procédures a été présentée comme un moyen de renforcer sensiblement l’efficacité du dispositif. Qu’en pensez-vous ?

Qu’en est-il également des contrôles techniques réalisés a posteriori par le PNCEE ? Qu’en est-il des contrôles sur site ? Je précise que nous avons pu auditionner un certain nombre d’acteurs qui se sont plaints du manque de contrôle.

La CRE lie la montée des prix sur le marché des CEE à la difficulté pour les acteurs de mettre en adéquation leur capacité à réaliser des opérations d’économie d’énergie éligibles avec le rythme qu’exigerait le haut niveau d’obligation retenu pour la 4e période, dont elle suggère d’allonger la durée. Qu’en pensez-vous ?

Nous allons vous écouter pour un exposé liminaire de 15 minutes. Puis les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour, en commençant par notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert. Mais juste avant, 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. Veuillez la main droite et dire « Je le jure ».

(Mme Briand et MM. David et Dozières prêtent successivement serment.)

M. Olivier David, chef du service climat et efficacité énergétique du Pôle national des économies d’énergie. La France a fixé des objectifs d’efficacité énergétique très ambitieux, puisqu’ils visent à diminuer de 20 % la consommation énergétique finale d’ici 2030 et à la diviser par 2 d’ici 2050. Les CEE constituent notre outil majeur pour les atteindre. Cet outil est à la fois performant, incitatif, particulièrement redistributif, mais également transparent. Je ne vais pas détailler le dispositif des CEE, qui a déjà fait l’objet de plusieurs auditions de votre commission, mais vous indiquer la façon dont la DGEC le perçoit.

Pour nous, le CEE est particulièrement performant, parce qu’il fixe un objectif de résultat aux vendeurs d’énergie. En l’occurrence, ceux-ci doivent réaliser 1 600 TWh cumac d’économies d’énergie sur une période de 3 ans, répartis entre eux au prorata de l’énergie vendue. Il ne s’agit pas d’un objectif de moyen, mais de résultat. Les économies d’énergie attendues peuvent être réalisées dans l’ensemble des secteurs : bâtiment, transports, industrie, agriculture. Cet objectif n’est pas a priori affecté à tel ou tel secteur.

Pour vous donner un ordre d’idée, 100 TWh représentent l’effacement de la consommation résidentielle d’un million d’habitants pendant quinze ans. En pratique, 70 % de ces économies se font dans le bâtiment résidentiel et se traduisent directement par une baisse de la facture énergétique des ménages. En 2018, par exemple, 400 000 travaux d’isolation ont été réalisés grâce aux CEE, de même que 110 000 changements de chaudière. Par ailleurs, 18 % des économies sont réalisées dans l’industrie. À ce titre, les CEE sont aussi un dispositif de compétitivité économique de notre industrie, puisqu’ils permettent d’effectuer des travaux d’efficacité énergétique. Enfin, 5 % sont réalisés dans le transport, notamment pour développer la mobilité propre. Cette part est encore modeste, mais elle est en augmentation. Le covoiturage a ainsi pu être développé grâce aux CEE. BlaBlaCar, par exemple, a bénéficié d’un programme CEE.

L’efficacité économique est consubstantielle à l’objectif de résultat des CEE, puisque les vendeurs d’énergie sont amenés à réaliser les économies d’énergie là où elles sont les plus importantes possible pour un coût le plus faible possible. On estime que la valeur de l’incitation reçue par le consommateur est très inférieure au prix de l’énergie économisée. Ainsi, 5 euros permettent d’économiser 1 MWh sur la période de l’opération, soit un facteur 10 à 20 par rapport au prix de l’énergie économisée. Ce dispositif a donc un effet de levier particulièrement important pour les économies d’énergie.

Par ailleurs, il est incitatif par nature : le vendeur d’énergie qui doit obtenir des CEE doit avoir un rôle actif et incitatif, contrairement au crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE) dans lequel on effectue des travaux avant de demander une aide. C’est bien le CEE qui doit être déclencheur de l’opération d’économie énergie.

C’est ce qu’on appelle le rôle actif et incitatif du vendeur d’énergie.

Je le disais, ce dispositif est aussi particulièrement redistributif : 52 % des opérations sont réalisées dans le bâtiment résidentiel occupé par des ménages précaires. Il s’agit donc d’un dispositif de solidarité nationale entre les consommateurs d’énergie, puisqu’il est payé par tous les consommateurs d’énergie et bénéficie à 52 % aux ménages précaires.

Enfin, le dispositif est transparent. La DGEC publie tous les mois l’ensemble des données relatives aux opérations effectuées ainsi qu’au dépôt et à l’attribution de CEE. Elle publie aussi le prix moyen des CEE échangés sur le marché, ainsi que le prix spot sur le marché des CEE.

Après une phase de croissance et de montée en puissance, nous avons atteint un rythme de croisière dans la 4e période, avec cet objectif de 1 600 TWh CUMAC.

Je voudrais juste insister sur deux évolutions récentes. Tout d’abord, les programmes. Ils permettent d’impulser des économies d’énergie là où elles ne sont pas directement quantifiables, mais aussi de produire des CEE à un prix régulé de 5 euros par MWh en moyenne. Plusieurs exemples peuvent être cités : le programme porté par la Coopération maritime pour réduire la consommation d’énergie de 8 000 bateaux de pêche ; le programme porté par la Mutualité sociale agricole (MSA) qui permet l’autorénovation des bâtiments des agriculteurs ; le programme porté par la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) qui permet d’accompagner les collectivités dans la rénovation de leurs bâtiments publics ; les programmes pour l’accompagnement des syndicats copropriétaire, des syndics, des notaires, des acteurs bancaires ou encore les petits commerces et les conducteurs du secteur du transport de froid. Certains programmes sont en outre particulièrement orientés vers la précarité, comme le programme de la Fondation Abbé Pierre pour accompagner les publics précaires dans les travaux d’économie énergie.

Ensuite, les « coups de pouce » sur l’isolation et sur le chauffage, qui ont parfois fait l’objet de critiques. Cette évolution est née de plusieurs constats. D’une part, outre les dispositifs d’aide pour permettre des économies d’énergie, seul compte le reste à charge du point de vue du consommateur. Certes, les travaux d’isolation par exemple permettent d’économiser de l’argent sur la durée de vie de l’opération. Mais ce n’est pas toujours cela qui intéresse le ménage, qui regarde plutôt le reste à charge au moment où il investit. L’objectif consiste donc à le diminuer très fortement, notamment pour les publics précaires. D’autre part, les acteurs des CEE étant parfois des intégrateurs des aides, qu’il s’agisse du CITE, des CEE ou des aides de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH), il faudrait qu’ils puissent proposer un package des aides aux ménages, c’est-à-dire un dispositif complet allant jusqu’à un accompagnement pour réaliser les travaux. Enfin, il s’agit aussi de bonifier un certain nombre d’actions en fonction de l’économie de CO2 réalisée. Nous avons lancé deux grandes actions : un coup de pouce pour l’isolation des combles et des planchers et un coup de pouce pour le changement de chaudière. Ce dispositif fonctionne particulièrement bien. Il est en phase de montée en puissance, avec un objectif de 600 000 changements de chaudières et d’isolement de 500 000 combles et 100 000 planchers en deux ans. Nous devrions atteindre voire dépasser cet objectif. En avril, nous avons engagé 23 000 travaux d’isolation et 16 000 changements de chaudière.

Vous nous interrogez sur le coût des CEE. La DGEC publie chaque mois le prix moyen d’achat des CEE. En 2018, le prix moyen d’échange s’est établi à 5,4 euros par MGw Cumac. Il est en augmentation et a ainsi atteint 6,6 euros par MWh CUMAC entre octobre 2018 et mars 2019.

Il s’agit du prix d’échange des CEE sur le marché, mais la plupart des obligés produisent des CEE par eux-mêmes. Prenons l’objectif de 533 TWh CUMAC pour 2019 : 200 TWh pourraient être acquis sur le marché entre 6 et 7 euros par MWh, auxquels s’ajouteraient 55 TWh de programmes à 5 euros, et le reste pourrait être produit en interne à des coûts que l’on peut estimer autour de 6 euros par MWh. Soit un coût estimé entre 3 et 3,5 milliards d’euros sur l’année 2019. Pour le consommateur, le dispositif coûte de l’ordre de 3 % de la facture. Pour un plein de 30 litres de gazole à 1,6 euro le litre, soit 48 euros, par exemple, les CEE représentent 1,28 euro, soit 2,6 % du prix du plein. Le dispositif coûte donc certes 3 % de la facture des ménages, mais il est intégralement reversé pour les économies d’énergie. Cela signifie qu’il coûte aux ménages, mais qu’il leur permet d’effectuer des travaux d’économie d’énergie grâce au phénomène de solidarité qui lui permet de bénéficier majoritairement aux ménages modestes.

Vous m’avez également interrogé sur les contrôles. Ils sont effectués par le PNCEE. Cette cellule de 21 personnes au sein de la DGEC a été renforcée pour faire face à la quatrième période. Notre politique de contrôle est ciblée en fonction du volume déposé par les acteurs, de l’historique des contrôles, des informations échangées avec les autres administrations et des retours du terrain – car des particuliers peuvent nous écrire pour nous signaler des problèmes.

Depuis 2015, nous avons lancé 400 contrôles, 52 sanctions ont été prononcées avec une annulation cumulée de 1,3 TWh CUMAC de CEE et des sanctions pécuniaires de 12 millions d’euros. On parle beaucoup du coût de ces contrôles et de ces sanctions de ces contrôles, mais ils représentent de l’ordre d’un millième des CEE accordés.

Nous renforcerons les contrôles en 2019, notamment sur les coups de pouce isolation et chauffage. Outre les contrôles sur pièces qui existaient jusqu’à présent, nous mettrons en œuvre des contrôles sur site pour lesquels nous consacrerons un million d’euros. Nous enverrons sur place des bureaux de contrôle mandatés par le PNCEE.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour vos propos liminaires. Pouvez-vous nous réexpliquer si seul le PNCEE s’occupe de l’ensemble des missions afférentes aux CEE, ou si une partie de ces missions sont gérées par la DGEC ? Comment les rôles sont-ils répartis ?

M. Olivier David. Le PNCEE est un service de la DGEC, au sein de laquelle le service climat et efficacité énergétique a en charge la définition et la mise en œuvre de la politique sur le climat, l’efficacité énergétique et les véhicules, avec 2 parties : le bureau économies d’énergie et chaleur renouvelable qui définit la doctrine des CEE, la réglementation, les fiches et la politique en matière d’économies d’énergie ; le PNCEE qui gère opérationnellement le dispositif en délivrant les CEE et en contrôlant les opérations qui donnent lieu à la délivrance de CEE. Le PNCEE est donc un service de la DGEC.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le PNCEE s’occupe donc exclusivement du contrôle ?

M. Olivier David. Il est en charge de la délivrance des CEE et du contrôle.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Combien de personnes travaillent en équivalent temps plein par an du côté de la doctrine CEE et des fiches politiques ?

M. Olivier David. Le travail sur le dispositif des CEE dépasse largement la DGEC. Au sein de cette dernière, cinq personnes travaillent sur le dispositif des CEE. Nous nous appuyons également sur l’ADEME, qui est très impliquée dans le dispositif des CEE et nous apporte une expertise technique très précieuse, par exemple sur la définition des opérations ou sur un centre de travaux d’instruction et d’animation des programmes. Par ailleurs, dans la mesure où les CEE concernent l’ensemble des secteurs, un grand nombre de directions du ministère sont impliquées : la direction en charge du logement et du bâtiment pour les sujets bâtiment, la direction en charge du transport et des mobilités pour les sujets de transport.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je souhaitais me rendre compte du volume de personnes qui travaillent très concrètement sur ce dispositif lourd. En l’occurrence, considérez-vous que vos moyens en personnel soient suffisants pour travailler de manière satisfaisante ?

M. Olivier David. Nous poursuivons un objectif d’utilisation au mieux des moyens. Dans la phase de montée en puissance, nous avons renforcé le PNCEE qui est passé de 16 personnes en début de période à 21 pour faire face à la quatrième période. Le bureau économies d’énergie et chaleur renouvelable a également fait l’objet de créations de postes et disposera prochainement d’un nouveau poste CEE. Un renforcement plus poussé ne nous ferait pas de mal ! Mais l’objectif consiste aussi à utiliser au mieux l’ensemble de l’écosystème, raison pour laquelle nous nous appuyons sur l’Ademe et nous travaillons avec l’Anah et l’ensemble des acteurs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le volume des CEE a augmenté. Nous imaginons bien que cela ne doit pas être complètement proportionnel, puisqu’une part du travail reste rationnelle et en charge de base. Mais avec un volume largement supérieur, vos effectifs auraient pu connaître une progression plus importante qu’elle n’a été. On peut imaginer que cela peut être source de complication pour la gestion des sujets. L’une des critiques formulées par les acteurs porte sur l’évaluation des dispositifs programmes, qui sont plutôt sur une grosse maille du fait du volume concret de capacités à gérer un nombre très important de projets. Cela peut-il constituer un frein ?

M. Olivier David. À l’heure actuelle, ce n’est pas un frein. Le délai moyen de délivrance d’un CEE par le Pôle est de l’ordre de 45 jours. C’est un délai très raisonnable pour un dispositif d’une durée de trois ans. Il est vrai qu’il y a une multiplication des programmes. Nous suivons l’ensemble de ces programmes, mais comme je vous l’ai dit, nous nous appuyons aussi sur l’ensemble des services du ministère. Pour les programmes bâtiment, par exemple, nous nous appuyons sur la direction en charge de l’habitat, de l’urbanisme et du paysage. Les CEE mobilisent la sphère de l’État au sens large et bien au-delà des moyens propres de la DGEC.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. S’appuyer sur différentes structures parfois ad hoc peut-il poser des problèmes de pilotage ? Certes, cela permet de rapprocher les sujets des directions directement concernées et donc d’affiner les projets avec probablement plus de finesse, de bon sens ou d’efficacité. Mais cela ne pose-t-il pas une difficulté de suivi et de pilotage ?

M. Olivier David. Jusqu’ici, cela n’a pas posé de difficulté de suivi. Nous lançons encore un certain nombre d’appels à programmes. Nous venons d’en lancer un pour l’Outre-Mer, et un autre sur la mobilité. Nous impulsons de nouvelles actions. Après une phase de montée en puissance, nous commençons à trouver notre régime de croisière. Dans les premières périodes, la gestion était largement manuelle. Le PNCEE est désormais totalement automatisé et interfacé avec la base de données et la plateforme des CEE. Ces importants travaux d’informatisation ont permis de gagner en efficacité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Souvent, les CEE suivent une logique de gestes isolés. La base de données est-elle exploitée pour inciter les publics à aller plus loin dans la rénovation énergétique ? L’utilisez-vous comme le ferait une entreprise privée de rénovation, qui suggérerait de travaux sur les fenêtres ou dans le sous-sol après ceux sur les combles ?

M. Olivier David. Nous ne communiquons pas sur les données individuelles des opérations, qui sont protégées. Mais nous utilisons la base de données pour définir nos politiques publiques et adapter le système. Le coup de pouce isolation ou chauffage a ainsi été construit à partir de l’exploitation de ces données afin d’être le plus efficace possible.

Certes, les CEE suivent une logique d’action : changement de chauffage, isolation des combles, isolation des planchers, isolation des murs… Ce sont des gestes individuels. Mais ce dispositif permet aux ménages de faire une opération et d’en percevoir très concrètement les résultats. Nos études montrent que le fait de voir les résultats d’un changement de chauffage donne envie de faire une deuxième opération.

Par ailleurs, chaque opérateur de CEE sait quelles opérations il doit effectuer. Lorsque nous avons lancé le coup de pouce chauffage, par exemple, tous les acteurs qui avaient une base de données « isolation » ont recontacté leurs clients pour proposer le changement de chauffage.

En définitive, il s’agit bien d’un dispositif geste par geste mais qui permet aussi la construction d’un parcours de rénovation pour chacun des ménages.

Par ailleurs, certains dispositifs des CEE encouragent la rénovation globale. Ainsi, nous publierons cet été une fiche « Rénovation globale ». Nous proposons aussi des dispositifs d’incitation sur les contrats de performance énergétique (CPE). L’objectif est de bonifier dans le CEE des dispositifs d’encouragement aux économies d’énergie et de facture.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous anticipez une de mes questions, qui consistait à savoir si les économies théoriques promises sont effectivement réalisées. Pensez-vous qu’à terme, même si les artisans ne savent pas encore bien le faire, le dispositif ira vers une garantie de résultat ? Les CEE suivraient alors progressivement une logique de résultats mesurés plutôt que théoriques.

M. Olivier David. Nous avons un objectif d’efficacité. Nous gérons des centaines de milliers d’opérations standard. Pour que le dispositif soit efficace, il impose de ne pas s’interroger pour chaque opération. Par ailleurs, les économies d’énergie réellement obtenues sont bien supérieures à celles du dispositif.

Le dispositif se voulant incitatif, les économies d’énergie calculées et valorisées concernent l’achat d’un matériel standard vs celui d’un matériel de l’opération. Pour un changement de chauffage, par exemple, nous calculons l’économie réalisée grâce à l’achat d’une chaudière de la fiche CEE plutôt que d’une chaudière standard. Nous valorisons donc uniquement l’effet incitatif de dispositif, et les économies d’énergie réalisées sont donc très supérieures.

Par ailleurs, dans le cadre d’une étude ADEME pour préparer la quatrième période, nous nous avons choisi des opérations dont nous sommes allés mesurer les économies sur place. Cette année, nous avons relancé cette étude en choisissant des opérations au hasard pour mesurer et vérifier qu’elles correspondent réellement à des économies d’énergie.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les résultats sont-ils satisfaisants ?

M. Olivier David. Oui. Ils sont très satisfaisants. Les résultats obtenus avec nos méthodes de calcul montrent que les économies d’énergie réellement réalisées correspondent bien aux fiches standard. Quand ce n’est pas le cas, nous réévaluons les fiches.

M. Vincent Thiébaut, président. Est-ce à dire que selon les cas, les économies d’énergie correspondent ou pas à vos standards ?

M. Olivier David. Non. Notre méthode de calcul porte sur l’écart entre le matériel moyen du marché et le matériel proposé dans les opérations. Les économies d’énergie ainsi valorisées correspondent bien à celles des fiches. Mais dans l’étude que nous avons menée sur site avec l’Ademe, nous nous sommes aussi intéressés à l’économie réelle des ménages, laquelle est très très supérieure à celles qui sont valorisées dans les CEE.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le passage de la théorie à la pratique vous est donc favorable ?

M. Olivier David. Oui.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quelles sont vos relations avec l’Association technique énergie environnement (ATEE) ? Comment collaborez-vous ? Il semble qu’il y ait un certain nombre de débats avec les filières.

M. Olivier David. C’est une association de professionnels de l’efficacité énergétique. Ainsi que je l’ai mentionné, le dispositif CEE est transparent grâce à la publication d’un certain nombre de données et à l’élaboration collaborative des fiches. Chaque fiche nécessite un important travail technique de qualification de l’opération et de calcul de la valeur de l’économie d’énergie attendue.

L’ATEE anime des groupes de travail réunissant différents experts, afin de nous proposer des fiches qui font ensuite l’objet d’une expertise de l’Ademe et de la DGEC. Parfois, nous mandatons un bureau d’études, le Centre scientifique et technique du bâtiment (CSTB), ou un établissement public de l’État. Enfin, ces fiches donnent lieu à une consultation du Conseil supérieur de l’énergie avant d’être publiées.

Outre les fiches proposées par les professionnels via l’ATEE, d’autres sont directement commandées par la DGEC à l’ADEME ou à un établissement public. C’est le cas lorsque nous qu’il existe un potentiel important d’économies d’énergie.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Qui peut être membre de l’ATEE ? L’adhésion est-elle libre ou les membres sont-ils sélectionnés ?

Par ailleurs, combien de temps faut-il pour qu’une fiche proposée par l’ATEE soit expertisée ?

Enfin, combien de fiches sont générées et combien sont réellement utilisées sur le terrain ?

M. Olivier David. Le dispositif d’élaboration des fiches est plus ou moins long selon le type de fiche. Certaines sont élaborées en six mois, d’autres en plusieurs années. Tout dépend de la complexité technique de l’opération. La DGEC, en concertation avec l’ensemble des parties prenantes, définit une priorisation de ces fiches.

Nous publions de nouvelles fiches deux fois par an. Ainsi, nous avons défini en décembre 2018 les fiches que nous souhaitions publier en juin ou en décembre 2019. La priorisation se fait en fonction du potentiel d’économie énergie de chaque fiche. Nous avons récemment publié des fiches sur la mise en place de systèmes de stop and start sur les véhicules, notamment les tracteurs agricoles. En l’occurrence, cette fiche est peu utilisée. D’autres en revanche sont très utilisées.

Aujourd’hui, 200 fiches sont publiées.

M. Alexandre Dozières, chef du bureau des économies d’énergie et de la chaleur renouvelable. Sur ces 200 fiches, une cinquantaine concerne le bâtiment résidentiel, une cinquantaine porte sur le bâtiment tertiaire, une cinquantaine s’adresse à l’industrie, une cinquantaine est relative au transport, une dizaine concerne l’agriculture et une autre dizaine, les réseaux. En termes d’utilisation, 20 fiches représentent 80 % du volume délivré.

M. Olivier David. Les principaux volumes concernent l’isolation des murs, l’isolation des combles et des planchers ainsi que le changement de chauffage. Pour autant, nous ne négligeons pas d’autres fiches, comme certaines fiches thématiques dans le secteur agricole. Même si elles ne donnent pas lieu à de gros volumes d’économies d’énergie, elles sont extrêmement importantes pour les secteurs. Je pense notamment à des fiches sur l’amélioration énergétique des serres. Ces fiches sont très utiles et permettent d’augmenter la compétitivité économique des secteurs concernés grâce à une réduction de leur facture d’énergie.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’une des critiques faites au système des CEE par les obligés porte sur le niveau des ambitions, qui serait trop élevé dans la mesure où le marché serait incapable de fournir le volume d’économies d’énergie demandé. Si 20 fiches représentent 80 % du volume délivré, il existe un potentiel de 180 fiches qui pourraient se développer et répondre aux inquiétudes des obligés. Est-ce le cas ?

Par ailleurs, dans l’hypothèse d’un « embouteillage » des fiches déposées, n’y aurait-il pas matière à accélérer les délais de validation ? Dans le système des CEE, il n’est en effet pas possible de valoriser l’économie d’énergie en l’absence de fiche.

M. Vincent Thiébaut, président. La CRE suggère d’allonger la durée de la quatrième période. Qu’en pensez-vous ?

M. Olivier David. Les fiches ne sont pas la seule façon de faire des économies d’énergie. Il existe aussi ce que nous appelons les opérations spécifiques. Les fiches correspondent à un standard, avec le calcul d’un forfait. En l’absence de fiche, nous effectuons une opération spécifique. Ce dispositif est réservé aux très grosses opérations d’économie d’énergie et se développe dans le cadre d’un amendement parlementaire de la loi « PACTE » qui a permis d’ouvrir les CEE à l’ensemble des installations du secteur Emission Trading Scheme (ETS) – c’est-à-dire toutes les installations industrielles soumises au système européen d’obligation d’obtenir des permis d’émission et des quotas de CO2. Les opérations d’économie d’énergie dans les raffineries, par exemple, n’ont pas de fiche standard et nécessitent à chaque fois une opération ad hoc, spécifique, instruite par le PNCEE souvent avec l’aide d’experts extérieurs.

Par ailleurs, le rythme d’élaboration des fiches est élevé. Les fiches qui prennent le plus de temps sont celles dont l’économie d’énergie est assez faible. Toutes les fiches importantes sortent en six mois et sont publiées.

Enfin, la 4e période porte actuellement sur trois ans. L’objectif de 1 600 TWh Cumac doit être atteint dans 3 ans et c’est bien sur ces trois années que son atteinte sera évaluée. Elle ne le sera pas au fur et à mesure. Cette période de trois ans prévoit une phase de montée en puissance, et c’est normal. Début 2019, plusieurs obligés ont écrit au ministre d’État pour lui demander un allongement de la période. Le ministre a produit une réponse très ouverte. De fait, la quatrième période sera prolongée d’un an et l’obligation totale augmentera pour tenir compte de cette quatrième année. Le montant de cette augmentation fait actuellement l’objet de concertations.

Les objectifs sont élevés : moins 20 % d’ici 2030, et 500 000 logements rénovés par an. Nous sommes loin de les avoir atteints, de même que nous sommes loin de l’atteinte des objectifs européens. Et l’allongement de la quatrième période ne devra pas se traduire par une baisse de notre ambition en matière d’efficacité énergétique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quelle est la vision du particulier ? Pour rendre le système transparent, on explique qu’il s’agit de convertir de l’économie d’énergie en argent. Le problème, c’est que dans les dispositifs accompagnés, certaines plateformes territoriales retiennent une partie du prix des CEE pour financer l’accompagnement aux particuliers. Elles ne délivrent pas l’ensemble du budget CEE qu’elles ont collecté. Il arrive aussi qu’un artisan, qui pourrait faire baisser ses prix, fasse valoir un prix « sec » du CEE – étant entendu que la collecte est un peu lourde pour un artisan indépendant. De l’autre côté, les grandes surfaces affirment donner non seulement des CEE mais aussi un bonus à dépenser dans leurs magasins. C’est compliqué pour le particulier, qui n’a pas droit aux mêmes volumes selon les acteurs. Ce souci de transparence pour le consommateur final ne risque-t-il pas de se retourner contre le dispositif ? Ne faudrait-il pas s’en tenir à l’idée que le bénéfice pour le consommateur final est le programme qui lui a permis de faire de la rénovation, plutôt que de gagner quelques euros sur ses travaux ?

M. Vincent Thiébaut, président. Dans ma circonscription, une personne avait déjà fait des travaux et était passée d’une efficacité de 0 à 2,7 environ. Elle a ensuite effectué des travaux pour passer de 2,7 à plus de 6, pensant pouvoir bénéficier des CEE. Mais ils lui ont été refusés par un grand distributeur. Vous parliez tout à l’heure des packages. Peut-être cet habitant aurait-il pu bénéficier d’autres aides. Je pense que se pose un problème de lisibilité et de compréhension de l’ensemble de ces dispositifs qui sont essentiels pour les rénovations mais aussi dans la communication auprès des particuliers.

M. Olivier David. Le sujet de la communication autour des CEE est souvent diabolisé. Les enquêtes montrent que les CEE sont bien plus connus que ce que l’on imagine. En fait, tout dépend de la façon dont la question est posée. Car souvent, les particuliers ne connaissent pas le CEE, mais la « prime énergie », nom plus communément utilisé par le grand public. La prime énergie est en outre mieux connue que le crédit d’impôt. Les enquêtes sur la connaissance des dispositifs d’aide montrent que les particuliers connaissent les différents dispositifs. Certains parlent parfois de la « prime EDF versée pour les travaux de rénovation », par exemple : c’est en fait du CEE. En définitive, les particuliers connaissent les CEE au travers des primes apportées par les fournisseurs d’énergie ou les grandes surfaces, qui vendent aussi du carburant – raison pour laquelle toutes les grandes surfaces sont des acteurs importants du dispositif CEE.

Il existe aussi une concurrence entre les obligés, qui favorise des primes de plus en plus importantes. Cela nourrit d’ailleurs une critique formulée par les obligés du dispositif. Des sommes croissantes sont redistribuées auprès des ménages qui effectuent des travaux.

Par ailleurs, nous soutenons des travaux ambitieux d’économie d’énergie. Nous incitons donc les ménages à réaliser de gros travaux en une fois – ce qui revient beaucoup moins cher – plutôt que d’effectuer des petits travaux en deux fois. C’est sans doute la raison pour laquelle la personne que vous évoquiez n’a pas été éligible au CEE.

M. Vincent Thiébaut, président. Cette personne avait déjà effectué des travaux sans aucune aide, puis elle a engagé des travaux complémentaires pour accroître encore ses économies d’énergie. D’où sa frustration. Si elle avait su, elle n’aurait pas fait ses premiers travaux. Aujourd’hui, nous travaillons beaucoup sur le sujet des bouquets de travaux et des phasages.

M. Olivier David. Cette personne aura certainement été mal conseillée dès le départ.

M. Vincent Thiébaut, président. Je lui répondrai. Chers collègues, avez-vous des questions ?

M. Emmanuel Maquet. J’ai essayé de comprendre comment était fabriqué le CEE. Vous nous avez expliqué qu’il pesait pour environ 2,6 % du prix d’un plein. Il me semble que cette obligation porte indifféremment sur tous les vendeurs d’énergie et est répartie au prorata et au volume de l’énergie vendue, qu’il s’agisse d’électricité, de gaz ou de fioul. Or nous sommes tous d’accord pour dire qu’un MWh d’électricité produit en France, notamment grâce au nucléaire, émet moins de CO2 dans l’atmosphère qu’un MWh de fioul. Ne pensez-vous pas qu’en utilisant le même mode de calcul des obligations pour tous les types d’énergie, on pénalise notre électricité française, qui est l’une des plus vertes au monde ? Existerait-il une solution pour affiner ce mode de calcul en prenant plutôt en compte les émissions de CO2 ?

M. Olivier David. L’objectif des CEE est de réaliser des économies d’énergie, mais aussi des économies de facture pour les ménages. Nous soutenons donc l’économie d’électricité autant que l’économie de carburant. Cette réglementation est issue du droit européen et des directives Efficacité énergétique, qui concernent les économies d’énergie en général. Dans les fiches standard, les calculs de base ne prennent donc pas en compte le contenu CO2 de l’énergie consommée. En revanche, nous le faisons via notre dispositif coup de pouce, qui soutient des substitutions de fioul, de gaz ou de charbon vers du gaz ou de l’électricité, donc le passage d’énergies très carbonées vers des énergies moins carbonées.

M. Emmanuel Maquet. Ma question portait sur la phase de fabrication.

M. Olivier David. Dans la phase de fabrication, un prorata tient compte du contenu énergétique de l’énergie.

M. Vincent Thiébaut, président. La seule énergie verte est celle que l’on ne consomme pas !

Mme Sophie Auconie. Une de mes questions a été posée par Mme la rapporteure avec beaucoup de talent. Je passe donc directement à la seconde, qui concerne les objectifs européens. Il semble que nous ne les atteindrons pas, en tout cas en l’état actuel des choses. Vous laissez penser qu’une optimisation des outils est nécessaire. Dans le cadre de cette optimisation, quels sont à votre avis les atouts et les faiblesses de notre dispositif ? Je crois qu’il existe une vingtaine de modèles différents de certificats d’énergie et de procédures d’initiative dans l’Union européenne. Avez-vous eu l’occasion de faire du benchmarking ou de l’échange de bonnes pratiques pour identifier le plus efficace ? Serait-il possible de le décliner afin que notre outil soit plus efficace ?

M. Olivier David. L’obligation étant issue des directives européennes, plusieurs États membres ont mis en place des dispositifs de type CEE, avec des modalités parfois différentes. La principale caractéristique de notre dispositif est qu’il permet des économies d’énergie dans plusieurs secteurs : l’agriculture, le transport, l’industrie, etc. C’est un système très ouvert dans lequel l’État n’a pas défini a priori les actions à réaliser. Lorsque le dispositif a été conçu, en 2005, la préoccupation était celle de son efficacité économique. D’où la décision de laisser totalement libres les vendeurs d’énergie de cibler les opérations les plus favorables économiquement. En France contrairement à d’autres pays, nous avons donc poussé la logique de performance économique du dispositif à son maximum.

La Commission européenne organise des groupes de travail et d’échange des pratiques entre États membres. De plus en plus, avec la hausse des objectifs, la plupart des pays européens convergent vers le système français.

M. Alexandre Dozières. Outre ce système européen d’échange des pratiques, il existe aussi un club international des CEE. De nombreuses recherches universitaires portent également sur le sujet. Nous accueillons régulièrement des représentants du Japon ou d’Allemagne. Tout cela s’explique par le fait que les objectifs européens de consommation énergétique pour 2020 seront difficiles à tenir. Il ne sera pas impossible de les atteindre, mais ce sera difficile.

La Commission européenne constate que l’existence d’un système de CEE témoigne en général d’une massification ou d’une industrialisation. Au cours des trois premiers mois de 2019, par exemple, nous avons produit 44 % de plus de CEE. Cela signifie qu’il y a eu 44 % d’actions d’économie d’énergie de plus qu’en 2018 grâce aux fiches d’opérations standardisées. Le fait de standardiser pour n’avoir plus qu’à ajuster le volume d’économie d’énergie d’année en année est très intéressant.

Pour notre part, nous avons importé du Royaume-Uni le contrôle par tiers, que nous avons mis en place il y a un an et demi. L’ADEME s’intéresse à tout ce qui se fait ailleurs, de même que l’ATEE, qui coordonne des projets européens. Certains fournisseurs de services énergétiques travaillent aussi à la fois dans les CEE en France et dans d’autres pays, comme en Italie. De ce fait, les pratiques infusent.

M. Hervé Pellois. Je suis béotien dans ce domaine, mais il me semble que vous n’avez pas répondu à la question sur les RGE et la labellisation dans les entreprises, qui est assez contestée. Que pouvez-vous nous en dire ?

Par ailleurs, vous avez parlé d’une quatrième année pour la quatrième période. Nous arriverions donc en 2021. Et après ? Quelles sont les propositions qui seront faites ? Des discussions sont-elles en cours à ce sujet ?

Concernant le contrôle, je n’ai pas bien compris si les 400 contrôles lancés depuis 2015 ont été effectués au hasard ou dans des cas pour lesquels vous aviez des suspicions ?

Enfin, et c’est vraiment le béotien qui s’exprime, je n’ai pas vraiment compris pourquoi la valeur des CEE change dans le temps, à l’instar des actions en Bourse.

M. Vincent Thiébaut, président. Les contrôles sont-ils réalisés a priori ou a posteriori de la délivrance du CEE ?

M. Olivier David. Le RGE est une certification d’État à destination des artisans. Il permet de bénéficier du crédit d’impôt transition énergétique et des CEE. Ce système fait l’objet d’un certain nombre de critiques puisqu’on labellise l’entreprise. Le ministère discute à l’heure actuelle avec l’ensemble des professionnels pour renforcer l’exigence de RGE, notamment les obligations d’audit des artisans. L’objectif était de mobiliser l’ensemble de la profession et des artisans. L’ambition n’était pas de faire du RGE une certification tellement restrictive ou chère qu’un artisan isolé ne puisse pas y avoir accès. D’autant que ce label conditionne l’accès à l’ensemble des aides. De ce fait, un artisan qui n’est pas labellisé RGE n’a pas accès à l’essentiel du marché. Le label a fait ses preuves. C’est une première étape de qualité, qu’il convient de renforcer.

Par ailleurs, les 400 contrôles lancés par le PNCEE depuis 2015 ne l’ont pas été au hasard. Nous essayons de cibler les opérations dont nous pensons qu’elles posent problème, à partir d’indices qui nous viennent du terrain ou d’échanges avec les administrations, ou encore au regard du volume déposé. L’objectif est de sanctionner les personnes qui ne respectent pas les règles du CEE. Une exception doit être mentionnée, celle des délégataires, qui font systématiquement l’objet d’un contrôle. Celui qui fait l’objet d’un contrôle négatif sera de nouveau contrôlé par la suite.

Le projet de loi Énergie climat déposée par le Gouvernement et qui sera examinée en juin comporte un article dédié aux contrôles, visant à faciliter les échanges d’informations entre les administrations et à renforcer l’efficacité des contrôles.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. N’a-t-on pas tendance à faire du double emploi dans le contrôle ? Ne vaudrait-il pas mieux renforcer le dispositif de contrôle RGE, afin que soient en même temps contrôlées la qualité des artisans et l’efficacité énergétique et que cette information vous soit remontée ?

M. Olivier David. Nous aurons besoin de contrôle des CEE. Il faut à la fois des artisans qui fassent bien les travaux avec le RGE, et des contrôles des CEE. Nous ne contrôlons d’ailleurs pas vraiment les mêmes choses. Le RGE contrôle que les artisans effectuent correctement les travaux. Pour sa part, le PNCEE vérifie que les règles CEE sont respectées. Il s’agit ainsi de vérifier que les CEE précarité ont bien été accordés à des ménages précaires.

Ainsi, RGE et CEE sont très complémentaires. Il peut exister des liens entre ces différents contrôles. Ainsi, lorsque nous repérons des problèmes chez des artisans RGE lors d’un contrôle CEE, nous pouvons le signaler au système RGE.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Et vice-versa ?

M. Olivier David. Pas à ma connaissance. Jusqu’à présent, RGE ne nous signale pas de difficultés rencontrées chez les artisans.

Par ailleurs, nous avons un dispositif par période. La quatrième période s’arrêtera fin 2021. Dans le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), nous avons pour ambition de définir dès la fin de l’année la cinquième et la sixième périodes, et les objectifs à atteindre. Dans cette optique, nous avons engagé cette année un double travail : un travail d’évaluation du dispositif pour pouvoir caler les évolutions des cinquième et sixième périodes, et un travail d’évaluation du gisement, secteur par secteur et action par action, pour caler le plus finement possible les objectifs. L’ambition est d’apporter dès le début 2020 une visibilité du dispositif jusqu’à fin 2028.

Mme Laure de La Raudière. Nous avons auditionné il y a quelque temps Jean-Luc Wiedemann, président de l’Union des métiers du génie climatique, de la couverture et de la plomberie. S’agissant des travaux d’isolation, il a estimé que les « écobandits » représentaient 40 % à 60 % des chantiers. Visiblement, ce n’est pas la même chose pour les changements de chaudières, car ces activités sont beaucoup plus contrôlables. Comment faites-vous pour contrôler la qualité des travaux effectués par ces artisans qui ont nécessairement le label RGE, car sinon ils n’auraient pas accès aux CEE ? Il existe aussi des réductions d’impôt liées au matériel acheté.

J’estime que le volume de 400 contrôles est extrêmement faible au regard du volume estimé de fraude qui nous a été cité en audition. Peut-être l’intervenant a-t-il gonflé ses chiffres. En tout état de cause, comment faire pour démultiplier vos contrôles, peut-être en dehors du Pôle ? Envisagez-vous des partenariats avec les chambres des métiers ou des relais sur le terrain ? In fine, ce sont quand même les personnes les plus en situation de précarité qui rencontreront des problèmes deux ou trois ans après les travaux engagés.

M. Vincent Thiébaut, président. J’ai aussi des retours d’expérience sur le terrain, qui posent la question de la mise en œuvre des deux dispositifs que sont les coups de pouce et l’isolation à 1 euro. Des offres à 1 euro sont diffusées sur les réseaux sociaux. Je pourrais citer l’exemple d’un artisan venu voir le lundi matin s’il était possible d’engager le chantier d’isolation thermique du plancher. Son équipe est ensuite arrivée dès 14 heures et les travaux étaient finis à 17 heures. Or j’ai ensuite constaté qu’il y avait de nombreux ponts thermiques. Heureusement, il m’est aussi arrivé de constater l’effet inverse, avec des artisans bien implantés qui ont considéré qu’il n’était pas utile d’engager des travaux. Il existe des artisans honnêtes, qu’il convient de saluer.

L’exemple d’équipes qui effectuent le travail en quelques heures pose la question du contrôle du label RGE. Souvent, ces équipes sont constituées d’ouvriers venus des pays de l’Est qui travaillent pour une personne et qui restent quelques jours pour faire plusieurs chantiers avant de repartir. Cela pose la question de l’efficacité de ces chantiers, et nourrit la crainte et les interrogations des artisans.

Se pose aussi la question du relèvement de l’obligation globale fixée par l’Ademe. Comptons-nous suffisamment d’artisans réellement certifiés ? Le renforcement des obligations du RGE permettra d’écarter les artisans malhonnêtes, ce qui est une bonne nouvelle. Mais aurons-nous suffisamment d’artisans certifiés pour atteindre les objectifs ?

Par ailleurs, comment répondre aux inquiétudes liées aux chaudières à 1 euro, qui seront portées par les gros fournisseurs d’énergie et pas par les artisans ? Se pose donc la question de savoir à qui les fournisseurs d’énergie sous-traiteront ces chantiers ? Aujourd’hui, tous ne disposent pas de leurs propres équipes d’installateurs et d’intégrateurs sur le terrain.

M. Olivier David. Les travaux mal faits sont notre préoccupation constante. En l’occurrence, ils recouvrent une réalité très diverse.

Certes, il existe des escrocs qui ne sont pas dans le dispositif CEE ou du crédit d’impôt, et qui arnaquent purement et simplement le consommateur. Parfois, ils n’effectuent même pas les travaux après avoir encaissé l’argent. Nous n’avons pas connaissance des chiffres que vous avez cités. Nous nous rapprocherons donc de l’Union des métiers du génie climatique, de la couverture et de la plomberie pour savoir comment elle les a construits.

Je précise que les 400 contrôles engagés depuis 2015 n’ont pas concerné 400 opérations, mais 400 entreprises ou dépôts en masse de CEE. Un contrôle peut donc recouvrir des milliers d’opérations. Nous n’avons donc pas contrôlé 400 travaux d’isolation, mais 400 dépôts d’une masse d’opérations.

Par ailleurs, l’idée est bien de fournir des labels de qualité. C’est ce que nous avons mis en place dans nos coups de pouce isolation et chauffage. Pour pouvoir apporter ce coup de pouce, les entreprises des CEE doivent signer une charte et être labellisées par le ministère après des contrôles extrêmement précis de leurs process et de leurs offres. Outre nos contrôles, nous leur imposons une obligation d’autocontrôle. Ainsi, les adhérents à notre charte isolation doivent envoyer sur place un bureau de contrôle pour 10 % des opérations d’isolation réalisées chez des ménages précaires et choisies de façon aléatoire. Ce bureau de contrôle doit vérifier à la fois les travaux et leur qualité.

Nous incitons les consommateurs à vérifier que l’offre qui leur est faite correspond réellement au coup de pouce isolation labellisé par le ministère. Nous serons plus proactifs dans notre communication. Le plus souvent, les contrôles montrent que les travaux mal effectués l’ont été dans le cadre d’offres non labellisées.

La labellisation prévoit des contrôles extrêmement sévères.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai encore deux ou trois questions. Je vous demanderai donc d’apporter des réponses brèves afin que je ne me fasse pas rappeler à l’ordre sur nos horaires ! Tout d’abord, quelle est la fiscalité applicable aux subventions versées par les fournisseurs d’énergie, pour les ménages et pour les entreprises ?

M. Alexandre Dozières. S’il s’agit d’une remise sur facture, les travaux avant remise sont soumis à la TVA. Le CEE s’applique après toutes les taxes, pour les ménages comme pour les entreprises.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ensuite, les contrôles sont-ils réalisés a priori ou a posteriori de la décision de délivrance ?

M. Olivier David. Les deux. La plupart sont réalisés a priori, mais nous effectuons aussi des contrôles a posteriori, en cas de signaux ou d’indications.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quand ils sont effectués a priori, cela complique la situation pour ceux qui ont réalisé les travaux, puisqu’ils ne sont pas payés tout de suite. Cela leur pose donc une contrainte de trésorerie.

M. Olivier David. Non. Ce sont deux sujets différents. Quand le contrôle est négatif, le ménage est de toute façon payé, mais l’obligé ne reçoit pas ses CEE.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Cela peut donc favoriser les structures plus importantes, les petites n’ayant pas les reins assez solides pour prendre en charge le risque de se voir refuser des CEE, si le traitement est long.

M. Olivier David. Le traitement n’est pas long, puisqu’il est de 45 jours en moyenne. Par ailleurs, les structures qui font leurs travaux correctement, qui font appel à des artisans de qualité et qui mettent en place des contrôles internes adaptés n’ont jamais eu de problème avec le PNCEE. Lors d’un contrôle, nous demandons l’ensemble des pièces justificatives. Pour ceux qui les fournissent et qui peuvent justifier de la qualité des opérations et du respect de la réglementation sur les CEE, le délai est très rapide.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pensez-vous que le mécanisme des CEE a tendance à favoriser les grosses structures ? Existe-t-il une inégalité de taille dans la capacité à faire valoir les économies d’énergie réalisées dans le cadre des CEE ?

M. Olivier David. Non. D’ailleurs, nous observons qu’il existe des entreprises de toute taille. Proposer des économies d’énergie dans l’ensemble des secteurs requiert une taille importante. Mais certaines structures se spécialisent. Certaines occupent des niches particulières.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’en viens à ma dernière question, car il nous reste deux minutes. Lorsqu’un des obligés a une question de conformité sur une opération, peut-il vous interroger pour obtenir une réponse technique ? Le cas échéant, dans quel délai lui répondez-vous ?

M. Olivier David. Il peut bien sûr nous interroger et nos réponses sont toujours rendues publiques. Nous essayons de répondre aussi rapidement que possible.

Mme Nolwenn Briand, responsable du PNCEE. Nous ne sommes pas les seuls à répondre. L’ATEE et l’ADEME peuvent aussi le faire. Nous priorisons les questions qui intéressent le plus grand nombre de professionnels ou d’obligés, dans une optique de rationalisation des moyens.

M. Olivier David. Nous répondons assez rapidement aux questions, en nous appuyant sur l’ADEME lorsque celles-ci sont très techniques. Et nous rendons publiques les réponses.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Communiquez-vous les liens vers les organismes qui peuvent répondre lorsque vous ne pouvez pas le faire ? Je comprends bien que vous soyez obligés de prioriser les questions, compte tenu de vos effectifs et si chaque acteur peut vous solliciter directement. Les autres interlocuteurs sont-ils clairement identifiés ?

M. Olivier David. Pour les questions génériques sur le dispositif, qui ne demandent pas d’interprétation précise de la DGEC, les professionnels font souvent appel à l’ATEE dont le rôle est d’accompagner les vendeurs d’énergie, les obligés et tous ceux qui effectuent des travaux d’économie d’énergie. L’ATEE organise aussi des formations en région, sur le terrain. Nous avons passé une convention avec elle en ce sens.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Comment l’ATEE est-elle financée pour ces missions ?

M. Olivier David. C’est l’État qui finance ces prestations. Pour le reste, c’est une association financée par ses très nombreux adhérents.

Nous travaillons aussi avec les associations de collectivités, lesquelles sont éligibles au dispositif CEE. L’un des enjeux de l’année 2019 consiste à rendre les collectivités plus utilisatrices des CEE. Nous souhaitons notamment lancer une grande action sur la rénovation des bâtiments scolaires.

M. Vincent Thiébaut, président. Je vous propose de mettre fin à cette audition. Je vous remercie d’avoir participé à cette audition, ainsi que pour la clarté de vos propos.

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

*

2. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Dauger, co-président de France gaz renouvelable, et de M. Jean Lemaistre, secrétaire général (21 mai 2019)

L’audition débute à dix-huit heures quarante.

M. Vincent Thiébaut, président. Dans le cadre de cette commission d’enquête, nous entendrons pour la dernière audition de la journée l’association France Gaz Renouvelables, représentée par son coprésident Olivier Dauger, son délégué général Jean Lemaistre et sa déléguée générale Cécile Frédéricq.

Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2019-2028 retient un objectif d’injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel compris dans une fourchette de 14 à 22 térawattheures (TWh) en 2028. Pour rappel, en 2018, moins de 1 TWh a été injecté.

Au regard d’une telle trajectoire, quels sont les paramètres de compétitivité de la filière biométhane par rapport au gaz naturel et aux autres énergies renouvelables dans le mix énergétique ? Comment apprécier l’impact environnemental de la méthanisation, qu’il s’agisse d’approvisionnement des installations ou du co-produit de la méthanisation ? Quelle vision avez-vous de l’acceptabilité des projets ? Où en est-on du système des garanties d’origine ?

Monsieur Dauger, nous allons vous écouter pour un exposé liminaire de quinze minutes, puis les membres de la commission d’enquête vous interrogeront, en commençant par les questions de notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert.

Mais avant toute chose, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(MM. Dauger et Lemaistre prêtent successivement serment.)

M. Olivier Dauger, co-président de France Gaz Renouvelables. Je vous remercie de nous permettre d’être auditionnés devant cette commission.

France gaz renouvelables est une toute jeune association, puisqu’elle n’a pas encore un an, qui regroupe l’ensemble de la filière biogaz, du gisement – donc de l’agriculture et des déchets – jusqu’aux réseaux. Notre volonté était de rendre cette nouvelle énergie claire et visible, et de faire en sorte que la filière travaille ensemble, étant entendu que tous les maillons de la filière étaient persuadés, et le sont toujours, de son intérêt tant pour le mix énergétique que pour les grands enjeux climatiques et environnementaux d’aujourd’hui. J’y reviendrai car c’est un élément important, spécifique à la filière biogaz et que nous cherchons à mettre en avant.

Je suis agriculteur. Je représente donc l’amont de la filière. Je suis également élu de la Fédération nationale des syndicats d’exploitants agricoles (FNSEA), en charge du dossier climat-énergie, président de la chambre régionale d’agriculture des Hauts-de-France et en charge du dossier climat-énergie pour l’Assemblée permanente des chambres d’agriculture (APCA) depuis quatre ans. Je suivais donc déjà le dossier climat-énergie avant les Accords de Paris. J’ai toujours vu la corrélation très forte entre la transition climatique et la transition énergétique, laquelle a d’ailleurs été décidée lors des Accords de Paris. Il est important de l’avoir en tête : on a décidé la transition énergétique aussi et surtout pour répondre à l’enjeu du climat. C’était même le premier objectif. D’où l’importance des externalités positives que j’évoquerai tout à l’heure. Il ne s’agit pas, pour le monde agricole du moins, de chercher uniquement un nouveau développement. Nous cherchons à résoudre un certain nombre de difficultés liées au climat, étant entendu que l’agriculture en est à la fois une victime, une cause et une solution, notamment dans l’utilisation des sols, dans le captage des gaz à effet de serre et dans la production d’une partie de l’énergie dans le mix, en particulier pour aider à la sortie du fossile.

Vous parliez d’un objectif de volume. Lors de la publication de la PPE cet hiver, nous avons été particulièrement déçus au regard de la loi de transition énergétique et du débat national qui s’était tenu quelque temps avant sur ce sujet. La PPE a finalement beaucoup reculé par rapport aux ambitions et aux enjeux de départ. Je rappelle que l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), lors du débat national, évoquait un potentiel de 30 % de gaz renouvelables méthanisation. On était ensuite arrivés à 20 %, puis à 10 %. Aujourd’hui, on parle certes de 6 %, 8 % ou 10 %, mais si l’on regarde bien la mise en œuvre et plus encore l’accompagnement financier, avec les tarifs actuels sur lesquels je reviendrai, on est plutôt à des niveaux de 3 %, 4 % ou 5 %, et on a du mal à lancer et développer la filière.

Nous avons pleinement conscience que la baisse des coûts est un objectif. La question n’est pas là. Simplement, nous estimons que pour pouvoir baisser les coûts, il faut que la filière ait démarré. C’est un peu l’histoire de la poule et l’œuf, pour utiliser cette image. Tant qu’une filière n’a pas démarré, elle ne peut pas créer de dynamique. La situation est compliquée pour toutes les filières amont de la filière et tous les concepteurs de matériel. Pour baisser les coûts, il faut arriver à un seuil critique. C’est d’ailleurs la demande de la profession : démarrons jusqu’aux 8 TWh de la loi de transition énergétique en 2023 pour commencer à baisser les prix.

J’en viens aux impacts environnementaux. Il est compliqué de parler d’énergie dans le monde actuel en essayant d’élargir le débat. Souvent, quand on parle de transition énergétique, on ne regarde que le coût du matériel ou de l’énergie.

La méthanisation est une énergie du territoire, la seule qui permet aussi de traiter les déchets, de capter plus de gaz effet de serre grâce à la couverture permanente des sols et de répondre à l’enjeu de l’engrais organique. Je n’invente rien concernant la captation des gaz à effet de serre. Ce sont les « 4 pour 1 000 » de M. Le Foll ou encore les « 4 pour 1 000 » de M. Mauguin, président-directeur général de l’Institut de recherche nationale agronomique (INRA), qui est particulièrement convaincu de l’intérêt d’intégrer la méthanisation dans les systèmes agricoles. En effet, plus vous augmentez la matière organique d’un sol, plus vous vous avez possibilité de capter le carbone et plus vous le faites si le système suit. C’est donc un élément important. Un autre élément important concerne les digestats et engrais organiques : vous apportez un engrais organique beaucoup plus simple à gérer qu’un effluent. Cela permet donc aussi de résoudre le problème environnemental. Si la Bretagne s’est orientée relativement rapidement vers la méthanisation, c’est d’abord pour gérer le dossier des effluents. Un effluent est très compliqué à gérer dans le sol dans la mesure où l’azote ne se libère pas toujours comme on le souhaiterait, tandis qu’un digestat permet, entre la phase solide et la phase liquide, d’adapter l’azote exactement aux besoins des plantes et d’éviter le lessivage de l’azote. C’est un avantage annexe, mais pas du tout neutre.

La méthanisation est aussi, bien sûr, une énergie renouvelable.

C’est une énergie stockable. C’est précisément là tout l’intérêt de la filière : aujourd’hui, nous avons à la fois le stockage et les réseaux. Il n’y a pas besoin de réseaux supplémentaires, ou très peu seulement, il n’y a pas besoin de stockage.

C’est une énergie non intermittente, qui peut donc être utilisée dans le mix énergétique. Il ne s’agit pas d’opposer le gaz à l’électricité, mais de l’utiliser en complément dans le mix énergétique et surtout pour appuyer la consommation d’énergie électrique, notamment dans les phases un peu compliquées de pic.

C’est une énergie qui permet, dans les territoires, d’apporter des solutions pour le transport de camions et, pourquoi pas, des bateaux. Ce faisant, elle permet de répondre assez rapidement au remplacement de l’énergie fossile, qui reste l’objectif premier.

La méthanisation, c’est aussi la préservation de la biodiversité. On ne le dit pas assez souvent, mais à partir du moment où l’on ajoute de nouvelles plantes qui serviront pour le méthaniseur mais qui sont immatures, donc pas alimentaires, cela permet un assolement plus long, donc une moindre utilisation de produits phytosanitaires.

Certes, tous ces éléments ne sont pas complètement chiffrés au départ. C’est la raison pour laquelle la filière travaille depuis cinq mois, à la demande du Gouvernement, avec un organisme pour effectuer un chiffrage de tous les apports de la méthanisation. Nous vous remettrons également ces chiffres, qui sont transparents.

Il faut aussi évoquer l’acceptabilité sociétale. Lorsqu’un dossier met 5 ans ou plus à sortir, cela nourrit un doute sur le terrain. Les voisins se demandent nécessairement pourquoi c’est si long. Par ailleurs, le manque de connaissance engendre aussi des réticences. On parle souvent des odeurs, mais un digestat n’a pas d’odeur contrairement à un effluent. Dans les quelques cas qui existent, la gestion des problèmes d’odeur est souvent liée au non-respect du protocole de la méthanisation. Lorsque le produit n’est pas fini, il continue à émettre un certain nombre d’odeurs. En outre, un vrai méthaniseur – je vous invite à en visiter quand vous voulez – est tout de même mieux qu’une éolienne dans la mesure il ne se voit pas au-delà de 500 mètres ou 1 kilomètre.

Un dernier élément est très important à mes yeux : nous nous inscrivons véritablement dans la transition telle qu’elle évolue dans les conférences des parties (COP), c’est-à-dire une transition vers les projets territoriaux, vers l’économie circulaire, vers l’emploi local non-délocalisable. C’est l’occasion d’avoir une filière franco-française non-délocalisable. C’est un besoin, dans nos territoires – c’est l’élu de terrain qui le dit. L’histoire des « gilets jaunes » ne vient pas de nulle part. Elle vient aussi du manque de dynamique, dans un certain nombre de régions et de terrains plutôt ruraux. En l’occurrence, cette transition permet aussi de créer des collectivités ou des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) qui peuvent devenir autonomes grâce à leurs déchets, à leur biomasse et à leurs effluents, et dans leur intérêt, avec des emplois locaux. Alors qu’on parle beaucoup de développement des territoires, c’est un véritable appui à ce développement.

J’ai brossé un panorama assez rapide, mais je pourrais en parler beaucoup plus longtemps. Nous sommes prêts à répondre à vos questions.

M. Jean Lemaistre, secrétaire général de France Gaz Renouvelables. Vous posiez une question spécifique sur les certificats d’origine. Le biométhane injecté dans le réseau fait l’objet de certificats d’origine qui peuvent être valorisés auprès des consommateurs. L’objectif était d’avoir un tarif d’achat pour tirer la filière et pousser l’aval.

Par ailleurs, le biométhane étant une énergie territoriale, ces certificats d’origine permettent de faire des boucles locales. Ce sont eux qui permettent à la ville de Lille de dire « Je roule avec mes bus ». Ce sont eux qui permettent cette territorialisation et cette appropriation locale du biométhane. Nous savons que le Gouvernement et les pouvoirs publics s’interrogent sur ces certificats d’origine. Nous sommes tout à fait favorables à ce que le système évolue vers plus de rigueur et plus de transparence, afin que les interrogations qui existent soient levées. En revanche, nous ne souhaitons pas, car ce serait très dommage, que le système évolue dans un sens qui ne permettrait pas la pérennité de ces boucles locales. En effet, l’implication des territoires est un puissant levier de développement du biométhane. Ainsi, si l’on délivrait les certificats d’origine dans le cadre d’un appel d’offres national lancé par l’État sans possibilité de privilégier les boucles locales, ce serait à mon avis très préjudiciable à la fois à l’attente des territoires et au développement du biométhane.

M. Olivier Dauger. Il est très important de parler d’analyse du cycle de vie et du développement de nouvelles filières. Le biogaz coûte peut-être un peu plus cher à produire, mais les réseaux existent déjà et ses apports sont réels. Ainsi, il est bien mieux placé du point de vue de l’analyse du cycle de vie que si l’on regarde uniquement le coût de production d’un méthaniseur. Il faut bien regarder les conséquences positives et négatives de tout développement. Dans un mix énergétique équilibré, il convient certes de favoriser le moins coûteux possible, mais surtout le plus utile au regard de l’enjeu initial – qui est, je le rappelle, la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Le remplacement du gaz naturel par le biogaz est un véritable atout, en particulier pour la France qui peut produire son propre biogaz et rester indépendante y compris au plan géopolitique. Ensuite, c’est la méthanation, le power-to-gas et éventuellement l’hydrogène. Mais la première étape, pour laquelle nous sommes aujourd’hui techniquement matures, est la méthanisation. Elle peut être développée dans les quinze ans qui viennent. Mais malheureusement, si la PPE s’applique dans son état actuel, la filière aura beaucoup de mal à se développer.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je voudrais revenir sur la question de la garantie d’origine. Vous disiez que vous seriez favorables à plus de rigueur et de transparence dans ce domaine. Quelles seraient vos propositions à ces fins ?

M. Jean Lemaistre. Très franchement, nous n’avons pas suffisamment travaillé pour vous présenter des propositions formalisées. Je vous rappelle le système actuel. Lorsque la garantie d’origine est valorisée et que le gaz est vendu au consommateur pour un usage de gaz naturel véhicule, la moitié de cette valeur est reversée, venant ainsi soulager le coût du tarif d’achat. Pour les usages plus classiques, la difficulté est liée au fait qu’il est compliqué de distinguer le coût de la molécule classique et la survaleur liée au fait qu’il s’agit de gaz vert.

Je pense qu’il existe des mécanismes qui permettraient d’éviter les questions que pose la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) à juste raison. On pourrait ainsi parfaitement mettre en place un dispositif qui maintienne les boucles locales et repose sur le volontariat plutôt que sur la contribution au service public de l’électricité (CSPE) obligatoire, pour soulager le tarif d’achat.

Il nous faudrait davantage de temps pour travailler des propositions avec les acteurs. Nous sommes conscients que le système tel qu’il existe doit évoluer. Notre filière ne considère pas du tout qu’il doit rester tel qu’il est. Nous sommes conscients qu’il doit évoluer, et je pense qu’il est tout à fait réaliste de trouver un système qui évite les interrogations que se posent certains acteurs comme la DGEC. Mais à mon avis, la solution qui consisterait à faire un grand appel d’offres centralisé qui supprimerait les boucles locales serait une erreur grave. Cette solution peut être évitée.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour être tout à fait honnête, nous avons découvert dans le cadre de cette commission d’enquête la manière dont on distingue l’énergie produite dans le cadre des énergies renouvelables (EnR) d’une part et, d’autre part, la valorisation via les garanties d’origine qui ont une valeur propre détachée de cette production dans la mesure où on ne sait pas différencier les sources des différentes énergies. Les entreprises souhaitent affirmer qu’elles utilisent uniquement de l’énergie verte. D’où la valeur de ces garanties d’origine, qui échappe toutefois pour partie aux acteurs de la production. C’est, en tout cas, ce que nous ont expliqué d’autres filières EnR. Qu’en est-il dans le cadre de la méthanisation ?

M. Jean Lemaistre. Ce sujet est très complexe et nécessiterait de longs développements. Il existe une difficulté supplémentaire au système des garanties d’origine, c’est la logique de l’Europe et le fait que ces garanties peuvent s’échanger dans l’espace économique européen. C’est un constat. Ainsi, des consommateurs de gaz vert en France peuvent acheter des garanties d’origine produites à l’étranger. Pour tout vous dire, nous qui sommes là pour soutenir le développement de la méthanisation en France, nous préférerions à la limite un système qui privilégierait le biométhane français produit en France et les boucles locales territoriales, comme je vous l’ai expliqué. Certes, ce n’est pas toujours possible et un acteur en France peut, en achetant des garanties d’origine dans un autre pays de l’espace économique européen, affirmer qu’il est 100 % vert. Néanmoins, je pense que nombre d’acteurs locaux, territoriaux, notamment des collectivités territoriales qui participent à des projets de gaz renouvelable, souhaitent pouvoir le valoriser localement. C’est un point très important qu’il faut absolument préserver en laissant la possibilité aux acteurs locaux, quels qu’ils soient, de valoriser le gaz renouvelable au plus près. C’est la raison pour laquelle un appel d’offres centralisé ne nous semble pas être la meilleure des solutions : il couperait un peu cet élan local.

Nous sommes là pour parler du fond des choses. La valeur des certificats d’origine s’explique par deux éléments. D’une part, le gaz vert échappe à certaines taxes. D’autre part, certains acteurs ont une appétence pour les EnR. Je pense donc qu’il serait tout à fait possible – mais c’est une idée qui mériterait d’être approfondie – de considérer qu’un minimum de valorisation de la garantie d’origine doit être retenu quand on vend le gaz. Je suis convaincu qu’il peut y avoir un système plus transparent et plus visible qui permettrait à la fois de maintenir les boucles locales et d’éviter les dérives.

M. Olivier Dauger. La filière de la méthanisation française souhaitait avoir un cahier des charges qui lui soit propre. Et pour cause, elle ne voulait pas, à l’instar de l’ensemble du monde agricole, réitérer les mêmes erreurs que d’autres pays en ayant une méthanisation reposant largement sur la production alimentaire. C’était un choix. Et ce choix a un coût, qui ne peut pas baisser aussi rapidement que certains le voudraient. Certes, il serait possible de faire baisser très rapidement le coût du gaz avec des méthaniseurs 100 % maïs ou 100 % betteraves. Mais ce ne serait pas durable. Et si la filière se pénalise au départ, c’est pour disposer d’atouts durables. D’où l’importance que les certificats puissent rester locaux ou franco-français.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il me semble que la capacité de captation de CO2 des sols agricoles fait encore débat. Qu’en est-il ?

M. Olivier Dauger. Les sols qui gardent beaucoup le CO2 sont les forêts et les prairies, de même que les haies et les zones humides. Mais il y a un potentiel dans tous les sols de l’agriculture – c’est l’idée des « 4 pour 1 000 », prônée par le monde scientifique avant de l’être par le ministre, selon laquelle en travaillant et en labourant ces sols, on a libéré du carbone. C’est la raison pour laquelle j’indiquais qu’il faut réaugmenter la matière organique des sols, ce qui requiert de refaire de la biomasse et de capter le carbone en évitant de trop retourner le sol. C’est tout le débat actuel sur les agricultures dites simplifiées ou de conservation.

Nous savons aussi qu’à un moment donné, nous arriverons au taquet de ce que l’on peut faire dans un sol. Le risque sera alors que tout se libère d’un coup. Mais si l’on ne commet pas d’erreurs techniques, cela ne se libère pas. Il existe une marge de manœuvre. En France, la matière organique des sols n’est pas la pire du monde, loin de là. Mais quand on parle de biomasse et de méthaniseurs à partir de plantes immatures, c’est au sujet de ces sols-là. Il est aussi possible de faire des méthaniseurs avec de l’herbe et moins d’élevage. C’est la formule proposée par Solagro : un élevage moins intensif et l’utilisation de l’herbe, qui pousse, dans des méthaniseurs. Mais on ne touche pas au sol.

Quand vous mettez une troisième culture en deux ans, même si vous la récoltez, 50 % restent dans le sol, entre les racines et la partie pas récoltée. Cela signifie que la troisième culture permet un véritable apport organique. L’INRA l’a calculé et a prouvé qu’un méthaniseur améliore la qualité et la matière organique du sol à la seule condition – c’est un élément important qu’il faut prendre en compte dans la filière – que le digestat retourne dans le sol : à partir du moment où on prend de la biomasse pour faire du gaz, il faut que le retour du digestat au sol soit assuré. Quoi qu’il en soit, il est assez logique, dans une exploitation ou un groupe d’exploitations agricoles, de remettre de l’amendement ou de l’engrais organique. Et quand vous faites cela, vous augmentez la matière organique des sols. Les travaux de l’INRA vous le confirmeront.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez parlé de seuil critique pour générer la baisse des coûts. Selon vous, quel est-il ?

M. Jean Lemaistre. Notre demande concerne les cinq prochaines années. La filière a déjà proposé une baisse du tarif de 2 % par an. C’est une proposition que nous avons présentée dans le cadre des travaux sur la PPE.

M. Vincent Thiébaut, président. Pouvez-vous nous rappeler quel est le tarif moyen actuel ?

M. Jean Lemaistre. Il est de l’ordre de 90 euros le mégawattheure (MWh). Il fluctue selon les installations. Sur les petites installations qui éliminent beaucoup de déchets, le tarif peut monter à plus de 100 euros le MWh. En revanche, sur les plus grosses installations, il peut descendre jusqu’à 70 euros le MWh, voire 50 euros le MWh dans certains cas particuliers. En tout état de cause, le prix moyen est actuellement de l’ordre de 90 euros le MWh. Il était un peu plus élevé au tout début de la filière.

Nous sommes bien dans une dynamique de réduction des coûts. Nous avons fait cette première proposition d’une baisse de 2 % par an d’ici 2023, sur la première période de la PPE. Par ailleurs, nous pensons qu’il faudrait véritablement conserver pour 2023 l’objectif de 8 TWh qui figurait déjà dans la précédente PPE. Compte tenu d’une augmentation progressive du nombre de projets année après année et de la lisibilité sur ces 8 TWh, il nous semble que cela permettrait de donner confiance aux acteurs, en particulier aux constructeurs et aux bureaux d’études, donc de disposer d’un gisement d’affaires qui permettrait d’industrialiser la filière et de diminuer les coûts. Nous avons proposé au Gouvernement de faire un retour d’expérience en 2022 pour voir quelle ambition de baisse des coûts on pourrait fixer pour la 2e période de PPE, étant entendu que l’objectif que nous estimons envisageable à horizon 2030 est une baisse de l’ordre de 30 % des coûts.

La situation est quand même un peu compliquée. Dans notre filière, en tout cas pour l’injection, on compte moins d’une centaine d’installations en service. Quand on nous dit qu’il faut absolument que nous baissions les coûts de façon drastique – dans les premières versions de la PPE, nous avons vu apparaître des baisses de coûts extrêmement rapides –, nous avons le sentiment que l’on met un peu la charrue avant les bœufs. Cela nous désole un peu. Nous sommes d’accord sur la baisse des coûts et sur la nécessité d’industrialiser la filière. Nous avons d’ailleurs monté un groupe de travail dans le cadre du comité stratégique de filière pour accélérer la baisse des coûts. Cela étant, on ne peut pas demander à une filière qui émerge d’être industrialisée avant d’avoir commencé.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez dit qu’un projet pouvait mettre jusqu’à cinq ans pour sortir. Quelles seraient vos préconisations pour réduire ce temps nécessaire à l’émergence de projets ?

M. Olivier Dauger. C’est un serpent de mer ! Je pense qu’il est possible de simplifier le processus. Je suis dans une région, les Hauts-de-France, proche de la Belgique, des Pays-Bas et de l’Allemagne. Dans ces pays, il faut un an pour mettre en place un méthaniseur. Et ils ne sont pas nécessairement plus mauvais que nous. Il faudrait peut-être un guichet unique. Le problème, en France, est qu’il faut contacter différentes administrations, monter de nombreux dossiers et suivre plusieurs démarches sans aucune centralisation. Ainsi, pour démarrer un nouveau dossier, il faut que le précédent soit achevé, et les délais entraînent une perte de temps. Je ne dis pas qu’il faut que tous les projets sortent en un an, mais si tous les dossiers pouvaient être finalisés en dix-huit mois ou deux ans, ce serait déjà une véritable aide. D’autant que c’est aussi un coût de démarrage pour les méthaniseurs.

C’est un élément à prendre en compte pour la baisse de tarifs.

Nous n’avons pas toutes les réponses à nos questions. Aujourd’hui, on nous répond que les déchets ne coûtent pas cher, que les intrants ne valent rien et que faire du gaz ne vaut pas grand-chose. Mais si l’on multiplie de 1 TWh à 30 TWh, les déchets vont coûter de l’argent. Cela veut dire qu’il faudra vraiment des méthaniseurs avec de la biomasse. Or produire de la biomasse a quand même un coût, humain comme matériel.

Tant que nous ne savons pas exactement comment le marché procédera, il est difficile d’évaluer les coûts. En tout cas, réduire la durée de constitution des dossiers faciliterait l’acceptabilité en permettant aux porteurs de projets de ne pas avancer d’argent.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Comme vous le rappeliez, nous essayons tous de faire baisser le prix des EnR. Dans cette optique, seriez-vous capable de chiffrer l’inertie ou les contraintes administratives ? Quel que soit le dossier EnR, c’est apparemment toujours plus compliqué en France qu’ailleurs ! Il faudrait arriver à le chiffrer très précisément, pour voir quelle part du coût ou du surcoût des EnR est liée aux règles que nous nous imposons à nous-mêmes. Cela permettrait de savoir si cette part, qui dépend directement de nous, pourrait être allégée et comment. Pourriez-vous travailler de votre côté sur des éléments chiffrés ?

M. Jean Lemaistre. Les contraintes administratives ne portent pas seulement sur les délais et les procédures d’autorisation. La filière en tout cas, parce qu’elle veut être acceptée par les riverains et ancrée dans les territoires, est tout à fait favorable à ce qu’il y ait un minimum de mise en débat, de discussion et de partage des projets – ce qui requiert nécessairement du temps. Il faut aussi nécessairement un peu de temps pour que trois ou quatre agriculteurs parviennent à se mettre d’accord pour monter ensemble un projet. Nous ne sommes donc pas pour la précipitation. Qui plus est, il n’existe pas dans notre filière de risque d’emballement comme il y en a eu pour d’autres EnR.

Pour prendre cet exemple, se pose la question de l’hygiénisation et de la qualité des digestats. Dans aucun pays en Europe, on n’envisage d’hygiéniser les intrants pour la méthanisation. En France, en revanche, cette question est actuellement en débat. Il nous semble que, d’une manière générale et à condition de respecter des durées de traitement suffisantes et de suivre un certain nombre de précautions, il n’y a pas lieu de faire de l’hygiénisation systématique, en tout cas dans le domaine agricole. Cela apporterait une complexité inutile qu’il vaut mieux, à mon avis, éviter. Certes, il faut être prudent sur toutes ces questions de santé publique et d’hygiénisation, mais ce sont des sujets à propos desquels nous espérons qu’il n’y aura pas de surenchère réglementaire à l’avenir, pour permettre à la filière de se développer normalement comme c’est le cas dans les autres pays européens. Il serait très dommage qu’en la matière, nous ayons en France la réglementation la plus dure d’Europe.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. On nous répète régulièrement que c’est plus compliqué en France qu’ailleurs, ce qui facilite le développement de projets en dehors de nos frontières, de même que l’installation des compétences et des talents. Il me semble important d’évaluer ces sujets dans leur ensemble.

Par ailleurs, vous indiquez que les EnR participent à la vitalité territoriale. Disposez-vous de chiffres ou d’éléments précis sur ce point ?

M. Olivier Dauger. Vous voulez connaître le nombre de méthaniseurs territoriaux ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Non. Vous évoquiez la dynamisation des territoires comme l’une des externalités positives de la méthanisation. Pouvez-vous le chiffrer ?

M. Olivier Dauger. Dans ma région, les Hauts-de-France, il existe de nombreux projets en cours et à venir entre des collectivités et le monde agricole. Le schéma régional climat-air-énergie indique qu’il faut aller vers une autonomie. Dans cette région, les collectivités considèrent que c’est peut-être l’occasion de faire de l’économie circulaire et de refaire de l’économie sur le territoire. Cette perspective rassemble les acteurs. Les agriculteurs amènent le gisement avec les effluents ou les boues d’épuration si nécessaire, par exemple. On constate l’émergence d’une volonté politique, de projets de territoire, y compris dans les territoires qui n’ont malheureusement plus ou que très peu d’activité économique et de services publics. Cela recrée un plaisir de vivre. Et demain, sans doute, des territoires auront une autonomie énergétique et pourquoi pas alimentaire également. Ils vivront avec leurs propres ressources, pour eux mais pour d’autres aussi. Ils pourront valoriser au maximum ce qu’ils ont chez eux. Nous le ressentons. C’est ce que nous appelons les externalités positives. Il est vrai qu’il ne s’agit pas d’apports sonnants et trébuchants, mais il n’empêche que c’est un plus, qui répond à un certain nombre de questions qui se posent aujourd’hui, aussi concernant la gestion des effluents ou des déchets d’une usine ou des collectivités, tout simplement – y compris les cantines.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’en suis parfaitement convaincue. Mais nous manquons de données chiffrées pour le valoriser. En revanche, le coût d’une énergie ou le montant d’une subvention est très tangible. Si vous pouviez nous apporter des éléments permettant de débuter un chiffrage, cela nous permettrait d’aller plus loin.

M. Olivier Dauger. Je suis d’accord, mais je reste persuadé que le débat doit être plus large que le sujet principal. Certes, nous évoquons un ressenti et il n’y a pas de solution parfaite. Seule une somme de solutions imparfaites permettra d’avancer et d’améliorer la situation. Mais « ce qui compte ne peut pas toujours être compté et ce qui peut être compté ne compte pas forcément », pour citer Einstein. Cette phrase illustre parfaitement notre débat. Avec la DGEC et Bercy, il faut que chaque élément entre dans la bonne case. Mais tout n’entre pas nécessairement dans les cases.

Il me semble que le rôle des parlementaires est aussi de faciliter la transition vers un changement de monde. C’est en ce sens que j’évoquais l’importance de l’analyse du cycle de vie, en identifiant les externalités positives et négatives. La solution parfaite n’existant pas, avançons dès que nous en trouvons une meilleure.

M. Jean Lemaistre. Nous nous livrerons tout de même à l’exercice que vous avez demandé, qui consiste à passer en revue rapidement les externalités et à vous dire où nous en sommes dans la réflexion et la démarche de valorisation.

L’année dernière, nous avons conduit plusieurs études sur ce sujet. Dans le cadre du comité stratégique de filière mis en place avec le Gouvernement, nous pilotons une étude plus approfondie sur la valorisation et l’estimation des externalités pour aller dans le sens que vous souhaitez.

La première externalité est l’économie de CO2. Le contenu en CO2 est un peu supérieur à 200 grammes par KWh – cela varie que l’on regarde le pouvoir calorifique supérieur (PCS) ou inférieur (PCI). Dans la mesure où mettre en place du biométhane plutôt qu’une solution de gaz fossile permet d’économiser à peu près 80 % du CO2, nous sommes à 20 € du MWh pour une tonne de carbone à 100 euros et à 50 euros du MWh pour une tonne de carbone à 250 euros comme l’envisage le rapport Quinet. Pour rappel, le tarif d’achat moyen d’achat du biométhane est actuellement de l’ordre de 90 euros le MWh, et le prix de marché est de l’ordre de 30 euros le MWh – il est même plutôt de 25 euros le MWh mais il risque d’augmenter d’ici à 2030. L’écart n’est donc que de 10 euros. Donc si nous baissons nos coûts d’abord de 2 % par an puis plus rapidement dans l’avenir, pour cette seule externalité du CO2, nous sommes déjà bien positionnés vis-à-vis des valeurs du rapport Quinet.

Votre question ne portait pas trop sur le CO2, parce que je pense que vous avez déjà amplement de la documentation là-dessus ! Quoi qu’il en soit, nous continuerons à préciser ces chiffres, notamment pour prendre en compte le stockage du carbone dans les sols – les fameux « 4 pour 1 000 » dont parlait Olivier Dauger.

Nous avons pu plus ou moins chiffrer d’autres éléments, à commencer par la qualité de l’eau. L’un des gros atouts de la méthanisation vient du fait que lorsqu’on méthanise les nitrates contenus dans les effluents agricoles, en particulier les effluents d’élevage, on ne supprime pas le nitrate mais on le met sous une forme plus facilement utilisable par les plantes et qui a moins tendance à aller directement dans les nappes phréatiques. La méthanisation permet aussi d’éviter d’autres substances, contribuant là encore à la qualité de l’eau. Nous l’avons chiffré à partir des valeurs communiquées par les agences de bassin à 6 euros le MWh.

Une autre externalité importante est le coût de traitement des déchets. Fut un temps, les producteurs devaient payer pour éliminer certains déchets. Aujourd’hui, on les leur achète. Le coût de traitement d’un certain nombre de déchets a ainsi fortement diminué. La valeur de cette externalité peut aller de zéro pour les projets qui ne recyclent pas de déchets à 16 € pour certains projets industriels qui recyclent énormément de déchets.

Nous avons également essayé de valoriser les emplois, car la filière biométhane crée des emplois et améliore la résilience des exploitations. On peut considérer que cela représente de l’ordre de trois ou quatre emplois en fonction de la taille des installations, parfois il y en a que deux, par unité de production de biométhane.

Le coût pour la collectivité d’une exploitation sans emploi est une externalité de l’ordre 8 euros le MWh.

Il est plus difficile de chiffrer la biodiversité apportée. Je n’ai pas de méthode pour le faire, aujourd’hui. Je n’ai pas non plus de méthode pour valoriser la réduction de l’utilisation des pesticides, des herbicides et des fongicides. Elle permet en tout cas l’amélioration de la qualité de l’air et la réduction des odeurs. En outre, quand il y a un élevage et si la méthanisation a été faite correctement, cela permet d’épandre du digestat stabilisé plutôt que des effluents agricoles qui sont encore en phase de fermentation. Cela réduit les odeurs, mais nous n’avons pas pu le valoriser.

Une autre valeur très importante mérite d’être citée : le fait de rendre les agriculteurs, qui sont parfois critiqués, acteurs de la transition énergétique. Je pense que cette dimension, plus sociale et sociétale, est aussi extrêmement importante.

Nous essaierons de valoriser un peu mieux toutes ces externalités, d’autant que les études ont un peu été faites en chambre – certes, avec les agriculteurs, mais pas toujours de façon partagée avec les pouvoirs publics. Dans le cas du comité stratégique de filière, nous reprendrons donc ces études pour approfondir certaines d’entre elles et partager les résultats avec les pouvoirs publics pour aller vers des valeurs plus reconnues, plus opposables et moins sujettes à polémique.

M. Olivier Dauger. Cela renforce aussi la durabilité des exploitations en valorisant au maximum la photosynthèse. C’est important à savoir dans le cadre du débat sur le rôle que peut jouer l’agriculture en matière d’énergie. L’agriculture a toujours naturellement fait de la bioéconomie, ou de l’économie de la photosynthèse, pour l’alimentation bien sûr mais aussi, avant l’ère du pétrole, pour le chauffage et le bois. C’est naturel. Avec le sol et l’eau, la photosynthèse permet soit d’avoir un élevage, soit de produire de l’alimentation, soit d’exploiter le sol. Pendant deux siècles, on n’a fait que de l’alimentation et on avait autre chose, pas cher bien que peut-être un peu polluant – mais on ne le savait pas, à l’époque. Aujourd’hui, on revient au cycle naturel de l’agriculture, qui peut se faire sans remettre en cause la production alimentaire. C’est important, car certains ne parlent que d’externalités négatives. Or la filière française a choisi la complémentarité, c’est-à-dire de ne pas empiéter sur l’alimentaire pour faire du biogaz, ce qui est possible.

C’est important car cela permet de renforcer la durabilité de l’exploitation, qui peut valoriser davantage de choses : un effluent devient un produit, par exemple. Il est également possible de retirer une valeur ajoutée des intercultures qui s’imposeront au fur et à mesure. Cela permet aussi de produire de l’engrais organique. Je rappelle qu’aujourd’hui, le prix de l’engrais chimique est fondé sur celui du gaz ou du pétrole. Ainsi, plus le prix de ces énergies augmente, plus celui de l’engrais chimique croît aussi.

M. Hervé Pellois. Ma question était en partie relative aux externalités. Je ne vais donc pas la poser. L’énumération que vous avez faite est très intéressante. Il me semble que l’on ne met pas suffisamment en avant, même si vous l’avez fait dans votre introduction, la diversité des exploitations qui peuvent être intéressées par la méthanisation. On parle de la méthanisation depuis une trentaine d’années. Des stations expérimentales ont mis en place des outils. Mais c’est surtout dans le monde de l’élevage que l’on envisageait les méthaniseurs, pour mieux traiter les lisiers et les fumiers. Aujourd’hui, comme vous l’avez dit, les grandes cultures s’y intéressent aussi pour revaloriser un certain nombre de déchets.

Vous avez parlé d’une filière franco-française non-délocalisable. Mais au niveau des installations, nous sommes quand même loin d’avoir une filière française. Si j’ai bien compris, nous dépendons essentiellement de l’Allemagne ou d’autres pays sur ce plan. Pouvez-vous me dire si je me trompe ?

Par ailleurs, vous nous avez invités, nous autres députés, à nous intéresser à la méthanisation. Lors du précédent mandat, un groupe de travail était consacré à la méthanisation. Il me semble que c’est à nouveau le cas actuellement. Nous nous intéressons donc au sujet. Tout comme nous nous sommes intéressés à la fiscalité, qui n’était pas très favorable aux agriculteurs et que nous sommes parvenus à améliorer. Aujourd’hui, que vous manque-t-il vraiment ?

M. Olivier Dauger. Ce qui ne va pas, c’est que la PPE met la charrue avant les bœufs – j’emploie ce terme agricole à dessein. Si l’on veut développer une filière, il faut déjà lui permettre de sortir du nid. Or nous avons le sentiment que la première marche est tellement haute que personne ne pourra la monter. C’est cela, le problème.

Vous évoquiez la diversité des projets. En l’occurrence, dès lors que l’agriculture est elle-même diverse, les projets de méthanisation sont très variés. Ils peuvent concerner toutes tailles d’exploitation et tous types de production, des projets individuels ou collectifs. C’est ce qui est intéressant. Il s’agit vraiment de projets liés au terroir.

M. Jean Lemaistre. La première question à se poser est celle du gisement. En effet, il faut faire un projet en fonction du gisement et pas un projet copié/collé. Il faut aussi définir le type de projet : collectif, avec des voisins, dans un groupe, etc.

Il est vrai que ce sont les éleveurs qui ont démarré cette démarche, par la co-génération pour valoriser leurs effluents. C’était une façon de montrer qu’un déchet peut devenir un produit.

En outre, les éleveurs ont souvent besoin de chaleur. Or la co-généération en produit, ce qui n’est pas le cas de l’injection. Aujourd’hui, le national pousse plus vers l’injection parce que nous avons besoin de sortir du fossile et du gaz, l’électricité n’étant peut-être pas une urgence absolue en France. Mais un éleveur qui a un projet de valorisation de sa chaleur peut tout à fait encore prévoir un co-générateur.

Je rappellerai ici que lorsque nous avons rediscuté les prix de la co-génération, il y a deux ou trois ans, la discussion s’est faite dans la transparence : 80 ou 90 méthaniseurs ont apporté leurs tarifs au gouvernement et à la DGEC de l’époque en totale transparence, l’objectif étant alors d’éviter ce qui avait pu se passer en photovoltaïque.

Par ailleurs, on nous dit qu’il n’est pas possible d’ajuster les tarifs en fonction des externalités. Mais je rappelle qu’en co-génération, il y a à la fois le prix de l’électricité, soit 15 centimes, et une prime effluents, de 5 à 6 centimes selon le pourcentage d’effluents, visant précisément à favoriser les éleveurs. Cela montre bien qu’il est possible d’adapter les prix en fonction de l’intérêt apporté par la pérennisation des élevages, la gestion de l’environnement, voire la création de valeur ajoutée.

Concernant la filière française, nous avons démarré avec l’idée de ne pas faire comme les autres. Mais dans la mesure où il n’existait pas de filière amont pour le matériel, c’est la filière allemande qui est venue – avec un système moins costaud que le nôtre. En effet, quand vous ne mettez qu’un seul produit, qu’il y a un seul entrant et un seul sortant, peu importe la robustesse du matériel. Mais quand vous commencez à mettre plusieurs produits dans le méthaniseur, qu’il faut éventuellement broyer, il faut du matériel plus costaud et moins corrosif. Or le matériel allemand qui est arrivé en France s’est révélé moins fiable – pas nécessairement par la faute des Allemands, mais parce qu’il a été conçu pour un certain type de méthanisation.

Cela a entraîné une augmentation des tarifs et des coûts de production qui n’était pas prévue. De nombreuses start-up et entreprises françaises envisagent donc de créer une filière française. Mais ce ne sera possible que lorsqu’il existera une véritable dynamique. Les outils existent, mais seules l’industrialisation et la massification permettront de faire baisser les tarifs. Encore une fois, c’est l’histoire de la poule et l’œuf. En tout cas, nous pouvons créer une filière franco-française liée à une méthanisation qui réponde aux enjeux du climat et des territoires sans toucher à l’alimentation, avec du matériel adapté. C’est même notre objectif. C’est la raison, dans notre filière, de l’Association Technique Energie Environnement (ATEE) et la filière amont de matériel. Pour nous, il est essentiel de pouvoir aussi développer cette filière-là.

M. Hervé Pellois. Pourriez-vous illustrer vos propos ?

M. Olivier Dauger. Il est vrai que, pour beaucoup de matériel, nous sommes plutôt partis de l’expérience des Allemands que nous avons adaptée et « francisée », étant entendu qu’un méthaniseur est une installation en béton, donc essentiellement une production locale.

En revanche, certains composants sont beaucoup plus technologiques. Dans le domaine de l’injection, quand on valorise le biométhane non pas en produisant de l’électricité mais en l’injectant directement dans le réseau, cela suppose de l’épurer. En l’occurrence sur ce plan, la France est à la pointe au niveau mondial. Plusieurs start-ups comme Chaumeca, Cryo Pur ou Waga Box sont de véritables leaders mondiaux. Chaumeca, par exemple, produit à moitié pour la France et à moitié pour l’export.

J’ai donc tendance à être beaucoup plus confiant et optimiste sur la filière industrielle française, et à penser à la fois que l’essentiel de la valeur ajoutée – au moins 75 % – restera bien en France, et que sur certains segments d’activité, notamment l’injection, nous avons même la capacité à exporter notre savoir-faire dans le domaine de la méthanisation si l’on donne à la filière la chance de se développer.

Concernant le développement de la filière, vous remerciez la représentation nationale, notamment sur les questions fiscales. Vous m’avez demandé ce qu’il faut faire et quelles sont les attentes de la filière. Notre premier objectif pour 2023, car nous sommes quand même un peu dans l’urgence, est celui des 8 TWh dont je vous ai parlé. Ce n’est pas un plus : c’est ce qu’il y avait dans la précédente PPE. Nous souhaitons également conserver, dans le domaine de l’injection, l’objectif d’un vrai 10 % de gaz renouvelables dans les réseaux en 2030. Une loi énergie passera d’ailleurs prochainement à l’Assemblée nationale. Nous souhaitons vraiment qu’à cette occasion, soit réaffirmée cette trajectoire déjà inscrite pour une large partie dans la PPE.

M. Vincent Thiébaut, président. Comme vous l’avez très bien dit, nous souhaitons éviter de réitérer ce que nous avons connu avec le solaire : les contrats qui existaient jusqu’en 2011 nous coûtent aujourd’hui 2 milliards d’euros par an. Sur la balance globale de EnR, c’est un passif assez conséquent que nous traînerons jusqu’en 2035. Nous avons rencontré le syndicat des EnR, qui estime qu’il faut maintenir nos ambitions en la matière mais décaler à 2030 l’objectif d’un coût de 67 euros initialement fixé pour 2023. Il souhaite également introduire le seuil de 40 GWh par an dans les contrats.

Vous parlez d’une filière franco-française. Quel est le retour d’investissement ? Disposons-nous d’évaluations chiffrées dans d’autres pays européens ? Par ailleurs, l’échelon franco-français n’est-il pas trop restrictif pour cette filière ? Ne vaudrait-il pas mieux raisonner à l’échelon européen ? De fait, nous sommes sur un marché ouvert. Vous l’avez très bien montré, il ne faut pas se leurrer : avec les réseaux, le gaz que l’on achète et que l’on consomme n’est pas nécessairement produit localement.

M. Jean Lemaistre. Vous abordez plusieurs points.

M. Vincent Thiébaut, président. Je reconnais que je ne vous ai pas facilité la tâche !

M. Jean Lemaistre. Pas du tout ! Nous y voyons la marque de votre intérêt. Nous vous en remercions.

Je vais commencer par répondre sur la valeur ajoutée française. Nous considérons qu’elle se situe aujourd’hui autour de 75 %. Elle pourrait être plus élevée si nous étions au niveau européen. Je souhaite attirer votre attention sur le fait que nous parlons plutôt de la partie investissements. L’une des spécificités de la méthanisation par rapport aux autres EnR, qui sont quand même beaucoup plus connues, est qu’elle n’est pas posée sur le sol. Elle transforme les territoires. Elle est ancrée dans le process agricole. C’est un continuum par rapport au territoire où elle est implantée. Enfin, les deux tiers de ses coûts sont des coûts d’exploitation. Ainsi, quand on implante un méthaniseur, ce n’est pas un équipement avec aucun emploi pérenne et uniquement quelques emplois ponctuels pour l’entretien, mais ce sont deux à trois emplois pérennes sur toute la durée de vie du projet. Cette dimension d’ancrage dans les territoires, d’emplois pérennes et de synergie avec l’activité agricole en matière de résilience des exploitations nous semble absolument fondamentale.

Vous considérez que l’on peut compter les emplois européens et pas uniquement les emplois français. Je suis tout à fait d’accord avec vous. Dans le cadre de l’étude que nous sommes en train de conduire pour le comité stratégique de filière, telle est d’ailleurs bien notre intention. Cela étant, je voudrais aussi attirer votre attention sur le fait que nous souhaitons aussi compter les emplois locaux dans les territoires où est implanté le méthaniseur, c’est-à-dire là où l’on coule le béton, là où il y aura de l’exploitation pendant toute la durée de vie du méthaniseur, avec des emplois supplémentaires. Et pour cause, ces méthaniseurs sont bien souvent implantés dans des territoires en souffrance, dans lesquels on n’a pas investi depuis des années et où la laiterie a fermé. Or les emplois locaux, je ne dis pas cela pour opposer les uns aux autres, ont une valeur spécifique dans le cas de la méthanisation.

M. Olivier Dauger. Il est un peu compliqué d’évaluer le retour sur investissement sachant qu’il y a très peu de méthaniseurs d’injection et qu’ils sont tous assez récents et différents. Nous avons entamé de travail – d’où la demande d’une échéance à 2023, qui permettra d’avoir un peu plus de recul. Les acteurs en co-génération nous ont alertés sur ce point. J’ai participé à la négociation sur les tarifs de la co-génération, et je me souviens qu’on affirmait que les moteurs allemands duraient 8 ans. Pourtant, il a fallu les changer au bout de 4 ans. Ce n’était pas prévu dans le plan de départ. D’où l’importance d’avoir du recul. Aujourd’hui, on compte une dizaine de méthaniseurs, dont la plupart ont deux ou trois ans. Cela ne permet pas d’évaluer le retour sur investissement, même si, vous avez raison, il est très important de le connaître.

Concernant le coût, le gisement est entre 85 % et 90 % agricole. Le reste n’est pas agricole. C’est une complémentarité – nous sommes d’ailleurs là pour parler de tout le monde. Il va de soi qu’une taille critique est nécessaire, mais un méthaniseur agricole peut être relativement compétitif avec un méthaniseur plus gros. En effet, les coûts du méthaniseur agricole, qui concernent les coûts de fonctionnement, viennent notamment de la main-d’œuvre. Dans une ferme, un méthaniseur est un élevage de bactéries. C’est la raison pour laquelle il est assez naturel, pour un agriculteur, d’évaluer la ration à mettre dans le méthaniseur pour équilibrer les bactéries. Les agriculteurs sont habitués à le faire avec leurs animaux. Ils sont également habitués aux astreintes. Si le méthaniseur tombe en panne à 3 heures du matin, l’agriculteur se lève sans hésiter. Dans une entreprise privée, c’est plus compliqué. Soit il faut des salariés en permanence, soit vous attendez le matin pour réparer le méthaniseur mais vous perdez plusieurs heures de fonctionnement.

Ces éléments sont compliqués à évaluer, a fortiori sans recul. Quoi qu’il en soit, nous pensons qu’au tarif actuel, nous sommes relativement bien placés. Mais c’est la brutalité de la descente qui gêne. Nous savons qu’il faudra travailler la descente. C’est important, sachant qu’un tiers du méthaniseur vient du béton, dont le prix ne baisse pas. Le Grand Paris n’aide d’ailleurs pas à le baisser, étant donné qu’il n’y a quasiment plus de bétonnières. Le deuxième tiers vient de l’alimentation du méthaniseur. Aujourd’hui, il s’agit de déchets qui ne coûtent pas cher parce que les gens sont encore bien contents de s’en libérer. Toutefois, on sent déjà une certaine tension, notamment dans ma région, avec la proximité de la Belgique où les déchets sont vendus. Cela risque de jouer, à terme, sur les retours sur investissements.

M. Vincent Thiébaut, président. Quelle est la rentabilité moyenne d’un méthaniseur pour un agriculteur ? C’est aussi un point essentiel.

M. Olivier Dauger. Là encore, un recul est nécessaire. Pour jouer la transparence absolue, il faut aussi voir les externalités positives apportées à l’agriculteur, à commencer par l’engrais, qui est de très bonne qualité. C’est important, compte tenu du prix actuel de l’engrais chimique. Certes, un éleveur a déjà son effluent, mais il gère son problème environnemental. Mais pour un agriculteur, acheter un engrais chimique ou avoir son propre engrais fait partie du prix de revient du gaz. C’est une globalisation, sur l’exploitation, de ce qu’apporte le méthaniseur. C’est un produit. Le digestat est un produit. Il peut être vendu, même s’il vaut mieux qu’il revienne sur le sol.

M. Vincent Thiébaut, président. Avez-vous malgré tout une idée ? Sur mon territoire, de nombreux agriculteurs se lancent dans des projets de ce type. Il s’agit parfois de projets de 4 à 6 millions d’euros. La notion de retour sur investissement et de rentabilité est nécessairement chiffrée. Je ne peux pas croire que l’on se lance dans un investissement de 4 à 5 millions et qu’on aille chercher des financements sans avoir une notion de rentabilité fondant un business plan.

M. Jean Lemaistre. Le tarif construit il y a quelques années selon le processus habituel vise une rentabilité de l’ordre de 7 %, de mémoire. Je précise toutefois qu’il existe une diversité de rentabilités effectives pour les agriculteurs. Certains projets tirent très bien leur épingle du jeu, notamment quand ils ont pu obtenir des déchets à moindre coût. D’autres sont plus en souffrance et en difficulté, pour diverses raisons.

En tout état de cause, si la filière se développe correctement, il existe des raisons industrielles d’obtenir une baisse régulière des coûts. C’est pour cela que nous avons proposé une baisse du tarif de l’ordre de 2 % par an. Une analyse est en cours par les pouvoirs publics. Au sein de la filière, nous ne sommes pas favorables aux effets d’aubaine sur des niches particulières. Nous prônons un développement progressif, avec une rentabilité raisonnable des agriculteurs. Ceux-ci n’attendent pas des taux de rentabilité à deux chiffres. Nous ne sommes clairement pas dans cette logique-là, et ce n’est pas cela que nous défendons. En revanche, nous sommes attentifs à ce que la charrue ne soit pas mise avant les bœufs.

Il est vrai qu’au début de l’année, plusieurs projets ont déposé leur dossier de candidature parce que le Gouvernement avait laissé entendre qu’il envisageait une baisse relativement drastique des tarifs compte tenu des annonces de la PPE. Cela a produit une sorte de mini-emballement. Il est difficile, avec quelques centaines de projets, de parler d’emballement, mais force est de constater qu’il y a eu un regain que nous avons interprété positivement comme le démarrage – enfin ! – de la filière. Car il faut quand même regarder les choses comme elles sont : le tarif est en place depuis plusieurs années, mais il n’y avait qu’une dizaine d’installations et de mises en service par an dans le domaine de l’injection. Dans le domaine de la co-génération, personne ne parle d’effet d’aubaine. Une baisse du tarif de 2 % est également prévue, et ce n’est pas un sujet.

Mon impression est que les pouvoirs publics sont en train d’approfondir ce point-là et que le dispositif est sous contrôle. Nous ne sommes pas du tout, comme cela a été le cas pour d’autres EnR, dans une situation d’effet d’aubaine, d’emballement ou de bulle. De toute façon, la durée de maturation d’un projet de méthanisation est telle, qu’un phénomène de bulle est quasiment impossible.

M. Vincent Thiébaut, président. Ne pensez-vous pas que les choix politiques et l’orientation retenue s’expliquent par la volonté de supprimer tous les véhicules thermiques d’ici 2040 – le gaz restant du thermique – et un véhicule, même au gaz, produisant toujours du CO2 ?

Par ailleurs, que répondriez-vous aux arguments que l’on pourrait vous opposer concernant la méthanisation ?

M. Jean Lemaistre. Je laisserai au président le soin de conclure. Ce que je peux d’ores et déjà indiquer, c’est qu’aucune EnR n’est zéro CO2. Certaines EnR consomment même des ressources qui ne sont pas renouvelables à la surface de la planète et qui sont en quantité limitée. Le gaz naturel émet de l’ordre de 240 grammes de CO2 par KWh PCS pour le gaz naturel. Le gaz renouvelable n’est pas non plus à zéro, puisqu’il émet de l’ordre de 35 grammes. Il n’existe pas d’activité humaine qui n’ait pas d’externalités négatives. Il faut être réaliste.

M. Vincent Thiébaut, président. Pour être clair, ce n’est pas nécessairement ce que je pense. Mais ce type d’arguments peut vous être opposé. Comme je l’indiquais tout à l’heure, la seule énergie verte est celle que l’on ne consomme pas.

M. Jean Lemaistre. Exactement ! Nous sommes bien d’accord. En résumé, nous sommes pour un mix diversifié, qui présente deux avantages sur le plan économique et énergétique, au-delà des externalités dont nous avons largement parlé.

Le premier avantage est qu’il s’agit d’un carburant mature de 2e génération. Et c’est le seul, pas uniquement en France mais dans le monde entier. Nos moteurs sont matures. La technologie de la méthanisation n’est pas industrialisée, mais elle est mature. L’injection est également une solution mature.

Le deuxième avantage est qu’il s’agit de la seule EnR qui peut être développée à grande échelle et qui est stockable. D’autres EnR peuvent être développées à grande échelle, mais elles sont intermittentes. Je pense qu’une énergie franco-française, ancrée dans les territoires, développée à un coût raisonnable, stockable et complémentaire des autres EnR mérite toute l’attention de la représentation nationale. Nous comptons sur vous à l’occasion des prochains votes qui auront lieu sur ces sujets !

M. Olivier Dauger. Tout est dit. Il n’y a pas de solution parfaite. Lors du 10e rendez-vous des EnR, Julien Aubert regrettait que l’on quitte une EnR sans émission tout en oubliant de sortir du fossile, alors que cela avait été considéré comme l’urgence. Finalement, depuis cinq ans, on émet énergétiquement plus de gaz à effet de serre. Il n’y aura jamais d’émission zéro. Nous le savons. Mais nous proposons une diminution en passant d’un peu plus de 200 à 35. Nous savons très bien que l’électricité sur les tracteurs et les transports lourds n’est pas pour demain. En revanche, les tracteurs et les camions au gaz existent et peuvent tourner dès demain.

Nous avons donc une solution à court terme qui diminue déjà de 80 % les émissions. Et nous sommes en deuxième génération, puisque nous utilisons les déchets. Par ailleurs, n’oublions pas que nous ne remplacerons pas tout le gaz par du gaz renouvelable. Il y aura une baisse de consommation d’énergie, ainsi qu’un transfert vers plus d’électricité. Nous sommes à plus de 400 ou 450 TWh aujourd’hui et l’objectif est de descendre à 150 ou 100 à terme. Il y aura donc sans doute moins de gaz, mais nous en aurons toujours besoin.

La complémentarité des énergies est un point essentiel. Le tout électricité peut poser des difficultés en cas de pic, avec de l’intermittent.

Enfin, nous n’avons pas beaucoup parlé de l’acceptabilité sociétale, mais la pression est actuellement plus forte sur les éoliennes que sur la méthanisation.

M. Vincent Thiébaut, président. Quand on habite à côté d’un élevage, on a déjà l’habitude des odeurs.

M. Olivier Dauger. D’aucuns considèrent que les éoliennes gâchent la vue. Et les méthaniseurs suppriment les odeurs. Sans compter qu’ils chauffent la piscine et l’école, donc tout le monde est content !

M. Vincent Thiébaut, président. Seriez-vous en train de dire qu’il faut construire des piscines ? Cela ne va pas tellement dans le sens du développement durable !

M. Olivier Dauger. Le président de l’association des méthaniseurs de France est un producteur bio. La méthanisation accompagne aussi la transformation bio, en chauffant des fromageries par exemple. Tous les systèmes agricoles sont concernés.

M. Vincent Thiébaut, président. Nous étudions actuellement la loi d’orientation sur les mobilités (LOM), dans laquelle nous incluons les projets innovants autour de la mobilité propre. Le coût de l’acceptabilité sociale est un fort sujet de tension, en particulier avec la crise que nous venons de vivre en France. En l’occurrence, la LOM vise à apporter des mobilités propres et durables dans les territoires le plus souvent exclus – 80 % d’entre eux n’étant même pas couverts par une autorité organisatrice des mobilités.

Dans la biométhanisation, avez-vous approché des collectivités ou des départements, dans les milieux ruraux, pour leur apporter une solution alternative pour la réceptivité du déplacement ?

M. Olivier Dauger. Il est dommage que votre collègue de Bretagne soit parti parce qu’il représente précisément l’un des territoires très dynamique dans le domaine de la mobilité gaz. Nous avons parlé du biométhane en disant que soit on faisait de l’électricité, soit on l’injectait dans le réseau. Mais on peut aussi l’utiliser localement. L’objectif est que partout où il y a un méthaniseur, il puisse y avoir une station de gaz avec un petit compresseur permettant d’avoir du biométhane et du gaz renouvelable pour faire rouler les tracteurs, les véhicules de la commune et même quelques voitures, ainsi que les bennes à ordures et les autocars.

Cette idée d’ancrage territorial de la mobilité rurale, grâce à la méthanisation, est très importante. Avec le gaz naturel véhicule, en particulier avec le gaz naturel véhicule biométhane renouvelable, nous disposons d’un levier extrêmement intéressant pour les territoires et la mobilité dans les territoires.

Bien sûr, cela nécessite d’avoir un petit compresseur et une station. Il ne faut pas que la réglementation soit trop compliquée. En tout cas, nous pensons que la méthanisation peut se développer. Pour leur part, les agriculteurs méthaniseurs ont la volonté d’aller vers la mobilité gaz pour leurs tracteurs.

M. Vincent Thiébaut, président. Et il faudra une éolienne pour alimenter le compresseur. Je plaisante !

M. Olivier Dauger. Pourquoi pas ? Dans mon département, l’Aisne, deux transporteurs viennent de créer un méthaniseur avec des agriculteurs – à Saint-Quentin et à Laon – avec une station-service pour leurs camions mais aussi les camions de passage, ainsi que pour les bus. Voilà un cas concret de mobilité. Les transporteurs sont très demandeurs, d’autant qu’un nombre croissant de villes, y compris Paris, imposent des camions à gaz ou électriques. Or il n’existe pas beaucoup de solutions électriques pour les gros camions.

M. Jean Lemaistre. Vous l’aurez compris, nous sommes pour la complémentarité des énergies. Or la méthanisation, c’est vraiment la complémentarité.

M. Vincent Thiébaut, président. Je ne suis pas opposé au mix énergétique, bien au contraire. Je suis même convaincu qu’il est nécessaire. Il faudra déterminer l’énergie utilisée au regard de l’usage et des spécificités territoriales. Toutes les EnR apportent une réponse. Reste un degré de maturité à définir en fonction des problématiques à régler.

La semaine dernière, nous avons organisé une journée d’auditions au cours de laquelle l’éolien a été très critiqué. Cela m’a un peu choqué. Je tiens à le dire et à ce que mes propos figurent dans le compte rendu. Je considère que cela allait à l’encontre de notre approche pour une EnR globale.

Je vous propose d’arrêter ici cette audition. Merci beaucoup d’avoir répondu clairement et de manière très détaillée à toutes nos questions. Si vous avez des éléments complémentaires à nous fournir, n’hésitez surtout pas à nous les faire parvenir.

L’audition s’achève à vingt heures dix.

*

3. Audition, ouverte à la presse, de M. Gilles Vermot Desroches, directeur du développement durable de Schneider Electric, accompagné de Mme Aurélie Jardin, directeur des affaires publiques et partenariats (28 mai 2019)

L’audition débute à dix-sept heures vingt.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons avec un peu de retard et avec toutes nos excuses, puisque le vote en hémicycle nous a malheureusement retardés, les représentants du groupe Schneider Electric M. Gilles Vermot Desroches, directeur du développement durable et Mme Aurélie Jardin, directeur des affaires publiques et partenariats.

Le groupe Schneider Electric est le leader mondial dans les métiers de la distribution électrique, présent sur les différents continents. Votre métier étant ce qu’il est, il apparaît logique que vous caractérisiez la transition énergétique d’un point de vue mondial comme une augmentation de la demande d’énergie et en premier lieu, d’électricité. Ce sont en tout cas les informations que nous avons recensées sur votre site Web et j’espère que vous ne me détromperez pas.

Votre conviction s’appuie sur des considérations de fond : l’urbanisation croissante, la numérisation des entreprises et de la société, la décarbonation de l’énergie et enfin l’électrification des transports.

Les produits et solutions que vous proposez donnent une réponse technologique aux préoccupations d’efficacité énergétique qui font partie de notre champ de recherche, ce qui vous permettra d’alléger votre présentation en liminaire. Utiliser moins d’énergie à même niveau de performance intéresse autant le bâtiment, résidentiel ou non, que l’efficacité opérationnelle dans l’industrie.

De même, vous garantissez une solution technique aux préoccupations relatives à la stabilité des réseaux électriques rendus plus compliquée par l’utilisation de sources d’énergies renouvelables intermittentes. Doit-on voir dans la numérisation le garant du bon accomplissement de la transition énergétique ? Peut-être aurez-vous l’occasion, lorsque vous aurez la parole, de creuser ce sujet. La numérisation elle-même ne suppose-t-elle pas de disposer de centres de données informatiques de plus en plus denses et performants entraînant une augmentation des besoins en électricité avec une électricité abondante et à prix raisonnable ? N’est-ce pas également l’un des aspects de ce que le groupe Schneider Electric qualifie de, je cite, « paradoxe énergétique », soit trouver un juste équilibre entre la nécessité de réduire l’empreinte carbone de la planète et le droit inaliénable de chacun de disposer d’une énergie de qualité, ce que l’on pourrait réduire à concilier l’environnement et le pouvoir d’achat ou la compétitivité ?

Mais qu’est-ce qui caractérise une énergie de qualité ? Cette notion ne recouvre-t-elle pas également la sécurité d’approvisionnement ou l’absence de rationnement, la liberté dans le choix du moment des usages, le prix n’aggravant pas le poids relatif des dépenses d’électricité en fonction du revenu des ménages ? Nous n’oublierons pas la compétitivité, les consommateurs, les industriels, l’environnement et le pouvoir d’achat. Monsieur Vermot Desroches, nous allons vous écouter pour un exposé liminaire de 10 minutes si vous y parvenez. Ensuite, les membres de la commission d’enquête qui se sont déplacés vous interrogeront à leur tour, avec d’abord les questions de notre rapporteure Mme Meynier-Millefert.

Madame le directeur des affaires publiques, souhaitez-vous également prendre la parole ?

Mme Aurélie Jardin, directeur des affaires publiques. Éventuellement pour apporter des compléments.

M. le président Julien Aubert. Dans ce cas, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vais vous demander à tous deux de prêter serment, de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez s’il vous plaît lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Vermot Desroches et Mme Aurélie Jardin prêtent serment.)

Merci. Madame et Monsieur les directeurs. La parole est à vous.

M. Gilles Vermot Desroches, directeur du développement durable de Schneider Electric. Bonjour à tous. Je remercie M. le président, Mme la rapporteure et toutes les équipes ici présentes pour cet accueil et pour nous écouter dans le cadre de cette commission d’enquête. Monsieur le président, vous avez fait une présentation assez précise de ce que pouvait être Schneider Electric, me permettant d’aborder plus rapidement le sujet. Je rajouterai quelques mots pour confirmer la réalité de l’entreprise.

Schneider Electric, comme son nom l’indique peu, est une entreprise française qui opère aujourd’hui dans tous les pays du monde. Elle réalise un chiffre d’affaires d’environ 25 milliards et compte 144 000 collaborateurs. Elle est présente en France, son pays historique, avec environ 1,7 milliard de chiffre d’affaires l’an dernier et plus de 16 000 collaborateurs répartis dans 28 sites industriels, 27 sites tertiaires, 3 centres de logistique, 28 agences commerciales et de nombreux points de vente des produits Schneider Electric (près de 1 500). C’est le pays cœur et clé de Schneider Electric. On peut dire qu’il n’y a pas un manager de cette entreprise dans le monde qui ne connaît pas Grenoble, le lieu historique en tout cas d’une composante de Schneider Electric, qui est Merlin Gerin, mais aussi, bien évidemment, le Nord Isère où se situe notre centre de logistique mondial (le second se trouvant d’ailleurs en Normandie), deuxième site où Schneider Electric est très présent, nos centres de recherche étant situés à la fois dans la région grenobloise, à Carros, en Normandie et à Angoulême.

Hors France, plus de 2 000 ingénieurs français contribuent à ses actions de R&D. C’est de là qu’une bonne partie de ses projets sont mis en œuvre, ce qui fait qu’elle est aujourd’hui le leader mondial plus ou moins incontesté du management de l’énergie et donc de l’ambition de faire fonctionner ensemble, pour accélérer, la transition énergétique et le digital.

J’ajoute que les deux dernières acquisitions de Schneider Electric, Invensys et Aveva, donnent à cette entreprise, dans un cadre assez connexe à notre propos mais qui n’en est pas au cœur, qui est l’industrie du futur, la capacité d’accompagner l’ensemble des acteurs industriels mondiaux dans cette démarche indispensable d’intelligence artificielle et de nouveau modèle, y compris de consommation énergétique puisque l’industrie du futur est bien sûr positionnée sur le sujet.

Par rapport à la question posée ici quant à savoir s’il fallait faire un propos liminaire, Schneider Electric s’inscrit dans une logique assez complexe qui associe énergies renouvelables, efficacité énergétique et intelligence et digital. L’enjeu des énergies renouvelables n’est jamais aussi bien compris que lorsqu’il est lié à la question de l’efficacité énergétique active ou réputée intelligente pour amener à une évolution des comportements, qui seront probablement un peu différents demain de ce qu’ils étaient hier. Je vous donnerai deux exemples d’une démarche qui quitte des technologies où Schneider Electric a l’habitude de prendre la parole pour parler des comportements. On aura beau faire toutes les évolutions technologiques que l’on veut, si les comportements n’évoluent pas, on ne pourra pas avancer comme on le souhaite.

Si on s’éloigne un instant de la question énergétique, il me semble que le comportement au niveau mondial nous fait passer d’un XXe siècle linéaire à un XXIe siècle circulaire et que la question des réseaux énergétiques se pose dans ce cadre. Qu’est-ce que j’entends par passer d’un XXe siècle linéaire à un XXIe siècle circulaire avec l’intervention du digital au milieu de cette démarche ? Au siècle passé, tout était pensé de manière assez linéaire dans la vie : j’apprenais, je travaillais et j’en profitais. J’habitais à un endroit, j’allais travailler ailleurs et je prenais mes vacances ailleurs. Il y avait un producteur d’alimentation par exemple, un transporteur ou un distributeur, je consommais, il y avait des déchets et cela s’arrêtait là ; c’était vrai aussi pour les produits blancs. Sur l’ensemble des démarches que je viens d’expliquer, on est dans une démarche bien plus circulaire où on apprend, on travaille et on profite à chaque moment de la vie, ce que de nombreux dispositifs permettent de faire aujourd’hui. On aime co-worker à l’endroit où on habite et y vivre des activités de loisirs, ce qui fait que dans le monde entier, beaucoup de démarches de réappropriation des rives, des berges du fleuve qui traverse les grandes villes sont à l’œuvre. En outre, concernant la nourriture, on voit aujourd’hui beaucoup d’actions pour manger plus local et être attentif à un certain nombre d’aspects liés.

Est-ce que cette question pénètre le champ de la question énergétique au niveau mondial ? Est-ce que ce comportement très différent de tous les acteurs, qui veulent être à la fois le consommateur et l’acteur-consommateur, avoir un avis sur leur manière de consommer et pourquoi pas participer même à la production, est un sujet qui arrive sur les enjeux énergétiques ? Probablement oui et probablement après les autres sujets. De manière générale, le comportement de l’ensemble des consommateurs sur beaucoup de sujets, qui n’a pas encore touché profondément la question de l’énergie, est en train de la toucher, davantage dans d’autres pays qu’en France pour des raisons qui ne sont pas tout à fait liées à cette évolution des comportements mais parce que l’électricité en France est d’un niveau, d’une qualité et d’un prix assez différents de tout ce qui se passe ailleurs dans les pays matures et encore plus dans les pays non matures. Dans les autres pays, probablement que le cumul de cette évolution des comportements ainsi que la nécessité, dans cette indépendance, d’assurer un accès à l’énergie d’une meilleure qualité, pousse par exemple, particulièrement dans les pays nord-américains mais aussi en Europe et surtout dans le Nord européen comme dans les pays où on manque d’électricité, à promouvoir des solutions de minigrids, solutions qui deviennent technologiquement matures. De grands acteurs tels que l’aéroport de New York sont en train de se munir de leurs propres minigrids pour être indépendants sur leur production énergétique. La situation de la France peut être considérée comme étant profondément différente, ce pourquoi ces technologiques qui s’implantent partout dans le monde n’ont pas à s’implanter dans ce pays. Reste à considérer, en particulier pour les champions industriels européens et particulièrement français, la nécessité d’être présents dans le monde entier dans ces solutions nouvelles qui attirent leurs clients et pour lesquelles nous avons une certaine expertise et un leadership reconnu, et la manière dont on peut réunir en France la qualité qui est la nôtre, en particulier sur l’électricité distribuée, et néanmoins rester à la pointe du progrès et des évolutions tels que le monde les connaît dans la consommation énergétique.

Je voudrais rajouter un autre point pour illustrer cette démarche. Au moment où nous parlons, 300 machines se connectent sur Internet toutes les secondes. Internet connecte aujourd’hui un peu plus de machines ou de solutions que de personnes. Nous savons qu’Internet connecte 5 à 6 milliards de personnes. À l’échelle de 2050, 50 milliards de machines se connecteront directement sur Internet pour converser avec l’homme et pour converser entre elles. L’émergence plus soutenue des énergies renouvelables n’a probablement de sens que parce que la prévisibilité de la production des énergies renouvelables en amont s’améliore profondément et qu’en aval, la capacité de consommer pour un certain nombre de consommations au moment où l’énergie renouvelable le permet est un grand facteur de réduction des émissions de carbone et d’adaptation du réseau dans un dialogue entre l’offre et la demande qui n’a jamais existé précédemment. La distribution électrique du XXe siècle est une distribution linéaire. On produit quelque part et si possible, le plus loin possible des grandes villes et des lieux de consommation, on transfère, on distribue et il y a un consommateur final, pour revenir à la définition que je présentais tout à l’heure. Comme sur tous les autres actes de consommation, l’électricité de demain (le numérique va le permettre) rentre dans un mode, plus circulaire, où chacun est amené à être dans un dialogue entre l’offre et la demande, avec des systèmes que nous mettons en œuvre et qui permettent de faire des choix entre le réseau, la batterie et l’énergie renouvelable produite pour consommer moins et mieux.

La question du prix est importante ; elle n’est pas tout à fait essentielle en tout cas pour un certain nombre d’acteurs dans le monde qui décident d’auto-consommer pour avoir une certaine indépendance sur le sujet et une compréhension pour ne pas être uniquement l’acteur final, quitte à, au moment de l’investissement, n’être pas tout à fait dans une logique dont le seul critère est financier.

J’ajouterai un deuxième point que l’on observe dans les installations mises en œuvre, qui montre cette évolution sociologique des consciences et des comportements lorsqu’on parle d’autoconsommation. Schneider Electric a très longtemps été un très grand promoteur de l’efficacité énergétique active et exclusivement cela, expliquant que le meilleur rendement pour celui qui veut réduire sa consommation énergétique consiste à installer ce type de solution (ce qui est toujours vrai), car la rentabilité au regard du coût (moins de 15 € le m²) et de l’efficacité est la plus grande. Force est de constater que pour un habitant, une famille ou, dans certains lieux, des quartiers (d’où l’importance de pouvoir expérimenter cette démarche), un producteur agricole ou, de manière plus vaste, celui qui met une partie de sa contribution et de sa réflexion dans la production, dans l’autoconsommation, gagne une intelligence et un intérêt à la démarche qui lui font, bien plus que n’importe qui d’autre, s’intéresser à la démarche d’efficacité énergétique. Un éventuel surcoût dans l’installation d’autoconsommation sera très rapidement gagné car celui qui auto-consomme a une intelligence de la consommation et une capacité à se prêter au jeu qui va lui apporter, en termes d’efficacité énergétique et de choix de consommation, une compréhension de ce qui chez lui, lorsqu’il s’agit d’un résident ou dans son bâtiment, etc., consomme et à quel moment et comment mieux organiser sa vie et ses consommations, ce qui lui permettra d’avoir un intérêt sur le sujet.

Schneider Electric participe à de nombreux grands programmes européens liés à la réduction de la précarité énergétique, en particulier avec les acteurs français dans le cadre de Rénovons mais aussi avec Ashoka pour repérer en Europe les meilleurs acteurs qui contribuent à réduire la précarité énergétique chez 10 % des ménages français et européens. On pourrait considérer que parce que, comme le dit Schneider Electric, « Life is on », la vie est meilleure quand on est connecté à de l’électricité, etc., les gens vont utiliser ces solutions non pas pour réduire la consommation énergétique mais pour consommer autrement.

Ce qui est certain et que l’on peut prouver aujourd’hui, c’est que les personnes en précarité énergétique sont très heureuses des 100, 200 ou 300 € de réduction dont elles bénéficient en faisant de l’efficacité énergétique. Lorsqu’un pays tel que la Grande-Bretagne, voisine de la France, installe un plan de déploiement de solutions d’autoconsommation pour 1,5 million de foyers aux fins de réduire la consommation énergétique des personnes, d’une part par la production directe qu’elle va utiliser et d’autre part en raison de l’intelligence que cela lui donne sur sa consommation, nous voyons là une solution que nous pouvons dès à présent, puisqu’elle est expérimentée dans un pays voisin, mieux comprendre et évaluer pour apporter des solutions un peu différentes.

Pour nous, la réflexion pour l’avenir sur les énergies renouvelables ou l’énergie de manière générale ne peut pas être saucissonnée avec d’un côté une réflexion sur l’efficacité énergétique, d’un autre côté une réflexion sur l’intelligence de la consommation et d’un troisième côté les énergies renouvelables et leur pertinence dans le réseau énergétique.

1) C’est en prenant les trois ensemble que l’on peut arriver à une évolution du système énergétique cohérente avec l’évolution des comportements de nos concitoyens au regard de toutes les autres consommations.

2) Lorsqu’une installation individuelle de panneaux photovoltaïques pour l’autoconsommation est faite directement et s’accompagne d’efficacité énergétique, cela permet l’efficience d’une part de la réduction de la consommation énergétique et d’autre part des coûts dont nous avons parlé.

3) En observant nos voisins et pas seulement les Anglais, dont j’ai cité l’exemple, on pourrait même considérer que ce type de solution permet de rentrer sur un sujet précis et complexe qui est la précarité énergétique. Les personnes en précarité énergétique habitent dans deux cadres très différents. Dans le cas de celles qui vivent dans des lieux isolés, des habitats de banlieue lointaine ou souvent mal construits, on peut considérer que l’usage photovoltaïque pour accompagner leur consommation est assez simple à installer. Pour les habitants des centres-villes, les questions sont probablement un peu différentes mais l’usage des toits sur ce sujet n’est pas nul.

4) Quand on est une entreprise technologique, on est attentif à poser la discussion sur les solutions qui existent en 2019. Dans cette réflexion, rien ne nous empêche, pour rester agile à la fois dans notre analyse et dans notre vision, d’accélérer les innovations et les prix. Il y a dix ans, le kilowattheure photovoltaïque était dix fois plus cher qu’aujourd’hui. On assiste désormais à un certain plateau du prix des installations photovoltaïques et avec ce plateau dans le monde, y compris en France (la ferme de Cestas près de Bordeaux permet de le dire), on arrive à des prix de parité qui permettent d’installer une réflexion sur ce sujet.

5) L’ensemble de ces installations dans des expérimentations que Schneider est en train de mener par exemple dans des systèmes scolaires et dans les Pays de la Loire, témoigne d’une dimension éducative qui permet de répondre aux questions indispensables en sachant que ces questions ne se posent pas uniquement dans le cadre d’une évolution technologique.

Il y a dix ans, le Smartphone et les applications dont on parle aujourd’hui n’existaient pas et le renouvelable était dix fois plus cher. Poser une réflexion aujourd’hui sur le sujet permet d’avoir une image du stade auquel nous sommes rendus ; il ne faut cependant pas oublier le film qui fera que, dans dix ans, les évolutions technologiques et de prix seront telles qu’il faut se laisser la possibilité d’aller plus loin et de faire en sorte que la France ne soit pas intégralement isolée dans le concert de la technologie internationale et des acteurs industriels qui permettent d’installer partout dans le monde des nouvelles solutions liées aux comportements évolutifs des personnes, qui prennent probablement mieux et plus en compte l’ensemble des questions liées au changement climatique et à la biodiversité et la mobilisation des jeunes de cette dernière année partout dans le monde, susceptibles d’apporter des comportements nouveaux assez rapidement dans toutes les familles en France et ailleurs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci Monsieur le président. Merci pour vos propos liminaires. Votre constat de la nécessité de prendre en compte la dynamique de toutes ces filières émergentes est un souci pour nous qui essayons d’évaluer et de faire le bilan des coûts notamment, de l’acceptabilité, de la manière dont nos politiques ont été menées à présent ; c’est un souci pour nous d’arriver à concilier l’historique et le passé et d’ajouter à ce constat pour le prendre dans sa globalité avec les sujets prospectifs. La prospective prend aussi en compte les projections qu’on veut bien arriver à faire et notre difficulté est d’arriver à être sûrs de ce que nous aurons dans l’avenir.

Nous avons fait des paris par le passé qui ne se sont pas avérés aussi justes que ce que nous aurions pu penser. Aujourd’hui, quelles garanties avons-nous sur les projections de baisse des prix, d’amélioration des systèmes, etc., que nous pouvons faire à ce jour ? Nous avons besoin de le quantifier dans cette commission d’enquête, qui cherche à être aussi rigoureuse que possible sur l’ensemble des coûts et des impacts.

M. Gilles Vermot Desroches. C’est une excellente question, à laquelle je pense que personne aujourd’hui ne peut apporter de réponse définitive. On peut néanmoins apporter quelques éléments à prendre en compte.

Le premier élément est probablement très à distance de votre question mais paraît très contributif si on reste strictement sur le périmètre africain. En effet, on pense qu’en 2030, 600 millions d’Africains n’auront toujours pas l’électricité, en n’oubliant pas, dans ce chiffre, qui est une mauvaise nouvelle, d’écouter la bonne nouvelle, c’est-à-dire que le même nombre d’Africains auront acquis l’électricité dans le même temps.

La croissance démographique africaine est telle que même si ce même nombre de personnes n’ont pas l’électricité, beaucoup d’autres en obtiennent l’accès. 300 000 villages africains aujourd’hui n’ont pas d’électricité. Schneider Electric a implanté une solution de minigrid qui a été mise en valeur dans le cadre du One Planet Summit, se trouvant sur l’un des lieux où habitait une personne qui avait rencontré au moment du lancement de l’Alliance solaire internationale le Président de la République. L’installation de ces minigrids présente une pertinence économique. C’est une capacité technologique mature aujourd’hui. Le fait que des entreprises comme les miennes se mettent à implanter des minigrids et à en vendre par milliers dans tous les pays d’Asie du Sud-Est, d’Inde et d’Afrique témoigne d’une évolution profonde des technologies, jusqu’à maintenant du moins. Il se peut que ce soit différent à l’avenir mais l’histoire montre que cette évolution des technologies va toujours vers la réduction des coûts. Des solutions qui étaient installées de manière expérimentale jusqu’à il y a quelques années se déploient aujourd’hui ailleurs dans le monde de manière assez massifiée par des grandes recherches de contrats de plusieurs dizaines ou centaines de minigrids à installer à peu près au même moment.

Le retour de cette logique, qu’on appelle la reverse economy, fait que ces évolutions technologiques joueront forcément un rôle, y compris dans les pays matures comme les nôtres. La qualité du réseau électrique, son prix et la stabilité de l’électricité en France ne sont atteints nulle part ailleurs dans le monde. Si vous faites une analyse des coupures d’électricité dans le monde, vous verrez qu’aucun autre pays du monde, même des pays très développés, n’atteint les résultats de la France. Il faut bien considérer que la réflexion qui est la nôtre est liée à un réseau bien plus pertinent, de meilleure qualité et peu émetteur en carbone, très différent des autres.

On peut considérer que pour répondre aux enjeux de climat dans la transition énergétique, il est nécessaire à tous les autres pays :

- de bouger technologiquement et de faire autrement leur production électrique

- comme nous, de faire le plus rapidement possible un transfert vers l’électricité de tout autre type de consommation bien plus émettrice de carbone.

Il peut apparaître bon que la France ne soit pas complètement en dehors de ces évolutions technologiques et industrielles, y compris pour son avenir, quand le Parlement, le pays décide d’arriver à une part de nucléaire à 50 %. Soit en autoconsommation, soit dans des systèmes plus collectifs, les énergies renouvelables deviennent pertinentes.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’était intéressant pour moi de vous poser cette question car une entreprise n’a pas la même gestion du risque dans l’investissement que peut avoir l’État quand ses politiques réfléchissent. C’est par conséquent intéressant de savoir quels critères et quelles certitudes vous aviez pour dire que ce sont des filières d’avenir, notamment en France.

Pour simplifier vos propos, concrètement, êtes-vous en train de dire que parce qu’on a une stabilité ici, on est en train de passer à côté du match qui se joue ailleurs ou au contraire qu’on arrive à le jouer ailleurs et que cela reviendra chez nous ?

M. Gilles Vermot Desroches. Je dis que le match se joue ailleurs avec beaucoup de champions et particulièrement des champions français si vous ajoutez les distributeurs énergétiques français très présents, y compris sur les champs étrangers et particulièrement en Afrique. Des concepteurs français de briques technologiques de ces évolutions, tels que Schneider Electric, jouent un rôle pertinent partout dans le monde. Par conséquent, ils peuvent dire que ce rôle pertinent partout dans le monde permet de contribuer à l’évolution du mix énergétique français et à associer des comportements des Français aux comportements évolutifs de l’ensemble des citoyens de la planète.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Iriez-vous jusqu’à dire que notre exceptionnelle stabilité française en termes de réseau énergétique, de notre capacité d’approvisionnement continu, etc. est un frein à une forme d’innovation en France ?

M. Gilles Vermot Desroches. J’irais jusqu’à dire que c’est une superbe opportunité pour vivre l’évolution (mais pas dans les mêmes contraintes) et nous installer plus précisément, car ce système permet, là où l’autre ne le permet pas, un usage plus intelligent de l’électricité et une croissance dans l’efficacité énergétique du bâtiment et des énergies renouvelables, sujet connexe à celui d’aujourd’hui. En rassemblant les deux, nous avons probablement la capacité d’être vraiment plus efficaces que dans beaucoup d’autres pays dans le monde. Notre système français nous permet d’être très vite pertinents pour faire ensemble un management intelligent de l’énergie, particulièrement dans le bâtiment tertiaire, si ce n’est, entre parenthèses, la difficulté due au fait que la France a légiféré il y a très longtemps sur la mise en place de l’efficacité énergétique dans le bâtiment tertiaire mais qu’au moment où nous parlons, les décrets d’application de ces lois n’étaient pas encore passés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’est en cours.

M. Gilles Vermot Desroches. Je vous promets que dans mon expérience de plus de dix ans, voilà dix ans que j’entends « C’est en cours ».

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. On n’a jamais été aussi près du but.

M. Gilles Vermot Desroches. Sauf si un jour on ne peut plus faire de décret parce que la loi est trop ancienne.

Le sujet me paraît devoir être pensé différemment par les Français. Plutôt que considérer que la grande qualité de notre réseau électrique puisse être perçue comme un défaut ou une capacité à nous amener en retard, cette volonté de mêler dans une même discussion technologique et comportementale les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique du bâtiment, particulièrement accrue par les formes dynamiques et intelligentes de l’efficacité énergétique digitale, pourrait au contraire aboutir à une plus forte position du pays et des entreprises et notamment de leur électricien d’installation, par rapport à beaucoup d’autres pays, y compris européens.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans votre propos liminaire, vous avez dit que le côté « connecté » était une opportunité pour les plus précaires. Ce n’est pas souvent ce que l’on entend dans le sens où les précaires sont plutôt victimes de fractures de connectivité. Savoir que vous retourniez ce sujet comme étant une opportunité pour ces publics m’intéresse car on pense souvent que les publics les plus précaires n’auraient pas accès à cette high-tech, qui serait réservée à d’autres publics. Ce serait intéressant que vous puissiez en parler.

Pourriez-vous me dire également si vous voyez aujourd’hui des freins qui pourraient être facilement levés au niveau du développement de l’autoconsommation ou de l’innovation en matière d’effacement, d’intelligence sur le pilotage des systèmes tels que vous les avez énoncés ?

Dernier point : vous mettez clairement l’humain au cœur de vos politiques. C’est un sujet sur lequel on s’interroge souvent. On entend beaucoup que l’intelligence artificielle fonctionne jusqu’à ce que l’humain s’en mêle, que la domotique est parfaite lorsque tout est réglé mais se dérègle dès que l’humain rentre dans le bâtiment. Comment arrivez-vous à développer des solutions d’intelligence qui savent apprendre tout en prenant en compte l’humain dans leurs systèmes ?

M. Gilles Vermot Desroches. Schneider Electric est très engagé dans la démarche « Rénovons les passoires énergétiques ! » avec l’ensemble des acteurs associatifs de cette démarche et dans la démarche d’Ashoka au niveau européen pour repérer tous les acteurs qui concourent à la précarité énergétique. Il faut par conséquent être précis sur le sujet. Cette discussion concerne précisément des personnes en précarité énergétique (soit 10 % des Européens et des Français, plus de 60 millions de personnes au niveau européen et 6 millions de Français). Il y a une petite différence sémantique entre les personnes en situation de précarité énergétique et les personnes en précarité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Elles se recoupent un peu.

M. Gilles Vermot Desroches. Elles se recoupent mais pas intégralement et il faut faire attention à ce non-recoupement.

Par ailleurs, les expériences que nous menons avec l’ensemble des ONG avec lesquelles nous travaillons, telles que Habitat et Humanisme ou Un Toit pour Tous à Grenoble, tendent à nous démontrer que lorsque les personnes en précarité énergétique ont accès à la fois à une conscientisation sur ce qu’elles consomment, sur le fait qu’un degré de plus engendre une augmentation de 10 à 15 % de plus de leur consommation énergétique et qu’un système intelligent leur permet de consommer au plus juste de leurs besoins, en ne consommant par exemple que dans la pièce dans laquelle ils se trouvent par un système facile à mettre en œuvre qui dépasse largement ce qu’on était capable de faire dans le passé avec les thermostats, ces personnes sont les premières à utiliser au mieux ces solutions pour réduire leur consommation de 15 % et gagner une augmentation de reste à vivre de 100, 200, 300 ou 400 euros suivant les personnes.

J’ai la conviction que cet outil de pilotage de la consommation qui est donné aux personnes en précarité énergétique est un immense avantage pour elles, qui ont un grand intérêt à être le plus précis possible pour consommer le moins possible et réduire leur facture.

Concernant les freins à l’autoconsommation, notre pays est très régulé, très réglementé, particulièrement sur la manière de penser sur tous ces enjeux. Nous en savons davantage lorsque d’année en année, le Parlement légifère pour dire quels sont les produits d’efficacité énergétique qu’il faut mettre en œuvre et qui, appelant la déduction fiscale, sont les plus pertinents. Dans ce pays, les acteurs qui portent cette réglementation sont en particulier ceux de l’ADEME ; ils apportent aux Français les renseignements nécessaires qu’ils demandent pour pouvoir avancer avec une certaine confiance. Pour l’autoconsommation, un sujet très connexe, en tout cas pour les citoyens, un certain nombre d’incentives publiques sont indispensables afin que, après vérification (qui revient à l’acteur public), des promotions puissent être appliquées pour que les gens souhaitent le faire.

M. le président Julien Aubert. Votre argumentation contient un point que je n’ai pas exactement saisi. Vous avez vanté la stabilité et le prix de l’électricité en France et la qualité de ce système linéaire tout en expliquant que le XXIe siècle serait un siècle circulaire avec des modifications, des énergies intermittentes et donc la nécessité d’avoir recours au numérique pour gérer l’offre et la demande d’électricité. Très logiquement, en présence d’un système qui produit une électricité à moindre coût avec une certaine qualité d’énergie, la question qu’on doit se poser est : « Pourquoi changer ? » et surtout, « Vaut-elle le coup ? »

Je vais subdiviser ma question : même si le coût des minigrids baisse, ne va-t-il pas à un certain moment rétroagir sur le coût de l’électricité ?

En outre, j’ai été quelque peu interpellé lorsque vous avez dit qu’on s’améliorait dans la prédictivité des ENR. Sur le solaire, on sait à peu près quand cela va se produire. Cependant, j’ai cru comprendre lors d’autres auditions qu’en matière d’éolien, le foisonnement n’était pas aussi clair et doté d’un certain degré d’aléatoire.

Ma troisième sous-question porte sur le coût de la transformation du système linéaire. Une fois qu’on s’y engage, je ne pense pas qu’on puisse avoir un système semi-linéaire et semi-circulaire. Si vous pensez que c’est possible, vous nous expliquerez pourquoi mais si on fait la transformation totale, on devra se poser la question de savoir, si on a déjà engagé des milliards d’euros pour permettre au système d’être géré de manière circulaire, si cela en valait la peine et si on débouchera sur une électricité moins chère avec une meilleure qualité de service qu’aujourd’hui, où nous n’avons pas de coupure d’électricité en France.

M. Gilles Vermot Desroches. Ce sont des questions courtes qui pourraient mériter de longues réponses.

Je vais seulement répondre avec une comparaison qui n’est pas raison. Je ne suis pas historien mais je suis sûr qu’on devrait pouvoir trouver entre 1990 et 1995 à l’Assemblée Nationale une telle commission d’enquête qui s’est demandée, alors que le système linéaire du téléphone filaire fonctionnait bien, s’il y avait un intérêt à promouvoir le téléphone portable. Je suis certain que cette question a dû être traitée pendant dix ans et que si pendant ces dix ans, quelqu’un avait essayé d’évaluer le coût d’investissement pour que le téléphone portable fonctionne partout avec des réseaux différents sur le territoire national, la grande réponse à cette question aurait été : « Écoutez, on a un téléphone filaire qui marche très bien, qui n’a aucune limite. Je ne vois pas pourquoi le comportement des gens, et plutôt du troisième âge, serait amené à changer. » J’ai dit que comparaison n’était pas raison mais je pense néanmoins que nous ne sommes pas si loin de ce sujet.

M. le président Julien Aubert. Permettez-moi d’objecter. Le téléphone portable amène un service supplémentaire par rapport au téléphone filaire. La grande raison, c’est que je peux téléphoner à peu près d’où je veux, là est la différence. Pour reprendre l’électrique, avant j’avais l’électricité quand j’arrivais chez moi, demain aussi, il n’y a pas de différence. La partie gestion qui fait qu’on amène l’électricité est assez neutre. Peu m’importe que cela passe par un système numérique qui calcule en temps réel l’offre et la demande ou par de grosses turbines qui produisent en continu. À la limite, la seule chose qui peut faire la différence est le prix, le fait de savoir si ma facture d’électricité a été divisée par deux. Mais comme l’a vu cette commission d’enquête, la facture d’électricité est plutôt à la hausse depuis dix ans. Je comprends ce que vous voulez dire dans le mode d’organisation, mais dans la qualité de service ou dans la plus-value, je n’ai pas compris au bout du compte.

M. Gilles Vermot Desroches. Ce qui est certain, c’est que sur un tableau avec des chiffres, vous avez raison et j’ai tort. Sur un tableau avec des chiffres, lorsque l’on considère strictement le réseau électrique français, il n’y a aucune raison de changer la situation dans laquelle nous sommes et il vaut mieux une production centralisée comme la nôtre. Or dans ce tableau avec des chiffres, on oublie beaucoup d’éléments, notamment le comportement des gens, y compris le vote de dimanche dernier des jeunes et leur vision sur ces sujets, et les technologies telles qu’elles sont capables de changer la donne. On est au milieu du gué de l’évolution de ces technologies invitant chacun à être en capacité d’auto-consommer.

Je ne suis pas celui qui a proposé que le toit de rénovation de la cathédrale de Paris soit en cellules photovoltaïques mais cette proposition a eu lieu, ce qui signifie que certaines personnes sont susceptibles de considérer cette idée dans l’architecture. On parle aujourd’hui de cellules photovoltaïques telles qu’on les pense historiquement au moment où se réfléchissent dans beaucoup de laboratoires dans le monde des façades photovoltaïques, des peintures photovoltaïques et des vitrages photovoltaïques. Nous connaissons la technologie et nous savons qu’elle sera totalement différente dans les dix ans qui viennent. Je sais, Monsieur le président, que si nous nous retrouvons dans dix ans, le sujet dont nous parlerons, soit les énergies renouvelables, n’aura plus rien à voir avec ce qu’il est aujourd’hui. Il n’existait pas il y a dix ans. Cette commission d’enquête il y a dix ans serait apparue ubuesque.

M. le président Julien Aubert. Il y a dix ans, nous avions dépensé 40 milliards de moins.

M. Gilles Vermot Desroches. Pour être plus précis, il me semble que l’évolution technologique est là. Notre système est d’une qualité telle que nous ne sommes pas obligés de réfléchir dans l’urgence ni de porter son évolution car nous sommes dans des situations très complexes.

Il y a un vote et des engagements français au milieu des réglementations européennes et la part que la France a à jouer dans l’évolution de son mix énergétique est une décision qui nous appartient. Elle amène un certain nombre de décisions, y compris sur la part de nucléaire dans le mix.

Si celle-ci doit être réduite dans le mix, il faut bien que quelqu’un d’autre se mette à sa place. Schneider réfléchit avec Microsoft à des lieux pertinents pour l’intelligence artificielle dans le bâtiment et dans le réseau électrique à des moments tout à fait particuliers dans l’accélération de ces technologies. Au fond, la question énergétique est plus un orgue qu’un piano. Vous avez raison, sur le piano central, nous avons la meilleure solution mondiale. Sur l’orgue, il faut pouvoir faire jouer tous les claviers.

M. le président Julien Aubert. Je reconnais volontiers que faisant partie de la commission des finances, je fais davantage confiance à la réalité qu’aux convictions futures. Vous avez soulevé le problème environnemental. À la différence d’autres experts qui sont venus, vous considérez que le déploiement des énergies vertes électriques est bon pour le climat.

M. Gilles Vermot Desroches. Oui.

M. le président Julien Aubert. Ce qu’a commencé par dire ici le président de la CRE, c’est que cela n’avait aucun impact sur le CO2. Or d’autres experts sont venus ici.

M. Gilles Vermot Desroches. Je les ai tous écoutés.

M. le président Julien Aubert. Dans ce cas, pourriez-vous s’il vous plaît nous expliquer votre opinion ?

M. le président Julien Aubert. Nous tournons autour du même sujet. Nous avons un bon système qui doit évoluer. Vous avez une entreprise en face de vous qui utilise les technologies les plus reconnues au niveau mondial pour faire de l’efficience dans l’usine, dans le bâtiment, dans la maison et dans le réseau. Ces technologies que l’on met sur le marché, dont on voit l’évolution dans les vingt dernières années et dont on sait déjà penser l’évolution dans les dix années qui viennent, nous amènent à penser que la France, qui a beaucoup d’avantages que vous avez cités, pourrait, parce que c’est un champion mondial de l’électricité, continuer à être à la fois innovante et profiter de la solution dont elle dispose.

M. le président Julien Aubert. Vous ne répondez pas à ma question. En quoi cela profite-t-il au climat ? J’ai bien compris que la France avait une carte à jouer au plan industriel.

M. Gilles Vermot Desroches. Pour reprendre votre argument, pour profiter au climat, il faut que la France, plus que d’autres, fasse un transfert le plus rapidement possible vers quasiment le tout-électrique français possible, y compris dans le transport. D’ailleurs, si on veut mêler notre question et la question du climat, en particulier avec la force de nos avantages, la France plus que d’autres peut probablement passer directement vers le tout-électrique et mettre des investissements dont vous avez raison de dire qu’ils doivent être les plus pertinents possibles, y compris pour la finance publique, strictement dans ce qui permet de passer aujourd’hui vers le tout-électrique. Ce faisant, on crée un autre mix, dans lequel les énergies renouvelables joueront un rôle capital.

L’intelligence artificielle d’amont et d’aval permet d’avoir des énergies renouvelables plus prédictives demain qu’elles ne l’étaient hier. C’est vrai du soleil mais le soleil ne permet pas le même ensoleillement partout dû aux nuages, etc. C’est vrai aussi de l’éolien. Nous allons apprendre et nous sommes déjà en train d’apprendre beaucoup plus en ce moment que par le passé. Cette intelligence permettra de faire en sorte que la plupart ou une bonne partie de nos installations consomment au moment où ces énergies renouvelables produiront l’énergie.

Il existe évidemment la question de la batterie et je salue les travaux européens sur le sujet mais la circularité du dialogue offre-demande nous amène à penser le sujet autrement que nous le pensions hier.

M. le président Julien Aubert. Je vais être obligé d’abandonner certaines questions car Mme Battistel veut en poser mais si je résume, cela concerne les transports notamment, avec une massification électrique.

Je vais vous poser trois questions. Vous avez dit qu’à un moment donné, il était possible de faire cohabiter le système linéaire et le système circulaire, soit le système ancien et le système nouveau. D’après vous, quelle part de système circulaire centré sur les ENR pourrait-on avoir dans le total du mix énergétique si on suit votre proposition ?

Deuxièmement, ne pensez-vous pas que si on développe massivement l’autoconsommation, les citoyens ne paieront plus une facture d’électricité mais une facture de réseau ? Pensez-vous d’ailleurs que la prédictivité permette à tout moment de garantir qu’on ait de l’électricité et qu’il n’y ait pas de black-out ?

Enfin, vous avez beaucoup parlé d’autoconsommation et de personnes qui gèrent leur budget énergétique mais quand vous voyez des ménages qui ont des problèmes de surendettement, pensez-vous que tout le monde est capable de piloter son énergie et de la suivre sur Internet ou cela dépend-il aussi de la sociologie des usagers ?

M. Gilles Vermot Desroches. Merci pour toutes ces questions. Je n’ai pas les éléments ici et Schneider n’intervient pas pour la première question. Je ne saurais pas vous répondre sur ce qui est possible dans le cadre des travaux des énergéticiens français et du mix.

Pour la troisième question, l’exemple pertinent de ce que font les Anglais pour que les familles en précarité énergétique, avec l’installation d’énergies renouvelables qui leur est proposée dans la proximité de leur bien pour réduire leur consommation énergétique, semble très bien fonctionner. Cela apporte une réponse à votre question : les Français, probablement plus que d’autres dans le monde, considèrent moins que le comportement des consommateurs a à voir avec le progrès. Notre pays préfère probablement la réglementation à l’évolution des comportements, différence assez visible partout en Europe.

Oui, je pense qu’une bonne partie des personnes en précarité énergétique ont tout à fait la capacité de piloter des systèmes de contrôle de la consommation de leur bâtiment de plus en plus simples, comme le sont de plus en plus un certain nombre d’applications. Il existe une fracture numérique en France. Il ne me semble pas qu’on peut l’appeler à la rescousse pour dire que la question du numérique ne peut pas être un outil pour accompagner des personnes en précarité énergétique.

Pour répondre à l’autre question, maintenant que la plupart des gens ont installé chez eux un compteur intelligent (qui ne sera probablement pas le dernier), ce compteur permet entre autres de faire passer un signal-prix, un signal carbone et les installations dans les maisons savent tout à fait aujourd’hui entendre ce signal-prix et ce signal carbone pour changer les usages et les adapter.

L’autoconsommation engendre un moins grand appel au réseau, qu’il faut payer autrement. Une évolution des tarifs et en particulier du prix du réseau par rapport au prix de l’énergie est un sujet qu’il faut mettre sur la table de la discussion et de la négociation.

M. le président Julien Aubert. Nous allons maintenant entendre Mme Battistel, suivie de Mme O’Petit. Au passage, seuls 2 % des personnes équipées d’un compteur Linky font du pilotage.

M. Gilles Vermot Desroches. Aujourd’hui, oui, bien sûr. C’est normal car dans le pilotage de Linky, il n’y a pas de signal-prix.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Merci Monsieur le Président. Marie-Noëlle Battistel, députée de l’Isère. Je connais un peu votre entreprise. Je voulais tout d’abord m’excuser d’être arrivée tardivement mais je présidais dans la salle d’à côté l’audition du ministre de Rugy sur une autre mission qui s’appelle « les freins à la transition énergétique », qui recoupe quelquefois les sujets de notre audition.

Je voulais juste réagir sur deux sujets, notamment sur la question que vous évoquiez lorsque je suis arrivée, soit la solidité et la sûreté de notre système électrique et de nos réseaux. Mme la rapporteure a posé une question un peu provocatrice en demandant si finalement, cela ne constituerait pas un frein à l’innovation.

Dans le cadre de l’autre mission, nous sommes notamment allés en Allemagne la semaine dernière et je peux vous dire qu’on nous envie cette sécurité, cette solidité. La France occupe aujourd’hui une place centrale en Europe qui lui permet, par le biais des interconnexions qui se développent avec les autres pays, d’être un peu au cœur de l’évolution des transitions énergétiques dans les différents pays et au service de l’Europe. Comme vous l’avez dit, c’est plutôt une chance. Cela n’empêche pas d’être innovants et de ne pas rester sur notre sécurité sans évoluer.

Concernant le changement comportemental des citoyens, je crois qu’il y a aujourd’hui un vrai engouement pour l’autoconsommation et l’autoproduction et nous ne pouvons pas être à la traîne à cet égard. Il faut l’accompagner et en être partie prenante. Notre intelligence est mise à la disposition de cette transition énergétique. Il s’agit simplement de trouver le bon équilibre entre ces nouvelles énergies : cette énergie qu’on appelle décentralisée et l’énergie centralisée, qui est plus historique dans notre pays. Cette énergie centralisée est toujours et sera de plus en plus l’assurantiel de l’énergie décentralisée mais on peut aussi, à certains moments, penser que l’énergie décentralisée est l’assurantiel de l’énergie centralisée. Pour moi, c’est extrêmement complémentaire, l’une ne doit pas entraver l’autre mais ces évolutions doivent être menées de concert.

On peut d’ailleurs s’interroger sur ce qu’est l’énergie décentralisée. Nous possédons un très grand parc photovoltaïque. C’est de l’énergie localisée mais aussi centralisée. L’hydraulique fait aussi partie de ces énergies. Je sais que ce n’est pas à vous d’y répondre mais à mon avis, il faudra, pour trouver cet équilibre, une vigilance particulière sur le maintien de la péréquation tarifaire, qui est une vraie richesse de notre système français et qui permet et a permis depuis très longtemps d’avoir des financements sur la précarité énergétique grâce auxquels tout le monde peut avoir l’électricité chez soi.

La question du TURPE se posera évidemment puisqu’il arrivera un moment où il y aura assez peu de consommation et beaucoup de frais de réseau mais chacun doit comprendre que même si on l’utilise très peu, il faut qu’il soit en bon état au moment où on en a le plus besoin. C’est un peu le débat récurrent des résidences secondaires et du réseau d’eau.

M. Gilles Vermot Desroches. Schneider Electric, que je vous remercie d’avoir invité à cette audition, n’est ni producteur ni distributeur d’électricité. Vous avez en face de vous une entreprise française qui accompagne. Quand on parle de l’agenda des solutions depuis la COP21, le métier de Schneider Electric partout dans le monde et ici en France, son pays clé, consiste à apporter des technologies. Nous le faisons dans le cadre d’une réalité assez nouvelle quand on connaît l’histoire de Schneider Electric, qui est le mix de cette transition énergétique et de cette révolution digitale. Nous apportons des solutions à des prix acceptables qui n’ont jamais existé par le passé.

Je confirme ce que l’un et l’autre avez dit et que je pense, qui est que la France a, par son réseau électrique du moment, un formidable atout. Ce formidable atout ne doit pas nous amener à rester au niveau de cet atout sans penser à l’avenir et ne peut pas être un frein au progrès. Le progrès passe par l’évolution des comportements, que l’on peut particulièrement repérer dans la jeune génération, dans son acceptation ou pas d’un certain nombre d’énergies, dans sa volonté de changement et d’être en tout point acteur et consommateur. On le repère dans beaucoup de ces actes de consommation. Il n’y a aucune raison que l’acte de consommation énergétique à moyen terme ne soit pas porté de la même manière que les autres. Il convient donc d’évoluer sur ce sujet, comme il convient d’être à la hauteur des engagements que nous avons pris.

L’intelligence de l’ensemble de nos outils et de ce comportement va probablement permettre de faire un peu plus confiance à l’évolution des comportements des familles et des habitants dans cette démarche car on sent qu’ils ont envie de se mobiliser. Les outils sont là. Au passage, il n’y aurait aucune question d’autoconsommation s’il n’y avait pas cette évolution des comportements.

L’atout que représente notre réseau devrait nous amener à être dans un moment où, en France, personne ne s’intéresse à l’autoconsommation. Vous savez comme moi, et plus que moi dans les contacts que vous avez dans vos circonscriptions, que ce n’est pas vrai et que les gens s’y intéressent.

Il faut faire de cet atout technologique de l’histoire du pays une capacité d’aller plus vite vers le tout-électrique et vers une vision tout à fait renouvelée de ce qu’est la rénovation du bâtiment. On veut rénover plus de 700 000 bâtiments par an ; il faudrait vouloir rénover plus d’un million de bâtiments par an. On est difficilement auprès de 300 000, dans une vision historique que la rénovation n’est que celle du passif. Sur ce sujet, il faudrait aussi mêler ce que l’on dit sur les énergies renouvelables et ce que l’on peut dire sur le management intelligent de l’ensemble des consommations du bâtiment pour parfois avoir, à des coûts d’investissement bien moindres (on parle d’investissements de 10 à 15-20 euros par m² là où de manière traditionnelle, on en aurait entre 150 et 300 concernés par de la rénovation), des performances d’efficacité quasiment à la même hauteur, soit entre 20 et 30 %.

C’est tout un ensemble qu’il faut voir. Le progrès actuel des comportements et des technologies doit nous amener à réfléchir au fait que l’atout du réseau qui est le nôtre aujourd’hui nous permet de tenir tous ces sujets à la fois et d’être probablement le pays exemplaire dans le monde dans le passage au tout-électrique dont on parle de plus en plus (avec notamment le véhicule électrique à moyen terme). Ce faisant, on aura réglé un certain nombre de sujets.

Si nous n’avons pas le projet de faire évoluer l’électricité dans le mix, l’ensemble des discussions que nous avons aujourd’hui ne sont pas utiles. Si nous pensons que le stade auquel nous sommes arrivés du point de vue des technologies, des comportements et des nécessités face au basculement du climat et de la biodiversité nous impose de vivre autrement, alors il me semble que la question d’une meilleure acceptation et de votre contribution à faire en sorte qu’elle soit la plus grande possible et qu’elle s’accélère, quand on voit que les prix des énergies renouvelables sont aujourd’hui à parité, est indispensable.

Mme Claire O’Petit. Ce n’est pas une question mais une interrogation et une peur à la fois. Je vous écoute, c’est très intéressant. Nous avons une responsabilité énorme mais vous aussi. Effectivement, il faut changer pour devenir tout-électrique, pourquoi pas ? Mais attention.

Je suis députée de l’Eure, de la cinquième circonscription, la plus proche de Paris (à 60 km de Pontoise). On pourrait croire qu’il n’y a pas tant de personnes en difficulté mais c’est faux. C’est vraiment une circonscription avec de gros problèmes, avec à la fois une clientèle parisienne plus ou moins bobo de classe moyenne supérieure sur une partie de cette circonscription du côté de Vernon, et de l’autre côté, sur le plateau du Vexin, une population en très grande difficulté. Je vous assure qu’à l’heure actuelle, ils ne sont absolument pas en capacité de gérer cela eux-mêmes. Ils auraient envie de payer moins cher mais j’ai trois permanences pour les recevoir dans toute ma circonscription, je côtoie toutes ces personnes qui ne peuvent pas se déplacer, qui sont en grande difficulté, y compris des jeunes. Vous parliez des jeunes tout à l’heure. Dans la ruralité et dans ma circonscription, les jeunes ne se sont pas déplacés. Ce ne sont pas du tout les mêmes. Votre responsabilité consiste à ne pas rater cela. Il faut que cette transition se fasse mais pas trop vite, afin que tout le monde puisse se l’accaparer. Nous n’avons pas le droit d’essuyer le même échec que pour le téléphone portable, qui ne passe pratiquement pas chez nous. À l’heure actuelle, nous n’avons aucune difficulté sur l’électricité. Si implanter une nouvelle technologie comporte une seule difficulté supplémentaire, cela ne sera pas possible. Votre responsabilité est là. Je vous suis mais attention à ne pas aller trop vite et à ne pas être aussi optimiste au regard des problèmes car il y en a encore.

M. Gilles Vermot Desroches. Je dirai juste deux choses : dans cette commission d’enquête, nous avons un très grand biais qui est métropolitain. Si nous avions une réflexion plus poussée sur les territoires d’Outre-mer, là où le réseau n’a pas la qualité qu’il a en métropole, l’ensemble des questions que nous nous posons seraient plus essentielles et même stratégiques. Nous ne pouvons pas complètement l’enlever d’une discussion lorsque nous la portons à l’Assemblée nationale.

Deuxièmement, il faut entendre la question de cette transition. Il y a ceux pour qui il faut l’accélérer, qui sont d’ailleurs de très loin les plus grands consommateurs. Pour tous les autres, la question d’accompagnement se pose.

Enfin, sur cette question d’accompagnement, on parle de technologie mais pas de formation. On n’a plus le temps de le faire mais cette transition est aussi de nature à réduire les coûts d’achat d’énergie à l’étranger et à les transformer par de l’emploi en France.

M. le président Julien Aubert. Merci pour cette non-réponse à cette non-question. Je vous remercie pour votre venue.

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

*

4. Audition, ouverte à la presse, de M. Vincent Balès, directeur général de Wpd offshore France, de M. Brice Cousin, directeur du développement, et de Mme Alison Aguilé, responsable communication et affaires publiques (28 mai 2019)

L’audition débute à dix-huit heures trente.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons pour notre dernière audition de la journée les représentants de la société Wpd offshore France avec M. Vincent Balès, directeur général, M. Brice Cousin, directeur du développement, et Mme Alison Aguilé, responsable communication et affaires publiques. Bienvenue Madame et Messieurs.

Votre société a été créée en 2007 pour développer des parcs éoliens au large des côtes françaises. Elle intervient sur l’ensemble des phases d’un projet : développement local, technique et environnemental, financement, construction et exploitation du parc éolien en mer.

Votre société appartient au consortium retenu pour la construction du parc de 75 éoliennes à 11 km de Courseulles et du parc de 83 éoliennes à 13 km de Fécamp.

En se référant à des travaux de l’ADEME, le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2028 retient en première approche un potentiel technique exploitable d’éolien en mer de 245 gigawatts dont 155 pour l’éolien flottant et 90 pour l’éolien posé. Toutefois, du fait des limites liées à la conciliation avec les autres usages de la mer (je cite la PPE), le projet de PPE ramène cette cible technique exploitable de 245 à 49GW, dont 33 pour l’éolien flottant et 16 pour l’éolien posé.

Le projet de PPE met à l’avantage de l’éolien en mer un facteur de charge supérieur à l’éolien terrestre (40 %, soit environ 3 500 heures par an), une capacité moyenne de 500 MW comparée à une capacité moyenne de 10 MW pour des parcs éoliens terrestres (cinquante fois plus puissant) et une baisse des coûts de l’éolien posé ramenée à une fourchette comprise entre 60 et 80 euros du MWh hors coûts de raccordement du réseau, qui seraient de 10 à 20 €/MWh selon les sites, ce qui nous placerait TTC entre 70 et 100 €/MWh en additionnant les coûts.

Si les coûts des premiers projets d’éolien flottant atteignent 150 €/MWh, une convergence du tarif à moyen terme entre les deux formes d’éolien en mer (flottant et posé) est attendue.

Au regard de ces données, quels sont les paramètres de la compétitivité de la filière de l’éolien en mer pour son inscription dans le mix énergétique ? En d’autres termes, la PPE vous a rétrécis façon Jivaro en passant de 245 à 49. Qu’avez-vous à dire pour la défense de cette industrie ? Comment apprécier l’impact environnemental de la filière ? Pourquoi ne faites-vous pas d’éolien terrestre ? Est-ce un métier différent ? Autant de questions préliminaires qui vous permettront d’enrichir votre propos si vous le souhaitez.

Je vous propose d’écouter dans un premier temps M. Balès, directeur général, pour un exposé liminaire de 15 minutes. J’entamerai ensuite le bal des questions, suivi par Mme le rapporteur et, pour finir, les membres de cette commission.

Néanmoins, avant de vous céder la parole, je vais demander à toutes les personnes qui seraient susceptibles de prendre la parole de lever la main droite. Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je dois vous demander de prêter serment, de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous rappelle que les propos que vous tenez dans une commission d’enquête sont régis par le code pénal. Veuillez s’il vous plaît lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Vincent Balès prête serment.)

Monsieur le directeur général, vous avez la parole pour 15 minutes.

M. Vincent Balès, directeur général de Wpd offshore France. Monsieur le président, Madame la rapporteure, Mesdames les députées, nous tenons tout d’abord à vous remercier pour cette audition et pour permettre à Wpd offshore France d’être entendu dans le cadre des travaux de cette commission.

Pour me présenter rapidement au-delà de ce qui a pu être évoqué par M. le président, je travaille depuis 15 ans dans le secteur de l’énergie. J’ai rejoint Wpd offshore France en 2010 en tant que directeur général.

Notre société fait partie du groupe Wpd créé en 1996, producteur indépendant d’électricité renouvelable. Le groupe a pour principale activité de développer, financer, construire et opérer des parcs éoliens, terrestres, maritimes et photovoltaïques. Au total, le groupe a installé et raccordé 4 450 MW répartis dans 21 pays.

La société Wpd offshore France est créée en 2007. Nos équipes et nos domaines d’intervention portent sur les projets éoliens en mer au large des côtes françaises. En 2012, suite à nos travaux sur les territoires concernés, nous avons été désignés co-lauréats avec nos partenaires pour les parcs Courseulles-sur-Mer et Fécamp. Ces parcs sont aujourd’hui encore sous recours ; nous visons une mise en service en 2022-2023. À terme, les deux parcs totaliseront une puissance de 948 MW, soit la consommation électrique d’1,47 million de foyers.

Nous participons au troisième appel d’offres au large des côtes dunkerquoises et sommes dans l’attente de résultats imminents. Nous poursuivons de plus notre développement sur les façades Atlantique et Méditerranée.

Nous nous sommes engagés à co-développer nos projets avec des acteurs des territoires ; nous entretenons depuis dix ans des bonnes relations avec ces différents acteurs : les comités des pêches, les associations environnementales et les acteurs socioéconomiques.

Je souhaite prendre un exemple de cette coopération avec les territoires sur le projet de Courseulles-sur-Mer en ex-Basse-Normandie. La zone d’appel d’offres avait été définie par l’État en partie sur un gisement-clé de coquilles Saint-Jacques. Nous avons pris le parti, au moment la réponse à l’appel d’offres, de supprimer une partie de la zone d’appel d’offres et de réduire notre projet. C’est pour cette raison que lorsqu’on regarde la liste des projets attribués en appel d’offres, ils font tous 500 MW sauf Courseulles, qui en fait 450 car 50 MW se trouvaient dans cette zone importante de coquilles Saint-Jacques. Cette démarche nous a permis d’avoir un projet qui a fait l’adhésion avec les territoires et notamment les pêcheurs.

Notre engagement consiste à définir des projets éoliens en mer avec les territoires. Pour la suite de mon propos, de manière à fournir à la commission un point de vue global sur l’éolien en mer et à répondre à certaines des questions que vous avez pu soulever, Monsieur le président, je donnerai un point de contexte européen et français et je finirai par les enjeux économiques industriels et environnementaux de l’éolien en mer, qui figurent également dans le titre de votre commission.

Pour ce qui est du contexte de l’éolien en mer, il nous semble tout d’abord important de se pencher sur la situation en Europe, marquée par un fort dynamisme qui contraste avec la situation française. Nous entendons parfois que l’éolien en mer doit faire ses preuves, que c’est une technologie nouvelle. Il faut rappeler que le premier parc éolien en mer a été installé il y a bientôt 30 ans au Danemark. Il s’agit du parc de Vindeby, composé de onze éoliennes, qui a été depuis intégralement démonté.

Depuis 1991, des développements technologiques considérables ont été accomplis. On compte actuellement plus de 4 500 éoliennes dans 11 pays européens, ce qui fait de l’éolien en mer aujourd’hui une source de production d’électricité maîtrisée dans son cycle complet (démontage compris) et une des plus compétitives.

Si nous prenons uniquement l’année 2018, 2,6 gigawatts de capacité offshore ont été raccordés en Europe, portant l’éolien en mer en Europe à 18,5 gigawatts installés. Si nous regardons le trio de tête, la première position est occupée par le Royaume-Uni avec 2 000 éoliennes installées, ce qui représente une puissance installée de 8,1 GW. L’Allemagne se place en deuxième position avec 1 300 éoliennes et le Danemark en troisième position avec 500 éoliennes installées offshore.

Cette dynamique n’est pas seulement européenne mais mondiale. Citons par exemple les États-Unis, qui ont attribué 17 concessions, atteignant un potentiel de 21 GW, et la Chine, qui a d’ores et déjà mis en service plus de 4,5 GW.

Pour nous recentrer sur la France dans ce point de contexte, il est important de rappeler que nous disposons du deuxième espace maritime européen. Nous pourrions donc nous attendre à être un des pays leaders dans cette technologie, ce qui n’est malheureusement pas le cas. Nous ne comptons aujourd’hui aucun parc éolien en mer installé. Pourtant, l’État français a décidé dès 2009, il y a dix ans déjà, de se lancer dans le développement de cette technologie et de cette filière. Le Ministre a alors demandé au préfet coordinateur de faire un zonage sur les différentes façades maritimes pour aboutir à des zones d’implantation pour les deux phases d’appel d’offres :

– première phase en juillet 2011 ;

– premier appel d’offres sur 5 sites. Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Brieuc, Saint-Nazaire sont les 4 projets attribués en 2011.

La fourchette de prix communiquée alors sur ce premier train d’appel d’offres était de 180 à 200€/MWh en raccordement. À titre de comparaison, le parc de West of Duddon Sands en Angleterre, lors de cette même année 2011, a été attribué à 177€/MWh.

En mars 2013, deux nouveaux secteurs ont été soumis à l’appel d’offres et retenus au large du Tréport et des îles d’Yeu et de Noirmoutier. Ces deux séquences d’appel d’offres devraient permettre à la France de combler une part de son retard avec l’installation d’environ 350 éoliennes d’ici 2024. À titre de comparaison, le parc anglais que nous évoquions précédemment a été mis en service en octobre 2014, soit dix ans de décalage entre les deux, que nous expliquons par deux facteurs principaux :

– le cadre réglementaire, qui partait de loin, les procédures administratives complexes pour un projet, le projet de Fécamp par exemple, pour lequel nous avons dû traiter 15 procédures administratives, et un délai d’instruction qui a dépassé deux ans.

– la longueur des procédures contentieuses engagées sur ces différents projets.

Aujourd’hui, nous attendons les résultats de la troisième séquence d’appel d’offres pour un projet au large de Dunkerque auquel Wpd participe au sein d’une alliance avec Vattenfall et la Caisse des dépôts et consignations. Ce nouvel appel d’offres, enrichi des retours d’expérience des premiers, a été conduit avec une nouvelle méthodologie appelée le dialogue concurrentiel. L’objectif était de prendre le temps de définir avec le territoire le meilleur secteur d’implantation au large du Dunkerquois et de co-construire avec les candidats un cahier des charges ayant pour principal critère le prix. Nous avons pu lire ces derniers jours dans la presse un tarif moyen évoqué de 51€/MWh. Nous verrons les résultats dans les prochaines semaines mais cela montre qu’en France aussi, on arrive à prouver la compétitivité de l’éolien en mer.

Cela nous amène inévitablement au sujet essentiel pour l’avenir de la filière française : la programmation pluriannuelle de l’énergie. Vous l’avez évoqué, la PPE doit fixer les ambitions de la France pour les différentes filières énergétiques et notamment les énergies renouvelables. Nous tenons tout d’abord à saluer l’ambition de multiplier par 4 la puissance installée pour le renouvelable électrique. Cependant, au regard de la baisse des coûts de l’éolien en mer observée partout en Europe et des résultats attendus sur Dunkerque, il est incompréhensible de notre point de vue que la France ne mise pas plus sur le potentiel de cette filière pour atteindre ses objectifs en matière de transition énergétique.

Notre ambition pour la France est de la voir revenir sur le podium européen d’ici 2035. Les différentes évolutions depuis les premiers appels d’offres nous portent à être optimistes sur la tenue de cet objectif, qui nécessiterait de lancer 1 à 2 GW d’appel d’offres par an sur la prochaine décennie.

Je vous propose maintenant d’évoquer les trois enjeux soulignés par votre commission pour l’éolien en mer en France.

Il y a tout d’abord l’enjeu économique : il est important de rappeler que l’éolien en mer est une source d’énergie efficace qui produit beaucoup d’électricité. De par les vents constants et les vents forts sur le maritime, un parc de 500 MW en France produit l’équivalent de la consommation électrique d’un département.

Quant au coût de l’électricité produite, les progrès technologiques de cette filière et sa maturité ont fait chuter les prix. En dix ans, la puissance unitaire des éoliennes en mer a été multipliée par 3 et sur cette même période, les tarifs ont été divisés par 3. À ce jour, les tarifs constatés en Europe pour l’éolien en mer se situent dans une fourchette de 50 à 70€/MWh hors raccordement, ce qui positionne l’éolien en mer parmi les énergies renouvelables les plus compétitives. La barre symbolique des 50 euros a même été franchie par le Suédois Vattenfall en 2017 sur un appel d’offres danois.

La compétitivité de cette filière devrait se confirmer pour la France dans les prochaines semaines avec l’appel d’offres de Dunkerque. Les futurs projets seront donc neutres pour les finances publiques au regard du prix de l’électricité. Dans ce contexte, il nous semble important, dans les appels d’offres en cours et à venir, de privilégier l’optimum économique, territorial et environnemental plutôt que des offres uniquement centrées sur le prix, et de considérer l’ensemble de ces trois volets.

Le deuxième enjeu est un enjeu industriel. Il nous paraît important de rappeler que lors des deux premières procédures d’appel d’offres, la qualité du projet industriel et social comptait pour 40 % de la note globale (procédures de 2011 et de 2013). Ce critère a largement porté ses fruits car nous comptons déjà en France deux usines dédiées à la production d’éoliennes en mer : une à Saint-Nazaire et l’autre à Cherbourg. Deux autres doivent être construites au Havre ; les permis de construire ont été déposés il y a quelques semaines.

L’impact industriel de notre filière est positif. À ce jour, l’Observatoire des énergies de la mer, qui publie chaque année le référencement des emplois créés sur la filière, a identifié plus de 2 200 emplois directs créés sur la filière alors qu’aucun parc n’est installé. Ce sont bien sûr les phases de construction puis de maintenance qui généreront la plus forte activité sur cette filière, notamment dans les ports à proximité des sites concernés.

Citons enfin les emplois créés par les composants autres que les éoliennes comme les fondations, les câbles et les sous-stations électriques. En termes de sous-stations électriques, on peut prendre l’exemple de STX à Saint-Nazaire, dont le cœur de métier (la construction navale, la construction de paquebots) a été diversifié par une nouvelle usine de sous-stations offshore et ils ont d’ores et déjà gagné trois contrats qu’ils ont honorés dans trois pays européens, donc à l’export.

En revanche, au regard de cette dynamique industrielle, les retards pris sur le développement des parcs français, notamment dû à la longueur des procédures contentieuses, mettent en péril cette dynamique.

Enfin, s’agissant des enjeux environnementaux, il existe un retour d’expérience significatif grâce aux 4 500 éoliennes déjà installées en mer en Europe ; significatif dans le temps avec plus de 25 années de suivis environnementaux et significatif dans la diversité des espèces observées grâce à la multitude d’implantations géographiques des parcs existants en mer Baltique, en mer du Nord, en mer d’Irlande ou encore en Manche. Je ne vais pas détailler l’ensemble des compartiments écologiques mais citer trois exemples représentatifs.

Le premier concerne le compartiment oiseaux, avec le risque de collision pour les oiseaux. Une étude récente a été publiée il y a moins de six mois, menée au Royaume-Uni dans le cadre du programme ORJIP. Pendant 22 mois d’observation sur un parc d’une centaine d’éoliennes, 600 000 vidéos ont été prises pour observer la co-activité entre éolien et oiseaux. Sur 12 000 vidéos identifiant la présence de l’oiseau maritime, six collisions ont été observées, ce qui montre une cohabitation véritable entre les oiseaux et les parcs éoliens en mer.

Le deuxième compartiment porte sur les mammifères marins. Le gouvernement danois a investi plusieurs dizaines de millions de couronnes pour assurer le suivi des mammifères marins (phoques, marsouins et dauphins). Toutes les études de ces suivis démontrent qu’après une fuite du site pendant la période de construction, ces mammifères recolonisent les milieux, ce qui a permis de confirmer un programme ambitieux pour l’éolien en mer au Danemark.

Dernier compartiment : la ressource halieutique (les poissons). Les suivis scientifiques menés démontrent qu’il n’y a pas d’effet négatif sur les populations, au contraire. C’est ce qu’on appelle un « effet de récif », qui créé une dynamique positive pour la biodiversité locale.

L’éolien en mer est un moyen de production avec un impact limité sur l’environnement et une occupation limitée de l’espace maritime.

En France, l’ambition de la filière à 2035 de 15 GW d’éolien en mer installé représente moins de 1 % de l’espace maritime métropolitain.

Pour conclure, Monsieur le président, Madame la rapporteure, Mesdames les députés, nous insisterons sur deux points :

– le très fort soutien des Français au développement de notre énergie. En effet, lors du débat public organisé dans le cadre de la PPE, dont les conclusions ont été rendues publiques en août 2018, l’éolien en mer a été plébiscité par les Français, qui ont placé cette énergie en tête des énergies renouvelables électriques à développer ;

– la compétitivité de cette filière. La neutralité pour les finances publiques des futurs projets doit encourager le Gouvernement à donner à notre filière toute sa place dans une PPE ambitieuse pour les énergies renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Merci Monsieur le directeur général. J’aurai d’abord une question en termes de comparaison entre l’offshore flottant et l’offshore posé, pour essayer de comprendre pourquoi on fait plus d’offshore posé que flottant. Je voulais aussi vérifier que nous sommes d’accord sur les hypothèses de départ. Le facteur de charge en France est de 0,35 pour l’offshore posé et 0,6 pour l’offshore flottant, pour une durée de vie de 20 ans. L’offshore posé coûte 8 millions d’euros par mégawatt installé, contre 10 millions pour l’offshore flottant. Faire du flottant coûte un peu plus cher dû au raccordement, la distance par rapport aux côtes, etc. Or, sachant que l’éolien flottant a un meilleur taux de charge (quasiment deux fois plus grand que le posé), si je regarde mon million d’euros par rapport au mégawatt installé utile, qui produit de l’électricité, pour le poser au sol, j’arrive à 22,9 millions d’euros par mégawatt installé utile (soit 8÷0,35) et 16,7 pour l’éolien offshore flottant. En réalité, il revient moins cher car il produit plus souvent. Si j’essaie ensuite de le comparer à d’autres énergies sur une durée de vie de 30 ans, j’arrive à un chiffre encore plus important. Même en restant sur 1 million d’euros par mégawatt installé utile sur 20 ans, il vaudrait mieux dépenser 16,7 millions d’euros par mégawatt installé utile en offshore flottant que 22,9 millions en offshore posé au sol. D’où ma première question : pourquoi continue-t-on à faire du posé ?

M. Vincent Balès. Il y a beaucoup d’éléments dans votre question. Dans le débat posé-flottant, le premier élément de réponse qu’il est important d’avoir à l’esprit est le chiffre de 4 500 éoliennes en mer posées installées en Europe, contre moins de dix éoliennes flottantes installées dans le monde. Ce ratio met en évidence que nous n’avons pas tout à fait les mêmes chiffres que ceux que vous évoquez, notamment au niveau des taux de charge et des prix du mégawatt.

Ce n’est pas tant la technologie qui va faire le taux de charge mais plutôt le niveau de vent. Qu’elle soit posée ou flottante, une éolienne en tant que telle reste identique à quelques ajustements près. Seule la fondation change. Quand nous opérateurs, agnostiques en technologie, regardons quelle technologie est la plus appropriée en fonction de l’espace maritime, le choix dépend de la profondeur de l’eau. À moins de 50 mètres de fond, on sait faire du posé. Au-delà, le posé devient compliqué et on bascule sur du flottant. C’est pourquoi la France va également se tourner vers le flottant : du posé en Manche et en Atlantique et du flottant en Bretagne à la pointe de l’Atlantique et en Méditerranée car les fonds plongent très rapidement.

Pour revenir sur cet élément, ce n’est pas la technologie qui fait le facteur de charge mais les niveaux de vent. Un des arguments en faveur du flottant est que les niveaux de vent plus au large sont plus importants. En revanche, on n’est pas sur un facteur 2, on ne passe pas de 0,35 à 0,6. En termes de modélisation sur l’éolien aujourd’hui, pour les premiers projets posés en France, le facteur tourne plus autour de 0,4 à 0,45 et, pour le flottant, de 0,5 à 0,55 sur les zones que nous avons pu identifier, écart désormais assez rapidement gommé par le prix des technologies.

Pour prendre un exemple, en mer du Nord en Allemagne, les parcs ont initialement été construits très loin des côtes pour éviter tout enjeu de cohabitation avec d’autres activités, avec des enjeux environnementaux, etc. Les parcs ont été installés à 50-100 km des côtes et finalement, ils sont en train d’en revenir parce que les coûts de raccordement, de maintenance et d’installation sont beaucoup plus élevés lorsqu’on s’écarte énormément de la côte. Ils reviennent donc à des distances moindres (15 km des côtes) pour justement trouver cet optimum.

L’éolien flottant ne remplace pas l’éolien posé mais dépend des espaces maritimes. Si à 15 km on a 3 mètres de fonds, on opte pour du posé alors que si on a 75 mètres de fond, on fera du flottant. Si jamais on peut trouver un optimum à 30 km avec des coûts de technologie qui baisseraient, notamment celui du câble de raccordement géré par RTE pour le raccordement de parcs lointains, à ce moment-là, on continuera à développer sur ces zones.

M. le président Julien Aubert. Le chiffre que je vous ai cité sur le facteur de charge moyen vient de la littérature scientifique et technique. Si vous avez des éléments correctifs, je serais heureux que vous puissiez les envoyer au rapporteur et à moi-même par écrit pour que nous puissions les comparer.

Nous sommes d’accord que les prix que vous annoncez dépendent principalement des vents. Vous donnez des exemples étrangers. La France a-t-elle exactement la même exposition au vent que les autres pays européens ? Si ce n’est pas une question de technologie mais de solutions naturelles, y a-t-il un intérêt à indiquer que tel pays a fait tel prix puisque par définition, le vent ne sera peut-être pas le même ?

M. Vincent Balès. Ce n’est pas exclusivement le vent, même s’il a un impact prépondérant sur le prix. Il s’agit avant tout de l’amélioration de cette technologie. On a cité des prix au Royaume-Uni. La partie sud du Royaume-Uni a les mêmes conditions de vent que la France, c’est d’ailleurs pour cette raison que j’ai pris cet exemple. Au Danemark, certains vents peuvent être plus forts d’un mètre/seconde que les vents en Manche. L’écart de prix est compris entre 10 et 15€/MWh pour un mètre seconde, pourvu que toutes les autres conditions soient identiques. On voit des développements ambitieux en mer Baltique, où les conditions de vent sont similaires à la France. En Belgique, aux Pays-Bas, au Royaume-Uni et au sud du Royaume-Uni, les conditions sont semblables à la Manche.

M. le président Julien Aubert. Pour avoir un élément de précision, vous avez dit dans votre démonstration que le parc de 500 MW équivalait à la puissance électrique d’un département. Pour être clair, est-ce que vous dites que le parc éolien permet d’électrifier 365 jours de l’année un département français ou voulez-vous dire que la puissance installée du parc correspond à la puissance installée qu’il faudrait pour un département ? Comment incluez-vous le facteur de charge dans votre raisonnement ?

M. Vincent Balès. Le calcul est simple : on regarde la production, le chiffre par rapport à la consommation électrique domestique d’un département. Un parc tel que Fécamp, pour lequel nous sommes lauréats, produira sur l’année 1,8 térawatt-heure. En face, on met la consommation électrique domestique d’un département moyen. Le parc de Fécamp doit couvrir 60 % de la Seine-Maritime, un département avec une population importante. Lorsqu’on observe les départements moyens, la consommation domestique tourne autour de 1,8 TWh ou un peu en deçà.

M. le président Julien Aubert. Mais la consommation électrique totale en France est de 600 TWh. Par conséquent, si avec 1,8 TWh vous couvrez un département, il y a un facteur que je ne m’explique pas.

M. Vincent Balès. On parle de la consommation électrique domestique et non pas de l’industrie.

M. le président Julien Aubert. D’accord. Cela ne concerne que les foyers.

Vous avez ensuite mentionné le démantèlement en disant qu’on savait démanteler les éoliennes en mer. Vous avez cité le cas de Vindeby. Vous avez ajouté que les éoliennes que vous installiez étaient à plusieurs dizaines de mètres de profondeur. Si je ne me trompe pas, dans le parc danois de Vindeby, les éoliennes se trouvaient à 2 à 5 mètres de profondeur. Je crois qu’il s’agissait de petites éoliennes de 5 MW. Peut-on comparer un parc qui est quasiment les genoux dans l’eau avec un parc qui descend beaucoup plus profondément ? Les coûts sont-ils les mêmes ? Qu’est-ce qui est transposable ?

M. Vincent Balès. Vindeby fait partie des 5 parcs qui ont été démontés. J’ai pris cet exemple car étant le premier parc installé, il est assez connu dans la profession. Il fonctionnait avec des éoliennes de 450 kilowatts. Aujourd’hui, on est passé à des éoliennes de 6 à 8 ou 10 MW, donc une autre une dimension. Depuis, s’est créé aux Pays-Bas un parc de machines de 1 MW qui a été démonté. On arrive ensuite sur des dimensions assez similaires et on monte en puissance.

Le processus de démontage de l’éolienne en mer implique une opération inverse de l’installation : les différents tronçons de l’éolienne sont boulonnés, vissés les uns avec les autres, avec les pales en dernier lieu. Ces différents éléments sont démontés un par un pour arriver jusqu’à la fondation. Sur les 5 parcs démontés, on observe deux types de fondations : soit une fondation monopieu ancrée dans le sol, soit une fondation gravitaire en béton. Les deux types de fondations ont été démontés offshore avec les mêmes navires d’installation qui installent et sont ensuite en mesure de démonter.

M. le président Julien Aubert. Combien cela a-t-il coûté ?

M. Vincent Balès. Nous n’avons pas le prix. Ce n’est pas un prix public car c’est l’opérateur qui a démonté ce parc.

M. le président Julien Aubert. J’ai vu que pour Vindeby, le béton avait été détruit sur place. Je suppose que détruire 2 ou 4 mètres de béton n’est pas exactement pareil que détruire 40 mètres de béton. Pour avoir observé cela sur du nucléaire, je suppose qu’il doit y avoir des questions de transport.

J’avais deux dernières questions à vous poser : pourquoi ne faites-vous pas d’éoliennes terrestres ? On pourrait penser que c’est un peu le même business. Ensuite, pouvez-vous nous donner des informations sur votre structure financière ? Quelle est votre rentabilité annuelle, votre chiffre d’affaires, votre capital… ?

M. Vincent Balès. Tout d’abord, je souhaiterais apporter un petit complément par rapport à votre question précédente sur le démontage. Dans le cadre de l’appel d’offres, on prend pour les parcs français un engagement de démontage à un montant fixé à 125 000€/MW, ce qui pour un parc de 500 MW revient à 62 millions d’euros. Ce montant couvre les coûts du démontage et est provisionné au moment de l’obtention de la concession d’occupation du domaine public maritime.

M. le président Julien Aubert. À quoi correspondent ces 125 000€/MW ramenés à une éolienne ?

M. Vincent Balès. Environ 1 million pour une éolienne.

Concernant votre question sur l’éolien terrestre, Wpd offshore France n’en fait pas. Le groupe Wpd en fait, de même que du photovoltaïque. Le groupe est présent sur les deux autres familles d’énergies renouvelables électriques.

Pour ce qui est des éléments financiers de Wpd offshore France, son objet aujourd’hui, comme vous l’évoquiez tout à l’heure, est de réaliser ces projets. Dans le modèle actuel, les retards des projets et l’absence d’appels d’offres récurrents font que notre activité sur l’éolien en mer en France s’est réduite pour ces prestations. Notre chiffre d’affaires est de l’ordre de 2 millions d’euros pour ces activités offshores en France. Le résultat est très limité en effet.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai une question complémentaire assez précise. Vous aviez l’air assez agacé concernant les sujets de fake news car vous avez énoncé quelques éléments correctifs sur les effets sur les oiseaux, les poissons, etc., ainsi que sur les délais de recours. On sent que c’est un sujet de tension. Je lisais dernièrement un article sur des pêcheurs qui s’inquiétaient des impacts sur l’environnement et sur leur économie. De la même façon et a contrario, les présidents de région qui au contraire vont s’engager ont demandé un soutien plus important dans la PPE. Je souhaiterais donc savoir si vous avez su chiffrer concrètement ce que tous ces recours et débats vous coûtent, si suffisamment d’informations sont données sur les sujets et sur l’acceptabilité. Les gens sont-ils pour ou contre ? Vous disiez que c’était la première EnR soutenue par les gens mais le taux de recours ne correspond pas. Qu’en est-il ?

M. Vincent Balès. Je suis désolé si je vous ai paru agacé. J’étais peut-être impatient. Pour travailler dans ce secteur, nous sommes tous passionnés et nous avons hâte de voir ces premières installations. C’est déjà là une partie de la réponse à votre question : le fait de ne pas encore avoir de parc installé en mer génère un peu de spéculation par rapport aux effets que cela pourrait produire sur l’environnement, sur les activités de pêche… et peut engendrer un peu de fake news pour ceux qui voudraient freiner le développement de cette filière.

Les informations sur ces éléments sont-elles suffisantes ? Il y a énormément de retours d’expérience positifs sur les différents compartiments tant environnementaux que socioéconomiques et lorsque nous démarrons une concertation sur un projet avec le territoire, nous présentons ces éléments. Dans notre métier, nous faisons beaucoup de pédagogie sur le sujet pour expliquer les premières questions : « Verra-t-on les éoliennes ? » « Pourra-t-on continuer à pêcher dans un parc ? », « Quels seront les impacts sur les oiseaux ? », avec le retour d’expérience dont nous bénéficions en Europe. Si nous pouvons tirer un bénéfice du retard français en la matière, c’est de pouvoir montrer ce qui se passe en Europe, où les exemples sont positifs.

Nous avons réalisé des campagnes de pêche avec des pêcheurs français dans des parcs anglais, nous avons accompagné des élus qui souhaitaient voir ce qu’on pouvait voir du littoral d’un parc éolien en mer et entendu les réactions des élus locaux et des populations par rapport à l’arrivée de ces parcs, notamment dans des zones touristiques, l’impact éventuel sur le tourisme… À chaque fois que nous pouvons mener cette concertation, cet échange, notre réponse rassure.

Nous avons commencé à travailler en 2009 sur le projet de Fécamp, lauréat en 2011. Nous sommes en avance de phase par rapport à l’appel d’offres car ce cadre d’appel d’offres n’était pas encore défini. Le régime était encore semblable à l’éolien terrestre avec un tarif de rachat. Nous avons travaillé en amont sur ce projet 2009 en lien avec le territoire, en co-développement notamment avec les élus de Fécamp et un comité de concertation regroupant tous les acteurs autour de la table pour expliquer les choses. Nous avons commencé en 2009 et en 2010 le projet a connu l’unanimité, avec une délibération favorable de l’ensemble des acteurs à ce comité de concertation, suivie des délibérations favorables de l’ensemble des communes en face du parc.

Nous avons créé cette dynamique. Vous vous demandiez quel était le coût et si nous chiffrions ces délais. Je dirais que le premier risque est de ralentir cette dynamique, voire de la casser. Un décalage de dix ans entre un projet où tout le monde dit : « Oui, on en veut, on y va » et l’apparition des premières éoliennes est beaucoup trop long. C’est pourquoi cet enjeu de temps est très important pour le soutien du territoire et pour ne pas perdre cette adhésion.

Le deuxième volet porte sur la dynamique industrielle. J’évoquais les deux usines de Saint-Nazaire et de Cherbourg. Elles sont aujourd’hui en sous-charge. La presse, ces dernières semaines et ces derniers mois, a parlé de cette sous-charge et du fait que les effectifs devaient être réduits car ils ont eu des contrats d’abord aux États-Unis, ensuite en Allemagne, qui devaient être suivis par les projets français, qui malheureusement ne sont pas encore jugés et sont encore au Conseil d’État.

Adhésion du territoire et dynamique industrielle constituent les deux grands risques, sans oublier le coût pour l’opérateur, qui doit gérer ce temps long à tenir avec des équipes de projet mobilisées avant une mise en service du projet. Les deux premiers facteurs sont assez difficiles à quantifier ; le troisième est peut-être le moins significatif en termes de coûts.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Nous aurions presque besoin, dans cette commission d’enquête, d’arriver à quantifier cette partie du chiffrage de freins que vont générer tous ces aspects administratifs. Nous essayons d’avoir une logique complète des coûts de bout en bout de la chaîne, une vision la plus globale possible prenant en compte tout l’amont, tout l’aval, tous les impacts de production jusqu’aux déchets… Nous essayons d’être très inclusifs dans notre vision des impacts économiques. On entend régulièrement que c’est dissuasif pour les entreprises, que les projets finissent par être abandonnés, vont se déployer ailleurs, qu’on perd éventuellement des compétences en France. Tout cela reste de l’ordre de l’intuition aujourd’hui et puisque nous essayons d’être rigoureux sur ce que nous nous efforçons de chiffrer, nous aurions besoin d’avoir des pistes sur la manière dont nous pourrions arriver à quantifier cela d’un point de vue économique.

M. Vincent Balès. Il n’est pas évident d’être exhaustif. Nous parlions tout à l’heure de diversification pour STX ; le risque qu’un industriel ne poursuive pas ce chemin de diversification n’est pas facile à quantifier. En revanche, je peux vous donner quelques éléments de comparaison par rapport à d’autres pays dans le coût de développement de projets. On a d’abord la phase de développement, suivie de la phase de construction puis d’opération. Les phases de construction et d’opération sont similaires selon les pays, on ne mettra pas plus de temps ici qu’ailleurs. Néanmoins, on mettra plus de temps sur le développement, ce qui aura un impact économique sur le projet.

En Allemagne, le groupe a mis en service trois projets. Les coûts de développement observés tournent autour de 20 à 30 millions d’euros. En France, les projets en cours de développement coûtent de 80 à 100 millions d’euros, soit quasiment un facteur 3 en coût de développement, sachant que ce coût de développement est critique dans l’économie du projet car c’est un coût à risque, l’étape de financement de projet n’ayant pas encore été atteinte. Il s’agit des fonds propres des opérateurs, ce qui implique forcément une exposition très importante de l’opérateur.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous détailler d’où vient le chiffrage de 80 à 100 millions d’euros ? Qu’est-ce qui fait la différence ?

M. Vincent Balès. La principale différence, c’est que le développement prend deux fois plus de temps. D’ores et déjà, lorsqu’on met quatre ou cinq ans en Allemagne ou dans d’autres pays européens entre une décision de faire un projet et sa réalisation, on met dix ans en France. Étant donné que les équipes projet sont mobilisées, on constate un impact direct par rapport à ce délai.

M. le président Julien Aubert. De combien de personnes se compose l’équipe projet ?

M. Vincent Balès. Aujourd’hui, une cinquantaine de personnes travaillent sur la phase de développement de nos projets. C’est un peu l’incertitude de ces développements français : en face de cette équipe projet mobilisée, on attend une décision de jugement des contentieux pour pouvoir démarrer la construction. On ne peut pas décider de démobiliser tout le monde en attendant que cela se passe, puis une fois que la fumée est blanche, remettre tout le monde sur le projet. La majeure partie de l’équipe doit rester mobilisée pour pouvoir concrétiser.

Un autre élément qui est en train d’évoluer parmi les éléments de coût que j’ai évoqués pour la France est l’ordre de grandeur pour les premiers projets. Je vous disais que sur Dunkerque, la procédure évoluait. Le dérisquage est pris en charge par l’État en amont des appels d’offres. Cela a débuté à Dunkerque où un certain nombre d’études (des sols, des vents, études environnementales) ont été réalisées en amont de l’appel d’offres comme c’est le cas dans les autres pays d’Europe. Le chiffre que je vous donnais pour l’Allemagne prend en compte ces éléments. D’une part, cela permet d’avoir une réponse plus précise à l’appel d’offres sans avoir à se demander quel est le niveau de vent et de provisionner en conséquence. D’autre part, on n’impose pas à l’ensemble des candidats de mener en parallèle les différentes études nécessaires à constituer un prix. Cette nouvelle procédure de déclenchement a été mise en œuvre pour Dunkerque et aura un impact direct sur les coûts de l’électricité et de développement que j’évoquais.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si j’ai bien compris, l’étude de faisabilité d’un projet lors de l’appel d’offres est entièrement à la charge de celui qui répond et se multiplie si plusieurs personnes répondent à l’appel d’offres. En revanche, en Allemagne par exemple, l’étude est incluse en amont de l’appel d’offres, ce qui fait que ceux qui y répondent n’ont plus besoin de s’occuper de ces éléments.

M. Vincent Balès. Exactement. Pour les deux premiers trains d’appel d’offres, aucune étude n’était mise à disposition et chaque candidat devait réaliser son étude de sol (ou pas). Il avait aussi loisir de répondre un peu à l’aveugle sans connaître les enjeux des sites. Sont pris en compte désormais la baisse du coût de l’éolien en mer, la technologie, le vent mais également le dérisquage en amont des projets. Sur les appels d’offres au Danemark et aux Pays-Bas, des dialogues concurrentiels ont été mis en place et l’ensemble des études menées en amont par l’État sont mises à disposition des candidats. C’est ce qui a été appliqué aujourd’hui à Dunkerque et qui est prévu pour le deuxième appel d’offres.

Je vous parlais d’un chiffrage de 80 à 100 millions d’euros. Pour vous donner un ordre de grandeur de ces études, une étude de sol en vue de créer une fondation implique de connaître la nature des sous-sols, de savoir où elle va s’établir (comme lors de la construction d’une maison). Une campagne géotechnique complète est de l’ordre de 15 millions d’euros. C’est ensuite au candidat de décider jusqu’où il veut aller au moment de l’appel d’offres pour conduire ces études. Sur l’ensemble du site, on procède généralement à une géotechnique préliminaire de l’ordre de 2 millions d’euros ; c’est ce qui est envisagé pour les prochains appels d’offres en termes d’aide réalisée en amont.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je connais mieux le secteur du bâtiment que celui de l’éolien offshore. Concrètement, quand un professionnel ne sait pas exactement sur quoi il va tomber, en règle générale pour se garantir qu’il n’y sera pas de sa poche en cas de risque, il fait une jolie plus-value sur le marché en se disant que de cette manière il sera couvert même s’il tombe sur un os qui n’était pas prévu. C’est un peu comme cela que ça se passe dans le bâtiment. J’aimerais savoir si le fait de disposer de ces études de faisabilité en amont permet d’avoir des réponses mieux dimensionnées, mieux dosées en termes d’exploitation et de coût. Tous ces éléments dont vous nous avez fait part, que ce soit le doublement du temps de développement ou le fait d’avoir apporté ces appels d’offres, se retrouvent-ils à un moment donné dans le coût de l’énergie ?

M. Vincent Balès. Oui, ils s’y retrouvent car la provision pour risques dont vous parliez dans le bâtiment s’applique aux projets offshore : en cas de forte incertitude, on met en place ce qu’on appelle les contigencies, des provisions pour anticiper les aléas. Bien sûr, dans un appel d’offres concurrentiel, il faut les doser car si on en met trop, on risque de perdre le marché. Il faut trouver une matrice de risque avec une provision raisonnable pour adresser ces différents risques. Cela a été un véritable levier de baisse des coûts dans les appels d’offres qui ont créé cette dynamique pour l’éolien en mer. Le modèle du Danemark et des Pays-Bas a été repris ici en France dès Dunkerque. Lorsque les résultats de Dunkerque seront connus dans les toutes prochaines semaines (et devraient placer l’éolien en mer dans cette fameuse bande de 50 à 70€/MWh, probablement dans le bas de cette tranche), les études en amont auront contribué à cette compétitivité car les provisions pour aléas, pour risques ont baissé car les niveaux de vent sont en grande partie connus. Une année de campagne de vent a été menée avec un équipement de mesure en mer pour obtenir ces informations sur le vent, de même que des campagnes de sol et des campagnes environnementales qui ont permis de supprimer les aléas qu’on pouvait avoir ou qu’on aurait pu imaginer.

M. le président Julien Aubert. Je vais revenir sur vos coûts de développement. Vous disiez qu’en France, il fallait avancer 80 à 100 millions d’euros sur fonds propres, contre 20 à 30 millions d’euros en Allemagne, dû aux procédures allongées. J’ai fait un petit calcul. Imaginons que cela s’étende sur 4 ans en Allemagne et 8 ans en France. En fait, vous êtes à vide pendant 4 années, vous avez un surcoût. Si je prends la fourchette haute allemande et la fourchette basse française, j’arrive à 30 millions pour l’Allemagne et 80 millions d’euros en France, ce qui fait 50 millions d’euros pour 4 ans pour 50 personnes, ce qui veut dire que chacun est payé 250 000 euros. Je comprends qu’on puisse perdre de l’argent en allongeant le délai mais je ne comprends pas la marge. À moins qu’on soit vraiment très bien payé dans l’éolien, auquel cas je vous en félicite.

M. Vincent Balès. Je vous rassure sur ce dernier point. Les coûts de développement ne correspondent pas qu’à des coûts internes, des effectifs et des personnes mobilisées. L’opérateur est un maître d’ouvrage qui commande différentes études, pilote un certain nombre de fournisseurs et de sous-traitants qui vont alimenter l’ingénierie du projet, la caractérisation de site du projet, et traite les sujets de contentieux, qui ont aussi un coût. Lorsque les études sont faites en amont par l’État, ce budget d’études n’est pas à refaire ensuite ou alors ponctuellement et non pas dans son intégralité.

Un certain nombre d’études ont également lieu. Le temps avançant, ce n’est pas une mais deux campagnes qu’il faut mener. Par exemple, ce qu’on appelle dans le jargon les UXO, des engins explosifs de la seconde guerre mondiale, sont enfouis dans le sous-sol au large des côtes françaises comme au large des côtes anglaises ou allemandes. On ne va pas s’amuser à faire des travaux en mer si on n’est pas sûr qu’il n’y en ait plus. On en trouve beaucoup au large de toutes les côtes européennes et avec les mouvements sédimentaires, ces engins reviennent, d’où les campagnes régulières à mener pour s’assurer que le terrain soit clean. Chaque sortie en mer coûte énormément d’argent.

M. le président Julien Aubert. Une fois que vous avez installé vos éoliennes, le même problème peut se poser avec ces mines. Donc vous êtes de toute façon obligés de faire des études régulières pour le vérifier pendant toute la durée de vie du parc. Comment gérez-vous ce problème ?

M. Vincent Balès. Ces mines ne se déclenchent pas simplement en les touchant mais pendant la phase de travaux lorsqu’on pose une fondation ou qu’on fait une tranchée pour faire passer les câbles. Une fois que le parc est installé, on conduit un certain nombre de suivis autour du parc, notamment pour voir les évolutions du câble, l’enfouissement, etc., mais une mine n’explose pas d’elle-même en l’absence d’activité extérieure de construction.

M. le président Julien Aubert. Si je résume, dans votre argumentation pour expliquer le surcoût, il y a le fait que dans le chiffre que vous nous avez communiqué, des études étaient faites par l’opérateur et non par l’État. En d’autres termes, l’État a réintégré des coûts autrefois supportés par l’opérateur. Deuxièmement vous avez cité des études qui, parce qu’on doit les refaire, augmentent le coût. Vous en avez d’ailleurs cité une ; si vous en avez d’autres, ce serait intéressant que vous puissiez nous les transmettre par écrit.

Finalement, tout le monde nous dit que c’est rentable, que c’est l’avenir, que les coûts baissent, que c’est une magnifique opportunité. Or nous sommes dans un pays où les procédures sont longues, c’est compliqué, c’est instable et où d’ailleurs on ne réalisait pas les études préalables. Un investisseur international devrait se dire : « Dans ce cas, je ne vais pas en France. » Pourquoi voudriez-vous faire la queue en France pendant des années si de l’autre côté de la frontière se trouve un pays beaucoup plus accueillant ? Vous auriez pu nous dire que la France est un pays de Cocagne car notre taux de charge est deux fois supérieur aux Pays-Bas mais vous nous avez expliqué qu’en termes physiques, c’était à peu près la même chose que les voisins. Si nous avons des caractéristiques physiques identiques et des caractéristiques administratives qui font de nous un enfer éolien, je suppose que la raison pour laquelle les opérateurs viennent quand même, c’est parce que l’État surcompense ceci par un paiement surévalué par rapport aux voisins. Y a-t-il une autre raison au fait que les sociétés se sont accrochées et n’ont pas décidé de quitter l’éolien en France pour aller au Danemark ou en Suède ?

M. Vincent Balès. Je vais essayer d’éclaircir un peu le tableau qu’on a peut-être un peu noirci au préalable en traitant des freins. Wpd a installé le premier parc en Allemagne (Baltic 1), inauguré en 2011. Nous avons mis dix ans à sortir ce parc de l’eau. Ce que nous mettons en évidence sur ces premiers projets de temps long et de surcoût de développement, nous l’avons aussi vécu à l’étranger. Nous sommes maintenant en train d’en essuyer les plâtres. Il en va de même pour les appels d’offres : les premiers appels d’offres n’étaient pas vraiment adaptés. Je ne pense pas que nous revivrons les 15 procédures que nous avons vécues sur Fécamp et les deux années et demi d’instruction si nous sommes lauréats sur Dunkerque. D’autres pays européens dans lesquels nous avons travaillé ont aussi essuyé les plâtres de ce temps et de ces coûts.

Pourquoi la France ? C’est le deuxième espace maritime européen, avec un gisement de vent similaire aux autres pays d’Europe, dans lequel on voit une opportunité pour se diversifier dans l’éolien en mer tout aussi importante qu’au Royaume-Uni. Aujourd’hui, nous nous faisons doubler par nos voisins Belges qui ont un linéaire de côte qui n’a rien à voir avec la France. Vous évoquiez les chiffres de l’ADEME : lorsqu’on voit un tel gisement et une ambition de transition énergétique annoncée, planifiée, on se dit que l’éolien en mer en France a toute sa place et nous sommes certains que les autres projets iront plus vite. Nous voyons d’ores et déjà, par les procédures d’appel d’offres, que des enseignements ont été tirés pour aller plus vite.

M. le président Julien Aubert. Du coup, je ne comprends plus la précédente réponse que vous avez donnée sur les coûts de développement. Si en Allemagne, cela vous a coûté dix ans avec le Baltic 1, vos frais d’avancement sur fonds propres du coût de développement n’ont donc pas été entre 20 et 30 millions d’euros.

M. Vincent Balès. Je n’ai peut-être pas été clair. Je ne parlais pas de Baltic 1, qui lui a mis 10 ans pour 21 éoliennes, mais de Butendiek et Nordergründe, nos deux parcs suivants, qui ont d’ailleurs des tailles similaires. Le parc de Butendiek a la même dimension que des parcs français, avec 80 éoliennes et 6 MW. Le chiffre vient de ce parc.

M. le président Julien Aubert. Quel a été le coût de développement pour votre entreprise pour Baltic 1 ?

M. Vincent Balès. Pour Baltic 1, nous reviendrons vers vous avec les chiffres car je ne les ai pas en tête.

M. le président Julien Aubert. Si vous pouvez nous communiquer l’évolution des coûts de développement avec la puissance installée, nous pourrons les comparer.

M. Vincent Balès. Nous vous montrerons aussi les facteurs entre les deux.

M. le président Julien Aubert. Je poursuis avec une question logique : si malgré les tracasseries administratives, cela vaut le coup de s’accrocher, ne devrait-on pas supprimer les aides d’État ? Cela ne passe pas par une aide d’État mais par une garantie, un rachat ou plutôt un appel d’offres dans votre cas mais fondamentalement, pourquoi ne pas plutôt avoir une autre politique selon laquelle l’État prendrait par exemple en charge ce que vous appelez le dérisquage ? Ensuite, une fois que vous auriez votre concession, vous vous débrouilleriez. Vous avez des tarifs qui, comme vous l’avez dit, sont très compétitifs. En quoi est-il besoin de donner une visibilité particulière ou un chiffre d’affaires garanti à des entreprises ?

M. Vincent Balès. Ce complément de rémunération par rapport au prix de l’électricité est déterminant pour la structuration financière de nos projets. La quasi-totalité des projets éoliens en mer se font au moyen d’un financement de projets, c’est-à-dire que nous finançons nos projets avec les banques, donc des prêteurs, qui vont couvrir la dette à hauteur de 70 à 80 %. Pour que ces prêteurs s’impliquent sur nos projets, il est essentiel de leur donner de la visibilité par rapport au prix de l’électricité. Actuellement, le prix de l’électricité fluctue énormément et cette fluctuation empêche où rend très compliqué le financement de projets.

Aujourd’hui un dispositif qui, au global sur une projection du prix de l’électricité sur 20 ans rendra un coût neutre pour la finance publique, permet d’assurer le financement de projets.

M. le président Julien Aubert. À condition que les prix montent à un moment donné et que vous puissiez ainsi reverser éventuellement.

M. Vincent Balès. Oui, c’est un dispositif qui apporte un équilibre par rapport au prix du marché.

M. le président Julien Aubert. Diriez-vous que le système d’aide est consubstantiel du fait qu’on est sur un marché variable d’électricité ?

M. Vincent Balès. Exactement. C’est la conséquence directe d’une variabilité importante du prix de l’électricité. C’est en limitant l’impact de cette incertitude sur le prix de l’électricité que l’on peut structurer le financement de projets. Ce n’est pas propre aux énergies renouvelables. Aujourd’hui, pour une autre forme d’énergie qui souhaiterait faire de nouveaux investissements en France, l’absence de prix de marché rendrait ces investissements très compliqués.

M. le président Julien Aubert. En essayant de suivre votre logique, imaginons qu’au bout de 20 ans la prédiction ne se révèle pas et que le prix de marché n’augmente pas et soit continuellement un soutien, cela justifierait-il quand même qu’on continue à aider ces énergies ? À quel moment doit-on éventuellement prendre la décision, au vu des montants, d’arrêter ou de réduire, de tarir le ruisseau ou le fleuve ?

M. Vincent Balès. Rendez-vous dans vingt ans pour voir où nous en serons. Aujourd’hui, les prévisions du prix de l’électricité sont sur une courbe montante. Très peu de personnes prendraient le pari de dire que dans vingt ans, le prix de l’énergie sera resté sous les 50€/MW.

M. le président Julien Aubert. Les prévisions sur le prix d’électricité d’il y a vingt ans se sont-elles révélées exactes ? Les prédictions, c’est comme l’économie ou la météorologie : cela prédit le temps qu’il aurait dû faire. Comme c’est une question à plusieurs dizaines de milliards d’euros, c’est intéressant de se la poser. En matière d’énergie, il y a vingt ans, on nous expliquait que le pic de Hubbert allait être atteint aux États-Unis et qu’il serait importateur net de pétrole et de gaz.

M. Vincent Balès. La question qui se pose ne porte pas tant sur l’éolien en mer en vase clos mais sur le mix énergétique et sur quelle énergie on investit pour les nouvelles énergies et pour alimenter la France en électricité sur les vingt prochaines années. On compare les différentes énergies, le prix, l’environnement et l’économie et on regarde où placer nos investissements. Comme je vous le disais, ce besoin de visibilité par rapport au prix l’énergie ne concerne pas uniquement l’éolien en mer et les renouvelables. Il concerne toutes les autres énergies donc tous les nouveaux investissements. Sur ces nouveaux investissements, où va-t-on ? L’éolien en mer aujourd’hui avec un prix d’électricité sur cette bande de 50 à 70€/MWh considère que nous sommes sur un niveau qui nous place parmi les énergies les plus compétitives (et pas uniquement renouvelables). Sur des nouveaux investissements, nous faisons partie des énergies les plus compétitives. Il s’agit de comparer ces différentes énergies et de se projeter sur un mix sur les vingt prochaines années. La question n’est pas de faire le calcul uniquement sur l’éolien en mer pour savoir si in fine, les comptes ont été positifs ou négatifs mais de savoir quel mix faire et s’il faut diversifier son mix électrique.

M. le président Julien Aubert. Quel est votre avis sur le fait que comme ces énergies sont intermittentes, certains experts qui ont été auditionnés ici nous ont dits que le prix que vous affichez n’est pas le prix réel pour la société puisqu’en réalité, il y a une partie du temps où vous ne fournissez pas d’électricité ? Dès qu’on construit une unité intermittente, il faut construire à côté une unité de stockage ou de compensation. On pourrait imposer aux producteurs, à chaque fois qu’ils produisent un parc éolien, de construire un élément qui permettra d’équilibrer cette intermittence, ce qui modifierait évidemment votre modèle économique. Quelle est votre opinion à ce sujet ?

M. Vincent Balès. J’écoute beaucoup le gestionnaire de réseau car c’est son sujet. Le juge de paix pour gérer la production et la consommation et s’assurer que les deux sont corrélés et qu’on ne s’expose pas à des black-out est le gestionnaire de réseau. Il ne dit pas que pour toute nouvelle installation d’éoliennes en mer en France, il faudra l’équivalent en batteries installées à terre pour équilibrer la demande. La France dispose déjà une grande quantité de stockage, notamment avec les barrages hydroélectriques qui assurent un stockage important et toutes les interconnexions qui apportent également une réponse à la demande et à la variabilité de l’éolien en mer, sachant que cette variabilité pour l’éolien en mer est assez limitée. Nos parcs en Europe du Nord tournent à pleine puissance pendant des semaines entières de manière très importante. Actuellement, sur l’offshore, on est sur des périodes complètes, quasiment sûr une énergie de base.

M. le président Julien Aubert. M. Jancovici nous a montrés de très beaux schémas qui indiquaient exactement l’inverse. Il avait mené des études sur la corrélation par exemple France-Allemagne, France-Espagne… sur le foisonnement pour montrer qu’en réalité, on produit à peu près au même moment, ce qui corrèle les courbes et au lieu d’avoir une courbe de compensation, quand il y a du vent en Allemagne, il y en a aussi en France. Les pics se renforcent plutôt que de se compenser. Disposez-vous d’études qui prouvent la théorie du foisonnement que vous exposez ?

M. Vincent Balès. Concernant la forte production en Europe du Nord, il ne s’agit pas de foisonnement mais du fait d’avoir en mer des vents forts, des vents constants qui nous permettent d’avoir pendant des périodes très importantes un parc en pleine puissance qui nous fait basculer sur l’énergie de base pendant de très longues périodes. Sur la partie foisonnement, nous reviendrons vers vous car je n’ai pas d’étude en tête sur ces chiffres.

M. le président Julien Aubert. Une énergie de base signifie-t-elle que vous avez un facteur de charge de 75 % sur ces parcs ? Faites-vous un calcul sur l’année pour comparer avec d’autres énergies de base ?

M. Vincent Balès. Sur l’année, les optimums sont à 50 voire à 55 % sur certains parcs. Sur certaines périodes, nous sommes quasiment à pleine puissance sur des mois complets. C’est aussi un propos du président de RTE de dire que l’éolien en mer est une technologie utile et nécessaire pour la stabilité et la sûreté du réseau français.

M. le président Julien Aubert. Ce n’est pas exactement ce que dit la PPE.

M. Vincent Balès. C’est pour cela que nous sommes aujourd’hui un peu désolés de ce projet de PPE.

M. le président Julien Aubert. N’est-ce pas contradictoire ? On me taxe rarement d’être défenseur de l’éolien. J’essaie d’être objectif mais d’un côté, on nous explique que c’est fantastique, que c’est l’avenir et d’un autre côté, la PPE réduit considérablement votre potentiel de développement, votre voilure. Je ne comprends pas la logique : ce serait quand même fort qu’à l’époque où cela coûtait 200€/MWh, on voulait en construire partout et que maintenant que vous nous expliquez qu’on va tomber à 50, il faut en construire moins. Si vous avez quelque chose à dire pour convaincre la majorité, c’est le moment.

M. Vincent Balès. Merci de m’en donner l’occasion. Je partage tout à fait votre étonnement. Entre le projet de PPE et la PPE finale, deux éléments pourraient être décisifs pour avoir une PPE plus ambitieuse pour l’éolien en mer :

– Le facteur prix. Les chiffres de Dunkerque qui n’existaient pas encore et qui d’ailleurs ne sont pas encore sur la table sont aujourd’hui à la CRE. Ces éléments pourront être décisifs pour confirmer que l’éolien en mer en France est tout aussi compétitif que l’éolien en mer Outre-manche ou en mer du Nord. Nous pourrons ainsi démontrer notre compétitivité. Dans le projet de PPE, ce n’était pas encore à l’ordre du jour.

– L’espace maritime appelle beaucoup de questions. Vous avez évoqué les chiffres très significatifs de l’ADEME concernant le gisement. Or en mer, on n’a pas de SRADDET ni de PLU et la question est donc de savoir où installer ces parcs. Il y avait une incertitude par rapport aux espaces disponibles possibles pour installer ces parcs. Depuis le projet de PPE, un travail important a été réalisé sur la planification des espaces maritimes, qui va permettre de projeter des installations et des espaces maritimes pour le développement de cette activité.

Je vous remercie encore une fois de me donner l’occasion de défendre l’éolien en mer pour la PPE finale. Je pense que ces deux clés, qui sont arrivées ces derniers mois entre le projet de PPE et la PPE finale, que sont : 1) la compétitivité de l’éolien en mer en France avec l’appel d’offres de Dunkerque et 2) le travail de fond mené sur la planification de l’espace maritime, devraient déboucher sur une PPE plus ambitieuse sur cette filière.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup de vos propos très clairs. Nous allons arrêter là.

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

*

5. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrick Corbin, président de l’Association française du gaz, et de M. Grégoire du Guerny, responsable affaires publiques ; et de M. Bernard Aulagne, président de l’association Coenove (4 juin 2019)

L’audition débute à dix-sept heures dix.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons les représentants de l’Association française du gaz M. Patrick Corbin son président et M. Grégoire du Guerny, responsable des affaires publiques, ainsi que M. Bernard Aulagne, président de l’association Coenove.

L’Association française du gaz a été créée en 1874. C’est le syndicat professionnel de l’industrie gazière française : gaz naturel, biométhane, GPL et hydrogène. L’association Coenove a été créée en 2014, soit 140 ans après, par les acteurs de la filière gaz du bâtiment.

La question générale qui nous occupe est celle de la place du gaz dans la transition énergétique puisque nous essayons de ne pas nous limiter au spectre électrique, qui est très souvent l’un des défauts de la conception. On ne parle très souvent que du nucléaire et nous avons souhaité donner autant d’espace à tous les types de production.

En Asie, la demande gazière augmente du fait de la Chine, en raison notamment de la substitution du gaz au charbon. L’Inde réoriente sa politique énergétique vers le gaz. La part du gaz naturel s’accroît par rapport au charbon dans le bouquet énergétique des États-Unis en raison de coûts de production inférieurs du gaz de schiste, ce qui fait que les États-Unis vendent du charbon, en tout cas en Europe.

À l’opposé, la consommation de gaz n’a pas augmenté en Europe en 2018 après plusieurs années de hausse. Une explication avancée tient à la montée en puissance des énergies renouvelables. Cette montée en puissance conduit à modifier le recours aux centrales à gaz. D’une production de base, on passerait plutôt à une production pour passer la pointe électrique, ce qui conduit à une baisse de la demande de gaz et, en écho, à des problèmes récurrents d’entreprises qui expliquent que faute de pouvoir faire fonctionner les centrales à gaz, elles sont peut-être obligées de réduire les effectifs.

Mais en Europe et notamment dans notre pays, à côté du rôle du gaz naturel dans le passage de la pointe, se posent deux questions :

– le transfert d’usage au profit du gaz en matière de transport et de chauffage des bâtiments résidentiels ou tertiaires ;

– le développement du gaz renouvelable, en particulier le biométhane.

Vous aurez tout à loisir, dans les quinze minutes qui vous sont données à deux, de nous faire part de votre appréciation des objectifs du projet de programmation pluriannuelle de l’énergie. Quelles peuvent être les anticipations raisonnables en matière de prix du gaz naturel, notamment de gaz naturel liquéfié (GNL) ? Ce prix ne peut qu’avoir un impact sur le montant de la subvention nécessaire au développement du gaz renouvelable.

Enfin, vous aurez peut-être à cœur de nous expliquer la place du gaz, notamment concernant l’hydrogène et d’autres types de production.

Je vous propose de donner la parole en propos liminaire à M. Corbin puis à M. Aulagne. Ensuite, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour, à commencer par notre rapporteur Mme Meynier-Millefert. Avant que vous preniez la parole, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vais vous demander, Monsieur Corbin, de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Patrick Corbin prête serment.)

M. Aulagne, je vais vous demander de lever la main droite et de dire « Je le jure ».

(M. Bernard Aulagne prête serment.)

M. Patrick Corbin, président de l’Association française du gaz. Merci Monsieur le président et merci de nous inviter pour cette audition.

Je sais que vous auditionnez beaucoup de monde. Aussi, je voudrais insister sur un certain nombre de points essentiels, d’abord concernant la France, même si vous avez ouvert vos propos au monde, qui montrent la vraie singularité de la France dans le concert mondial des évolutions aujourd’hui.

Le premier point sur lequel je voulais insister est le fait qu’une politique énergétique d’un pays comme la France doit s’appuyer sur deux pieds :

– l’efficacité énergétique, où comment nous réduisons nos consommations ;

– comment nous décarbonons l’économie.

En tant que gazier, nous sommes convaincus qu’on ne réussira la transition énergétique qu’en avançant de manière à peu près équilibrée sur ces deux pieds.

Nous pensons que toute politique énergétique, qu’elle soit de type efficacité énergétique ou renouvelable, doit être régulièrement évaluée ex-post à la fois sur ses effets, ses coûts économiques et ses impacts environnementaux. Aujourd’hui, le soutien au renouvelable est facile à déterminer. Il suffit de regarder le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » pour connaître le décompte de toutes les sommes qui seront engagées en 2019 pour soutenir les renouvelables.

Nous avons essayé de faire le même exercice pour l’efficacité énergétique mais nous n’avons pas réussi. C’est beaucoup plus compliqué car tout ceci entre dans des processus qui relèvent soit de soutien public, soit de soutien privé et sont mis dans une facture. Je prendrai comme exemple les certificats d’économie d’énergie, qui sont à charge des fournisseurs. Nous connaissons le coût de ce soutien pour le fournisseur historique avec les tarifs réglementés de vente mais pas pour les autres fournisseurs qui sont en offre de marché. Nous pensons qu’aujourd’hui, entre 7 et peut-être 10 milliards portent sur l’efficacité énergétique. Dans tous les cas, compte tenu des sommes avancées (5,2 ou 5,4 milliards) chaque année pour les renouvelables et de 7 à 10 milliards pour l’efficacité énergétique, nous pensons que ceci doit être régulièrement évalué. C’est la parole que nous avons portée aux membres de cette Assemblée assez régulièrement.

Quand nous faisons de l’évaluation, à partir du moment où nous avons fait le choix que notre objectif était la réduction des émissions de carbone, toutes ces politiques doivent être évaluées dans une approche coûts-bénéfices de type coût d’abattement du CO2. Cette notion existait déjà un peu depuis quelques mois et je dirais que le rapport Quinet remis au Gouvernement au mois de février l’a un peu remise en lumière en stipulant qu’il fallait évaluer tous les soutiens à cette mesure pour en connaître l’impact réel en termes de réduction des émissions de CO2.

Ce qui est sûr avec le biométhane, c’est que, toutes choses étant égales par ailleurs, lorsqu’on injecte 1 TWh de biométhane dans le réseau français, c’est 1 TWh de gaz qui n’est pas importé ; on obtient donc la réduction correspondante de CO2. En revanche, quand on ajoute 1 TWh de renouvelable électrique, je ne sais pas ce qu’il remplace, peut-être en majeure partie de l’électricité, aujourd’hui d’origine nucléaire, qui est déjà décarbonée.

Pour le soutien au renouvelable, nous plaidons pour que ces énergies ne soient pas évaluées en fonction de l’écart entre leur coût de rachat et le coût du marché mais avant tout en termes d’efficacité par rapport à la réduction de CO2.

Mon dernier point concerne la mobilité. Il faut accepter d’avoir des démarches vertueuses et en termes de démarches vertueuses, les analyses du cycle de vie, même si elles ne sont pas parfaites, nous font faire des progrès. Aujourd’hui, sur la base d’études provenant de l’étranger et de France, nous considérons qu’un véhicule au bioGNV est aussi bon qu’un véhicule électrique avec de l’électricité renouvelable en analyse du cycle de vie. C’est d’ailleurs pour cela que nous avons soutenu un amendement qui, je crois, est en cours de discussion dans cette Assemblée, pour le déploiement d’un réseau de stations terrestres de GNV. Nous avons cette conviction et nous plaidons aujourd’hui à Bruxelles pour que la réglementation actuelle sur les véhicules soit modifiée pour s’orienter vers l’analyse du cycle de vie. Un véhicule électrique à Stuttgart qui consomme de l’électricité produite à partir de charbon ne fait avancer ni la machine ni l’humanité et ne fait rien gagner en CO2.

M. le président Julien Aubert. Merci de ce préambule. Sans plus tarder, je cède la parole au président de l’association Coenove pour une dizaine de minutes.

M. Bernard Aulagne, président de l’Association Coenove. Merci Monsieur le président. Je dirai quelques mots pour compléter la présentation de Coenove, qui est effectivement une jeune association du paysage énergétique créée en 2014 à l’initiative d’industriels du bâtiment, fabricants de pompes à chaleur, de chaudières et de panneaux solaires, avec les principaux majors de l’industrie de la performance énergétique et des gaziers (vous avez déjà eu l’occasion d’auditionner GRDF, un de nos membres). En outre, nous avons été très rapidement rejoints par des organismes professionnels du bâtiment comme la CAPEB ou la Fédération française du bâtiment. Tous ces braves gens sont motivés et regroupés autour d’une double conviction : l’atteinte des objectifs ambitieux de la transition énergétique ne peut se faire qu’avec une approche véritablement fondée sur la complémentarité des énergies et non pas la recherche de l’énergie miracle à tout prix qui va répondre à tous les besoins et au sein de cette complémentarité, le gaz, de plus en plus renouvelable, a un rôle essentiel à jouer dans les années à venir.

Par rapport à cette double conviction, je ferai un rappel rapide, une photographie de la situation du mix énergétique aujourd’hui à partir d’une étude que nous avons réalisée sur les appels de puissance hebdomadaire sur la période courant du 1er avril 2016 au 31 mars 2017, qui montre quelques points essentiels, en confirmant notamment la différence d’amplitude entre été et hiver dans un rapport de 1 à 4 en fonction des besoins de puissance. La manière de passer la pointe, qui dans la troisième semaine de janvier 2017 se situait à un niveau global d’environ 330 GW apporte quelques enseignements :

– la mobilisation de toutes les énergies permet de faire face à cette pointe ;

– l’énergie électrique a permis de satisfaire 95 GW de pointe, soit environ 30 % du total, alors que dans le même temps le gaz couvrait 160 GW du besoin, le reste étant couvert par le fioul, le bois, etc., ce qui signifie que le gaz a représenté environ 45 % de la satisfaction de cette pointe maximale.

De cette photographie, nous tirons nous aussi des leçons en matière de décarbonation du mix énergétique qui rejoignent celles qu’a rappelées Patrick Corbin dans son message liminaire. Je pense naturellement à l’urgence, à l’importance de l’efficacité énergétique pour toutes les énergies pour réduire notamment la pointe et cette amplitude entre l’été et l’hiver. Compte tenu de la place actuelle du gaz dans le mix énergétique pour faire face à ces besoins, la nécessité, la responsabilité de la filière gaz consiste véritablement à entamer sa mue et se verdir, se décarboner. L’objectif est de donner la priorité à la décarbonation du gaz et non pas à son exclusion comme on le trouve dans certaines réflexions.

Dans ce cadre, pour répondre à votre question, Monsieur le président, la parution du projet de PPE a suscité, a minima chez nous, de l’incompréhension voire de la déception, voire de la frustration dans la mesure où il nous paraissait un peu étrange de vouloir électrifier, prôner l’électrification à outrance des usages alors que nous sommes dans une logique de maîtrise de la pointe électrique difficile, délicate quasiment à chaque hiver. Nous recevons régulièrement des alertes sur la nécessité de veiller à la maîtrise de ces consommations. Il est donc paradoxal que dans un tel contexte, on puisse promouvoir l’électrification des usages et corollairement, la faible place accordée au gaz renouvelable, se situant même en retrait par rapport à ce qui figure dans la loi de transition énergétique.

Pour nous, a fortiori dans le bâtiment, cœur de métier de Coenove, le gaz a toute sa place et nous avons un certain nombre d’inquiétudes par exemple au travers des premiers projets, des premières réflexions sur la RE 2020 et avec un certain nombre d’initiatives ou de ballons d’essai qui sont lancés du type baisse du coefficient d’énergie primaire, changement du contenu en CO2 du KWh d’électricité, qui vont toutes dans le même sens et sont de nature à sortir le gaz de la construction neuve alors même qu’il a un certain nombre d’atouts et, pour boucler sur le gaz renouvelable, qu’il constitue également une utilisation pertinente de gaz renouvelable dans des logiques d’alimentation en boucle fermée d’écoquartiers et de projets semblables qui nous paraissent tout à fait pertinents, des sujets à creuser, notamment dans l’optique de la RE 2020.

Sur la rénovation, Mme la députée Meynier-Millefert le sait bien, le gaz a un rôle essentiel puisque 8,5 millions de chaudières à gaz chauffent actuellement les logements dans le résidentiel. Sur ces 8,5 millions de chaudières, à peine 25 % sont à condensation, ce qui constitue un potentiel énorme d’économies et de réduction des émissions de gaz à effet de serre par le simple renouvellement d’appareils. Voilà nos convictions sur l’avenir du gaz naturel.

Les objections qui nous sont régulièrement lancées comprennent le problème du coût de production de biométhane, qui se situe aujourd’hui aux environs de 95 €/MWh en moyenne en fonction de la nature des exploitations, soit bien au-delà du prix du gaz naturel aujourd’hui. Mais pour reprendre ce que disait Patrick Corbin, comparons ce qui est comparable et de la même manière, il est également tout à fait en deçà des premiers chiffres de 700 €/MWh pour les premiers KWh électriques photovoltaïques d’il y a une petite dizaine d’années. Là aussi, l’objectif extrêmement drastique de réduction des coûts à l’horizon 2023 à hauteur de 67 €/MWh fixé par la PPE nous paraît extrêmement dangereux et de nature à décourager une filière émergente et qui commence à peine à se développer, avant même de trouver son régime de croisière, sachant que la filière biométhane s’est de toute façon engagée à atteindre un objectif d’environ 67 à 68 €/MWh mais à l’horizon 2028, avec une baisse régulière de ces coûts. À ma connaissance, ce chiffre de 67 à 68 €/MWh nous paraît tout à fait compatible avec le coût d’autres énergies, qu’il s’agisse des énergies renouvelables électriques, du nucléaire ancien rénové ou du nouveau nucléaire.

L’autre point qui nous paraît important et qui est souvent cité lorsque l’on parle du gaz renouvelable est la logique des externalités positives : le gaz renouvelable, et notamment la méthanisation, n’est pas une simple source d’énergie mais présente toute une série d’externalités positives sur lesquelles un vaste chantier est actuellement mené dans le cadre du comité stratégique de filière pour identifier, quantifier et monétiser ces externalités positives au-delà des grands discours tels qu’on les pratique depuis quelques mois. Si cela ne vous a pas déjà été proposé, nous pourrons vous transmettre une première partie de l’étude qui sous-tend cette réflexion du comité stratégique de filière.

Je parlais tout à l’heure d’identifier ces externalités positives ; aujourd’hui, elles sont regroupées en trois grandes catégories :

– les externalités liées aux enjeux énergie et déchets ;

– les externalités liées aux enjeux pratiques agricoles ;

– les externalités liées aux enjeux activités économiques.

Je ne rentrerai pas dans le détail mais pour vous donner un ordre d’idée, la première partie liée aux enjeux énergie et déchets concerne toute la problématique de la diminution des émissions de gaz à effet de serre et sa valorisation, la production d’une EnR qui présente le double intérêt d’être non variable et stockable, qui contribue, comme le rappelait Patrick Corbin, à l’indépendance énergétique de la France et qui permet de valoriser les actifs, les infrastructures gazières existantes depuis de nombreuses années, ainsi que l’évolution vers une économie circulaire dans les territoires.

Les enjeux de pratiques agricoles portent quant à eux sur l’impact positif progressif du développement des cultures intermédiaires à vocation énergétique (CIVE) pour l’agriculture intensive et sur la diminution du recours aux engrais minéraux, remplacés progressivement par les digestats, de la pollution des eaux et des odeurs, grâce au remplacement de l’épandage des lisiers et fumiers par le digestat, nettement moins malodorant.

Les externalités concernant l’activité économique correspondent à la création de valeur ajoutée pour le pays et d’emplois locaux et à la contribution à l’augmentation du revenu pour les agriculteurs en complément de leurs revenus tirés de leur métier de base.

L’une des difficultés au niveau du comité stratégique de filière réside dans le fait que ces externalités ne peuvent pas venir directement en déduction du coût de production du KWh et du MWh de biométhane car les bénéficiaires sont différents : il peut s’agir tantôt de l’État, par exemple au niveau d’un certain nombre de gains sur la partie énergétique, tantôt du consommateur final, tantôt des producteurs de biodéchets au niveau du traitement des déchets, tantôt des agriculteurs. Tout ce travail est en cours et doit normalement aboutir, soit fin juin, soit début septembre.

M. le président Julien Aubert. Merci Monsieur le président pour cette présentation. Je cède la parole à Mme le rapporteur pour les premières questions.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci beaucoup. Entre le projet énergie-climat et nos échanges ici, on ne se quitte plus.

Je voudrais d’abord, si vous en êtes d’accord, revenir sur votre tentative échouée de comptabilisation des points sur l’efficacité énergétique. Vous avez essayé d’additionner tous les éléments portant sur l’efficacité énergétique mais je n’ai pas très bien compris si vous vous référiez aux budgets uniquement alloués à cet objectif ou aux résultats et, le cas échéant ce que vous aviez compilé pour essayer d’arriver à votre évaluation.

M. Patrick Corbin. De nombreuses mesures portent sur l’efficacité énergétique, dont la mesure des certificats d’économie d’énergie, qui est en fait une charge pour les fournisseurs. Aujourd’hui, les certificats d’économie d’énergie s’achètent aux alentours de 8 à 9 €/KWh CUMAC. Bien entendu, ces fournisseurs d’énergie répercutent ceci sur la facture du client. Une évaluation à la grosse nous montre que chaque année, entre 3 et 4 milliards sont payés par les consommateurs pour soutenir des actions d’efficacité énergétique. Une fois de plus, je ne mettrai pas ma main sur le billot sur ces chiffres. En face de ces 3 à 4 milliards, je ne sais pas très bien quelle est la réalité des mesures d’efficacité énergétique qui ont été réalisées. Les a-t-on évaluées ex-post ? Il faut ajouter à cela les aides de l’ANAH, sachant que certaines aides sont plus ou moins des aides à la précarité énergétique tandis que d’autres ne le sont pas. Quelle est la part de celles que l’on considère comme des vraies aides de type efficacité énergétique et celles qui sont de type aide aux plus pauvres ? En tant qu’AFG, nous sommes prêts à contribuer, avec l’Assemblée nationale, le Sénat ou d’autres, à essayer de procéder à cette évaluation. Nous estimons qu’entre 7 et 10 milliards sont mis dans la machine.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous nous donner la décomposition de ces 7 à 10 milliards ?

M. Patrick Corbin. 3 milliards sur le C2E précarité énergétique, les aides de l’ANAH, le CITE… Sur le CAS TE, nous avons les mêmes chiffres, il suffit de lire, c’est facile, alors que là, vous et moi n’avons pas les mêmes chiffres et le pire est que nous ne connaissons pas l’efficacité du système réel. On dit que 200 000 logements sont rénovés chaque année mais la rénovation a-t-elle été efficace ? C’est un autre débat. Tout ceci mérite évaluation.

Sur ce sujet, nos voisins européens sont un peu plus dans l’évaluation ex-post et nous aurions un progrès à faire ensemble pour que l’argent public ou dépensé par les Français soit utilisé au mieux. C’est la logique sur laquelle nous nous basons en tant que gazier.

M. Bernard Aulagne. Cela fait écho à un échange que nous avons déjà eu. Un des problèmes que je rencontre actuellement vis-à-vis de la rénovation énergétique et dont personne, et surtout pas Coenove, ne discute l’enjeu extrêmement important aujourd’hui, concerne le pilotage d’indicateurs des résultats.

Nous avions déjà échangé sur le sujet ; actuellement, nous ignorons totalement où nous en sommes et à quoi les 200 000 logements dont nous parlons correspondent véritablement. L’enquête TREMI réalisée par l’ADEME montrait qu’une foultitude de gestes dits de « rénovation énergétique » était réalisée chaque année mais que sur cette foultitude, seulement 75 % se concrétisaient, avec un gain d’une classe énergétique. Aujourd’hui, pour l’ensemble des acteurs, il est très difficile de progresser à partir du moment où le thermomètre n’est pas du tout fiable. Il existe un vrai chantier de fiabilisation des indicateurs permettant d’apprécier la réussite, que ce soit en termes de quantité ou de qualité des opérations de rénovation énergétique.

M. Patrick Corbin. Ce ne sera qu’en agglomérant un certain nombre de personnes autour d’une table que nous approcherons la vérité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous prêchez une convaincue, autant sur la nécessité de coconstruction de tous les acteurs publics ou privés que des dispositifs entre les différents ministères. Tout le monde doit travailler collégialement sur ces sujets. Sur la rénovation énergétique, nous pouvons et nous allons faire mieux.

On entend certains discours sur le gaz selon lesquels, grosso modo, toute la partie sur les charges globales en termes d’énergie proviendra de l’électrique mais le gaz aura sa place, surtout sur la pointe. Êtes-vous d’accord avec cette analyse ?

M. Patrick Corbin. Aujourd’hui, en période d’hiver, l’énergie est en pointe, produite à partir de gaz et/ou importée. La France n’est pas une île électrique mais est connectée à ses voisins européens. C’est ce qui nous amène d’ailleurs à une des difficultés sur la RE 2020 : en période de chauffage, nous considérons que l’électricité produite est carbonée. Elle est carbonée si elle est produite en France, car on fait tourner les centrales à combustion à gaz, et si on l’importe. Elle le sera encore plus demain, sans doute avec moins de charbon mais plus de gaz. Un principe extrêmement basique pour les gaziers est qu’il vaut toujours mieux utiliser l’énergie au plus près de son usage final. Si quelqu’un dans cette assemblée me disait un jour : « Ce n’est pas grave si la pointe monte, vous construirez les centrales à gaz et vous serez contents, vous vendrez du gaz pour faire tourner des centrales à gaz pour produire de l’électricité. », je répondrais par la négative car nous estimons que ce n’est pas du bon usage du gaz dans ce cas.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Par conséquent, vous êtes assez d’accord pour dire que progressivement, le gaz sera de moins en moins utilisé pour la base et de plus en plus pour la pointe. Cela rejoint mon propos d’aller vers une dynamique qui réserverait progressivement le gaz à la pointe et de moins en moins à la charge continue.

M. Patrick Corbin. Ce que vous dites est déjà une réalité. Quand du nucléaire est disponible, il coûte moins cher que de faire tourner une centrale à gaz. Dans le merit order comme disent les Anglo-Saxons, le nucléaire arrive avant le gaz lorsqu’il est disponible, et tout ce qui est renouvelable arrive en premier. Lorsque ces moyens renouvelables et ce nucléaire sont disponibles, on ne fait pas tourner le gaz. Cependant, il ne faut pas aller jusqu’à dire que le gaz est uniquement en pointe. Les turbines à combustion en 2017 par exemple ont fonctionné entre 3 000 et 4 000 heures. Or une année compte 8 700 heures. C’est une pointe qui a une base assez large, un peu plus que la durée de chauffage en France.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai une question complémentaire qui revient sur les propos de M. Aulagne, sur la nécessité ou non de réviser ce coefficient d’énergie primaire. N’aurions-nous pas intérêt à distinguer les problématiques du neuf des problématiques de la rénovation ? Dans la mesure où on construit aujourd’hui des BBC qui demandent assez peu de chauffage, l’électrique ponctuel pourrait-il suffire ? On pourrait le penser. De l’autre côté, sur la partie rénovation comme vous l’avez dit, toute une partie des ménages se chauffe au gaz. Dans ces ménages déjà installés, on pourrait plutôt avoir un accompagnement de l’amélioration du chauffage au gaz mais pas forcément un basculement vers des énergies électriques. Est-ce qu’on ne se trouble pas un peu le cerveau en essayant de faire à la fois le neuf et la rénovation ?

M. Bernard Aulagne. C’est une question intéressante. Tout le monde a été un peu surpris, voire sonné, de la brutalité de l’annonce du projet de l’administration pour baisser le PEF (coefficient d’énergie primaire), sans d’ailleurs beaucoup de distinction entre neuf et existant. C’est une question importante qui mérite une vraie réflexion et non pas un oukase qui tombe de l’administration.

Si je donne ma réflexion personnelle sur ce sujet, il faut d’abord voir que le PEF n’est pas un indicateur que l’on manie mais une réalité physique de performance de la chaîne de transformation de l’énergie pour arriver à produire 1 kWh d’électricité chez le client final. Il faut bien distinguer neuf et existant ; la segmentation n’est pas forcément suffisante. Il faut aussi faire la distinction entre collectif et maisons individuelles. Si on commence à rentrer dans la segmentation, on peut aller très loin, surtout si on croise cela avec des critères de meilleure adaptation de la solution par rapport à la situation concernée. À cet égard, quand on parle des usages, dans toutes les pages de la PPE, on parle de pompes à chaleur. Or aujourd’hui on voit très peu de pompes à chaleur dans le domaine collectif et quand on discute avec les fabricants et qu’on regarde ce qui se passe dans d’autres pays, on se rend compte que ce n’est pas dans ce créneau que se développe véritablement la pompe à chaleur. La solution, le traitement de la question énergétique dans le secteur collectif ne consiste pas forcément à faire en sorte, en maniant le PEF de manière discutable, de favoriser le retour du convecteur électrique dans les logements collectifs.

Par rapport à votre question, c’est une voie qui peut être intéressante mais qui demande d’être creusée car d’un autre côté, il ne faut pas non plus complexifier la situation en distinguant le neuf de la rénovation. Je vous rappelle qu’il y a quelques années, dans les réglementations thermiques dans le neuf, certains engagements étaient déjà différents entre des objectifs sur les logements chauffés à l’électrique et ceux chauffés au gaz, qui constituaient une certaine manière de traiter le problème du PEF entre les deux.

Je rebondis sur la question précédente. Votre échange a surtout porté sur la production (base, pointe…). Pour revenir aux usages, nous les observons de près et nous sommes en train de travailler sur une étude qui va sortir dans les jours ou les semaines qui viennent pour regarder la pertinence des solutions hybrides, des chaudières hybrides, avec une partie chaudière avec une petite pompe à chaleur permettant justement de tirer le meilleur parti de chacune des technologies en fonction des besoins et par exemple de la température extérieure, puisque comme chacun sait, lorsque la température extérieure baisse, le coefficient de performance de la PAC n’est pas au même niveau qu’en mi-saison.

M. Patrick Corbin. Je souhaiterais apporter un complément sur le projet de RE 2020 et sur la partie du neuf, avec ce fameux coefficient d’énergie primaire qui excite un peu les foules à l’heure actuelle. En tant qu’AFG, nous sommes contre le projet tel qu’il est aujourd’hui pour plusieurs raisons. La première, c’est qu’avec ce coefficient d’énergie primaire, au-delà de s’affranchir de quelques règles européennes, on permet le retour du chauffage par effet Joule, donc du radiateur. Qu’on le veuille ou non, il n’est pas performant. Je n’ai rien contre les pompes à chaleur électriques performantes, je dis bien les pompes à chaleur électriques performantes, mais je suis contre les radiateurs électriques, le chauffage par effet Joule car je pense qu’à l’usage, ce ne sera pas bon pour le porte-monnaie des Français. Je commence à avoir un peu d’âge, j’ai vécu dans le domaine énergétique et j’ai vu les efforts considérables qu’il a fallu déployer avec tous les systèmes de chauffage électrique anciens, même si les maisons de demain seront mieux isolées que les anciennes.

Ce n’est pas bon non plus car, qu’on le veuille ou non, un chauffage par effet Joule crée de la pointe. Si aujourd’hui, par rapport à la situation actuelle, on bascule tous les logements neufs en électrique et avec de l’effet Joule, l’effet pointe sera de l’ordre de 400 à 700 MW par an en plus.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les objectifs de la RE 2020 sont de parvenir à des bâtiments d’une performance énergétique qui fait que c’est quasiment l’humain à l’intérieur du bâtiment qui le chauffe, nous y sommes presque. Certes, l’effet Joule est la moins bonne façon de se chauffer, nous sommes d’accord, mais quand on a si peu besoin de se chauffer, les bâtiments neufs étant à énergie positive ou passive, on peut même se demander si un modèle de chauffage est nécessaire. Si on sépare le sujet de la rénovation du sujet du neuf, votre cœur de sujet est dans la rénovation et non pas dans les coefficients qu’on applique au neuf. Ce qui vous inquiète, c’est qu’en faisant cela, on a une influence sur les DPE (diagnostic de performance énergétique).

M. Bernard Aulagne. Non. Le risque pour nous, si on va très loin, c’est la disparition du gaz de la construction neuve. Ce que nous estimons néfaste, c’est qu’à la fois la filière gaz et l’ensemble des consommateurs n’aient plus aucun choix en matière énergétique. Par rapport à ce que vous disiez sur les bâtiments d’aujourd’hui et le fait qu’en 2020, ce serait quasiment l’humain qui les chaufferait, nous n’en sommes pas là pour l’instant. Les normes de la RT 2012 correspondent à 50 kWh par énergie primaire par an et par m² sur cinq usages hors usage captif de l’électricité. Une baisse du PEF dans la construction neuve associée à une baisse du coefficient de la consommation cible peut se regarder d’un peu plus près car dans ce cas, on va effectivement se rapprocher de logements qui ont très peu besoin de chauffage, ce qui n’est pas encore le cas aujourd’hui, même si de gros progrès ont été faits dans les bâtiments de type RT 2012.

Il faut absolument accompagner toutes les réflexions sur la baisse du PEF pour éviter un effet pervers du retour du convecteur électrique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous compléter vos propos selon lesquels cela va à l’encontre de la directive européenne ?

M. Patrick Corbin. Le règlement européen prévoit que le coefficient d’énergie primaire doit être calculé sur le bilan électrique actuel de production du pays. En proposant de retenir l’année 2035, on améliore automatiquement le système puisqu’on fait tomber le nucléaire à 50 % et qu’on le remplace par du renouvelable. Le nucléaire a un coefficient 3 et le renouvelable a un coefficient 1. La mécanique était facile à comprendre.

Sur cette volonté de revenir à des radiateurs à effet Joule, à ma connaissance, nous allons sans doute, une fois de plus, être un peu les seuls en Europe à faire cela. Dans les autres pays européens, ils utilisent de l’électricité pour le chauffage mais au moyen de pompes à chaleur. Dans des pays comme l’Allemagne et la Suisse par exemple, ces pompes à chaleur sont très performantes car elles puisent l’énergie dans le sol, ce qui ne crée pas d’effet pointe car un pays comme l’Allemagne est extrêmement rigoureux sur ces contraintes réseau qui lui sont propres en termes de distribution d’électricité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai une dernière question avant de passer la parole à mes collègues. Vous avez parlé des externalités par rapport au biométhane. Vaudrait-il mieux travailler sur la prise en compte de ces externalités positives afin qu’elles viennent en déduction des coûts de production ou aurions-nous davantage intérêt à les soutenir sous forme de subventions ? Quelle méthode préféreriez-vous ?

M. Patrick Corbin. Le biométhane est une technologie servant à produire du gaz en phase d’industrialisation. Sur la première période, je pense qu’on ne peut pas changer les règles du jeu et qu’il faut conserver les tarifs de rachat. Si on change trop les règles du jeu, on va faire exploser la filière. En revanche, chaque année des sommes d’argent sont prévues dans le CAS TE pour soutenir les renouvelables électriques et/ou les renouvelables gaz. Pourquoi ne pas créer une autre allocation selon les coûts d’abattement du CO2 entre le renouvelable électrique et le renouvelable gaz à budget constant ?

Le CAS TE est de l’ordre de 5,2 à 5,4 milliards pour l’année 2019. Dans ce CAS TE, la majeure partie des sommes est dédiée au renouvelable électrique et il n’est prévu pour l’injection de biométhane que 132 millions d’euros (si je lis bien mes fiches). Je sais que sur ce soutien au renouvelable électrique, on « paie la facture du passé » mais on paie aussi la facture des décisions actuelles. Concernant les décisions futures, qu’elles portent sur le biométhane ou sur l’électrique, la DGEC a prévu des trajectoires. À budget constant, entre le soutien au renouvelable électrique et le soutien au renouvelable gaz, n’existe-t-il pas une autre allocation plus favorable au biométhane avec l’argument que je donnais tout à l’heure, qui consiste à dire que lorsqu’on injecte 1 TWh de biométhane, il correspond à 1 TWh de gaz naturel qui n’est pas importé, d’où une réduction de CO2 d’autant, alors qu’en injectant de l’éolien terrestre sur le réseau, on est presque sûr que cela va réduire une production nucléaire déjà décarbonée ? C’est toute l’idée de ne pas juger les renouvelables de demain par rapport à l’écart entre le prix de rachat et le prix du marché mais par rapport à ce qu’elles apportent en termes de réduction des émissions de CO2.

M. le président Julien Aubert. Si vous avez terminé vos réponses, je propose de céder la parole à Mme Auconie.

Mme Sophie Auconie. Merci Monsieur le président. Messieurs, merci pour ces interventions éclairantes. J’aurai deux questions en complément de celles qui ont été posées. Je mesure la différence, en termes d’implantation d’unités de méthanisation par exemple, entre la France et un certain nombre d’États membres de l’Union européenne, soit, sauf erreur de ma part, quelques centaines en France et plusieurs milliers dans d’autres États membres. À votre avis, quelle est la raison pour laquelle nous n’arrivons pas en France à aller à un rythme plus soutenu d’implantation des unités de méthanisation (même si cela s’est visiblement amélioré) ?

Deuxième sujet : l’unité de méthanisation qui produit du gaz est pour moi un excellent outil puisqu’elle participe à gérer la problématique des déchets et transforme un déchet en ressource, ce qui est excellent dans le cadre de l’économie circulaire. Ceci étant dit, le digestat, qui est un sous-produit, est-il réellement stabilisé ? Un certain nombre des citoyens que nous rencontrons sur nos territoires est inquiet quant à la nature du digestat, y compris quand il n’inclut pas de boue d’épuration.

M. Patrick Corbin. Je vais essayer de répondre à votre première question sur le développement du biométhane en France et à l’étranger. À ma connaissance en Europe, un pays en a produit beaucoup plus : l’Allemagne. Aujourd’hui, la capacité de production de la France est d’un peu plus de 1 TWh avec une centaine d’installations, contre plus de 30 TWh de production de biométhane en Allemagne. La vraie différence est extrêmement simple : la France a fait le choix, que nous acceptons complètement en tant que gazier, de ne pas utiliser de culture énergétique dédiée. Les Allemands ont fait un choix extrêmement simple en couvrant les fermes de maïs à titre principal. Au lieu que les fermes produisent du blé et du maïs pour nourrir l’homme et les animaux, seul du maïs est produit, puis coupé, ensilé et mis dans un tas pour fabriquer du biométhane. C’est une manière extrêmement simple de produire du biométhane. Les Allemands l’ont fait mais ont arrêté suite à des oppositions assez fortes dans leur pays, dû à la compétition entre l’usage énergétique et l’usage alimentaire. La France a fait un choix que nous respectons totalement. Forcément, nous nous déploierons moins vite car la rentabilité avec le maïs, qui pouvait se déployer à toute vitesse, était fantastique. Dans des régions comme le Sud-ouest, des méthaniseurs auraient été installés dans chaque canton.

M. Bernard Aulagne. La conséquence de ce que vient de dire Patrick Corbin est que le choix français complexifie la gestion, la quantité et la qualité des intrants permettant de faire fonctionner les méthaniseurs, ce qui explique un peu ce « retard à l’allumage » et la nécessité de bien avancer dans cette gestion des intrants sans pénaliser les agriculteurs sur ces sujets.

Quant à savoir si le digestat est réellement stabilisé, je dirais que pour l’instant, un certain nombre de craintes ont été émises. Des études sont menées, notamment par l’Association des Agriculteurs Méthaniseurs de France, pour montrer la stabilisation de ce digestat et l’aspect intéressant de son utilisation après méthanisation. Tant qu’on n’a pas véritablement, d’une part, de résultats d’études et, d’autre part, la prise en compte de cette évolution dans la réglementation, les doutes peuvent subsister, mais comme toutes filières émergentes, on entend un certain nombre de craintes et de doutes, sur lesquels nous travaillons.

Mme Sophie Auconie. Étant donné que je participe au printemps d’évaluation sur les cohésions des territoires, un vrai sujet lorsqu’on parle d’énergie, je suis obligée de partir maintenant et ne pourrai donc pas assister à la seconde partie. J’en suis vraiment désolée.

M. François-Michel Lambert. Je vous prie de m’excuser de mon retard. Je voudrais approfondir ce que vous avez dit. Peut-être n’avons-nous pas les bons indicateurs pour faire les bons choix dans des trajectoires d’énergies renouvelables répondant à plusieurs enjeux et non pas un seul. Aujourd’hui, l’enjeu très visible est la question du changement climatique et de la montée du CO2 dans la concentration atmosphérique mais nous avons beaucoup d’autres enjeux : la consommation de ressources, des enjeux de territoires, des enjeux agricoles.

Vous avez expliqué que l’Allemagne a pu faire un choix à un certain moment, ce qui a également créé une économie ancrée dans des territoires avec une visibilité sur 10 ou 20 ans d’engagement public susceptible de consolider un secteur agricole qui pourrait être fragilisé tout comme peut l’être le secteur agricole français dans beaucoup de territoires. Avez-vous travaillé sur la possibilité de donner aux décideurs publics d’autres indicateurs que celui, aujourd’hui, des énergies renouvelables et notamment électriques ? Vous avez tout à l’heure abordé la question du CO2, j’aurais aimé qu’elle soit approfondie. Vous avez donné des chiffres de l’aide publique. Peut-être pourrions-nous nous orienter vers des solutions bien plus ancrées dans les territoires. Un méthaniseur ira distribuer très loin de la richesse. On peut aller jusqu’à la station d’épuration, la petite PME, la petite laiterie du coin, tout ce qui génère de la matière organique qui peut être réinjectée, même au supermarché. Je connais des supermarchés qui trouvent leur capacité à évacuer leurs invendus grâce à un méthaniseur à proximité. La valorisation de tous les déchets verts de tous types est bien meilleure.

Il n’y a pas que le biométhane en perspective, mais aussi la reconstruction du CH4 par le Power-to-Gas et la perspective sur les microalgues. J’ai rencontré du côté de Fos-sur-Mer des acteurs qui ont de l’espoir pour la décennie 2030 mais qui ont besoin d’engagements, notamment autour du projet Vasco 2.

M. Patrick Corbin. Sur le premier point, je suis entièrement d’accord avec vous. Étant moi-même fils d’agriculteur, je vois très bien ce que la méthanisation peut apporter localement. En tant qu’association gazière et avec les principaux membres (EDF, Total, ENGIE…), nous allons travailler sur ce nous appelons les coûts d’abattement du CO2 en réponse au rapport Quinet du mois de février. Nous allons essayer d’analyser toute mesure quelle qu’elle soit. Par exemple, si on remplace une chaudière non performante par une chaudière performante, quel est son impact CO2 et quel est le coût des C2E dans le simulateur de rénovation ? Ainsi, nous essaierons d’indiquer sur une grille toutes les mesures pour voir lesquelles sont les plus pertinentes en termes de coûts d’abattement du CO2, et ce pour un grand nombre de mesures sur l’efficacité énergétique et pour le renouvelable. Nous espérons apporter des éléments d’ici la fin de l’année. Or cela traitera uniquement du CO2. D’autres éléments participeront de votre décision publique, par exemple l’aménagement du territoire, sur lequel j’aurais du mal à donner un chiffre. Nous essaierons d’y contribuer.

Sur le sujet CH4, méthanation et hydrogène, comme je l’ai dit en introduction, nous avons décidé, à l’instigation de nos membres, de l’inclure dans la palette de l’AFG, en particulier l’hydrogène. Notre conviction aujourd’hui est qu’il faut travailler sur ces technologies. Or elles sont loin du marché. Ce que nous souhaitons éviter, c’est qu’on veuille absolument l’hydrogène et qu’on ne fasse rien tant qu’on ne l’a pas. Nous trouvons cela terrible. Pour vous donner un exemple, une commande publique d’un bateau dont je tairai le nom a été passée récemment, et c’était fioul ou hydrogène. Ils sont repartis au fioul avec un bateau neuf, ce qui est un peu gênant car il y avait une solution gaz intermédiaire mais la solution hydrogène n’était pas suffisamment fiable, aboutie et mature. Nous ne voudrions pas que l’hydrogène empêche de faire. La transition énergétique sera un marathon et les derniers kilomètres de ce marathon vont coûter cher. La neutralité carbone coûte cher. Les derniers térawatt-heures à gagner vont coûter cher. D’ailleurs, l’Allemagne a publié ce matin un projet de document indiquant qu’elle ne va pas vers la neutralité carbone. Elle écrit ostensiblement « réduction des émissions de 85 % ».

M. Bernard Aulagne. Pour compléter, dans la vision du développement des gaz renouvelables entre aujourd’hui et 2050, la première cible très claire pour nous à 2030 est 95 % de méthanisation et post 2010-2035, l’arrivée du Power-to-Gas de manière plus mature, de la pyrogazéification et des microalgues. Or l’idée est d’arriver à ancrer cette progressivité aujourd’hui pour aller à fond sur la méthanisation. Dans le même temps, des démonstrateurs à Fos-sur-Mer sont en construction, notamment avec le projet Jupiter 1000 sur la partie Power-to-Gas, pour commencer à préparer l’après-2030 avec d’autres formes de gaz renouvelable ; c’est bien la somme des trois.

Pour compléter votre première question sur d’autres indicateurs, cela revient un peu à ce que j’ai dit tout à l’heure sur les externalités positives et toutes les études en cours avec le comité stratégique de filière pour identifier et quantifier les différentes formes d’externalités positives qui sont vues aussi bien du côté nation ou État en termes de politique de réduction d’émissions de gaz à effet de serre que du côté pratique agricole, du côté emplois locaux… une multitude d’indicateurs vont bien au-delà du simple aspect énergétique, qui n’est pas négligeable puisqu’il s’agit d’une EnR stockable et non variable.

La difficulté est qu’aujourd’hui, les travaux en cours doivent déjà commencer à identifier les bénéficiaires potentiels de ces externalités positives (l’État au niveau des enjeux énergétiques, les agriculteurs, les entreprises de traitement de déchets et les consommateurs finaux) et voir ensuite comment ils s’y retrouvent. Cela me permet de répondre à la question de Mme la rapporteure sur les éventuelles subventions par rapport à ces externalités positives. Pour l’instant, il y a une nécessité d’y voir plus clair sur les différents types d’externalités positives pour ensuite trouver la meilleure manière de les utiliser, qui peut résider dans des subventions mais pas uniquement étant donné que l’activité même du biométhane va donner lieu à rémunération.

M. François-Michel Lambert. J’ai oublié de poser une question sur les infrastructures. Le réseau de gaz est un réseau construit sur un siècle et qui peut durer un millénaire, voire plus suivant l’entretien, et qui doit faire partie de la réflexion dans les arbitrages. Comment abordez-vous cela ?

M. Patrick Corbin. Je crois que GRDF et GRTgaz ont été auditionnés. Je ne sais pas si cette question leur a été posée mais je sais qu’ils ont évalué les coûts dits de raccordement des EnR de type biométhane au réseau. Ces coûts sont tout à fait raisonnables, de l’ordre de 3 % des coûts de réseau, sachant que le réseau principal ne pose pas de problème puisque la consommation globale de gaz a plutôt vocation à se réduire. Cet afflux de biométhane se substituera à du gaz importé.

M. François-Michel Lambert. S’agissant des infrastructures, il est question d’un investissement du passé.

M. Patrick Corbin. Si on retient le scénario dit premier SNBC2050 d’avril 2018, où seulement 100 TWh circulaient dans les réseaux de gaz, quand la DGEC a écrit 100 TWh, elle aurait pu indiquer 0 car de toute façon, le réseau est une machine à coût fixe. Aujourd’hui, on transporte 500 TWh. Qu’on en transporte 500 ou 100, les coûts fixes sont à peu près les mêmes. On disqualifie donc très vite par les coûts les clients qui restent au gaz et on arrive à des coûts échoués de réseau. Si on va vers une électrification extrêmement massive, les coûts échoués des réseaux pèseront à un moment dans la balance.

M. le président Julien Aubert. Vous avez mentionné le chiffre de 7 à 10 milliards concernant l’efficacité énergétique. Une fourchette à 3 milliards d’euros, ce n’est pas rien. Comment expliquez-vous, alors qu’il y a des jaunes budgétaires, des verts budgétaires (nous avons d’ailleurs reçu ici la direction du Budget, qui a été dans l’incapacité de fournir des chiffres complets), alors qu’on parle tout le temps de transition énergétique et qu’on demande des chiffres assez simples, qu’on ne puisse pas avoir de chiffre précis ? Nous avons obtenu la prévision du CITE et du C2E. Cela vient-il de l’ANAH ? Expliquez-moi votre point de vue.

M. Patrick Corbin. Pour les C2E, la CRE a calculé un chiffre uniquement pour les fournisseurs historiques car elle a dû l’intégrer à sa proposition d’évaluation des tarifs réglementés de vente de gaz ou d’électricité. Quand Total ou d’autres font des offres de gaz ou d’électricité à leurs clients, ils ne communiquent à personne (ce qui est normal) le montant qu’ils investissent au titre de l’achat des C2E. Je ne dispose pas de ces chiffres car ils entrent dans le cadre des offres commerciales des fournisseurs.

J’avoue que ma fourchette est sans doute très large et je ne suis même pas très sûr de ses deux bornes mais dans les aides de l’ANAH, où se situe la frontière entre ce que l’on considère comme une aide ANAH de type efficacité énergétique et une aide ANAH de type soutien à la précarité ? J’ignore dans quelle colonne on place les C2E précarité énergétique. Je ne détiens pas la vérité sur ces sujets, loin de là, et j’ai envie de dire que personne ne la détient. Pour aller dans le sens de Mme la rapporteuse, je pense que c’est en se mettant ensemble et en essayant de construire quelque chose de manière collégiale que nous arriverons à mettre une évaluation sur la table. Très honnêtement, c’est ce que nous appelons de nos vœux depuis un certain temps.

M. le président Julien Aubert. Vous avez affirmé ensuite qu’au niveau du cycle de vie, un véhicule au bioGNV était aussi bon qu’un véhicule électrique.

M. Patrick Corbin. J’ai même osé ajouter qu’en analyse du cycle de vie CO2, un véhicule au bioGNV est aussi bon qu’un véhicule électrique avec de l’électricité décarbonée, soit de type renouvelable ou nucléaire.

M. le président Julien Aubert. Sur quels critères vous basez-vous pour l’affirmer ? Avez-vous réalisé ou payé une étude ?

M. Patrick Corbin. Non. Nous avons pris les études faites par les Allemands sur le sujet.

M. le président Julien Aubert. Ces études ont donc été réalisées avec un véhicule électrique… ?

M. Patrick Corbin. Non, ils ont fait plusieurs études avec ce qu’ils appelaient le mix européen, le mix américain, le pur renouvelable allemand et le mix français. Pour tout vous dire, cette étude a été financée par le groupe Volkswagen.

M. le président Julien Aubert. Volkswagen est-il intéressé par la commercialisation de voitures en bioGNV ? Volkswagen construit-il des voitures électriques ? Quelle est sa politique dans ce domaine ? Vous comprenez que lorsqu’un opérateur privé paie une étude pour prouver quelque chose, ce n’est pas comme si c’était l’État allemand qui faisait l’étude. C’est un opérateur qui a des intérêts.

M. Patrick Corbin. Je comprends parfaitement ce que vous dites. Je dirai simplement qu’un certain nombre de constructeurs automobiles se sont quand même largement inquiétés de considérer que ce schéma était la réalité. Je ne sais pas si vous voyez ce schéma. Il montre dans la partie supérieure une voiture au diesel avec la légende « I am so dirty », et en bas une autre voiture « I feel so clean » alimentée par une centrale. Les constructeurs automobiles n’avaient pas le choix.

M. le président Julien Aubert. Je comprends mais vous me parlez de constructeurs automobiles qui ont été pris la main dans le sac pour avoir faussé les données sur les émissions de particules. Par conséquent, je m’interroge sur l’origine de vos études. Nous serions d’ailleurs ravis d’en avoir une copie. Existe-t-il des études qui ne proviennent pas d’acteurs industriels ? Je ne dis pas qu’un acteur industriel, quand il fait une étude, la truque. Néanmoins, c’est différent si la fédération des boulangers de France nous explique que le pain français est meilleur que le pain industriel ou si c’est le ministère de l’Économie qui fait une étude. On ne peut pas pondérer de la même manière.

M. Patrick Corbin. À ce sujet, je peux vous dire que nous avons commandité à l’IFPEN une étude pour comparer les véhicules bioGNV et les véhicules électriques en analyse cycle de vie, une étude un peu sophistiquée car l’IFP compare les véhicules électriques avec de petites batteries et des autonomies de l’ordre de 100 km et des véhicules avec de grosses batteries et une autonomie accrue.

M. le président Julien Aubert. Disposez-vous de cette étude ou sera-t-elle rendue bientôt ?

M. Patrick Corbin. Nous devrions la rendre à l’automne.

Permettez-moi d’insister. Je ne vais pas rentrer dans le débat quant à savoir si ces constructeurs ont triché ou pas, là n’est pas mon propos, mais les constructeurs automobiles européens n’ont pas d’autre choix aujourd’hui que de faire du véhicule électrique car la réglementation considère que l’électricité, quelle que soit la manière dont elle a été produite, est propre par nature et s’ils ne respectent pas la fameuse réglementation européenne, ils ont des amendes totalement insupportables lorsqu’ils dépassent le seuil des 95 grammes. Nous militons d’ailleurs très fortement à Bruxelles depuis 3 ou 4 ans pour faire changer cela. Nous venons d’observer un début de changement : Bruxelles a commencé à écrire dans un règlement qu’à partir de 2023, il faudra prendre beaucoup plus en compte les analyses du cycle de vie en matière de mobilité.

M. le président Julien Aubert. Comme j’ai beaucoup de questions, je vous propose de faire des réponses courtes.

Comment expliquez-vous, alors que cela paraît évident, que la Commission européenne mette autant de temps à changer de braquet ? S’agit-il d’une lourdeur administrative propre à cet organisme ou de l’action de lobbies qui poussent l’électrification du véhicule à tous les niveaux, ce qui implique des intérêts trop forts, auquel cas, même si ce n’est pas « bon pour la planète », on fait comme si ?

M. Patrick Corbin. Je n’ai pas de réponse à votre question, sauf à dire peut-être qu’au niveau de la Commission européenne, on a voulu séparer les variables avec d’un côté une mobilité propre et de l’autre une politique de décarbonation de la production d’électricité.

M. le président Julien Aubert. Sur la mobilité, vous pointez que si on avait uniquement un parc nucléaire et une mobilité électrique, il n’y aurait pas de sujet carbone.

M. Patrick Corbin. Je n’ai aucun souci avec le véhicule électrique sur le plan du CO2. Pour le reste : où sont fabriquées les batteries, où est la valeur ajoutée du véhicule, quel est l’impact sur les voies… c’est un autre débat.

M. le président Julien Aubert. Pour être clair, le sujet CO2 pour vous se pose à partir du moment où il implique des énergies renouvelables intermittentes électriques car elles peuvent être adossées sur des centrales thermiques.

Vous avez introduit un point intéressant. Sur la mobilité, c’est un peu aléatoire. En revanche, sur le chauffage, c’est plus facilement prévisible. On peut légitimement affirmer qu’en hiver, de nuit, on n’est pas sur du solaire. À la pointe, vous avez votre nucléaire et si vous avez l’éolien, vous faites de l’éolien mais vous aurez peut-être d’autres sources, notamment les centrales thermiques, c’est bien ce que vous avez dit.

M. Patrick Corbin. Si je peux me permettre de revenir sur le point précédent, nous avons trouvé le wording du dernier règlement bruxellois. Je vais vous le donner :

Il est important d’évaluer l’ensemble des émissions produites tout au long du cycle de vie des voitures particulières et des véhicules utilitaires légers au niveau de l’Union. À cette fin, la Commission devrait, au plus tard en 2023 […].

M. le président Julien Aubert. Je voudrais aborder un sujet plus simple et nous terminerons par le sujet le plus compliqué. Vous avez dit, concernant le biométhane, qu’on pourrait envisager une autre allocation du CAS transition énergétique suivant les coûts d’abattement du CO2 à budget constant, ce qui a attiré mon attention puisque je suis rapporteur spécial sur ce fameux CAS. Si je comprends bien, ce que vous pointez n’est pas un appel d’offres. Est-ce un tarif de rachat avec priorité à ceux qui émettent le moins de CO2, qui font économiser le plus de CO2 ou un appel d’offres qui se ferait non pas sur le coût de revient mais sur le CO2 évité ?

M. Patrick Corbin. Aujourd’hui, dans la trajectoire de la PPE, la DGEC a prévu d’allouer tant de milliards d’euros pour le soutien au renouvelable électrique. Sa trajectoire court jusqu’en 2028, fin de la PPE. De la même manière, elle a prévu une somme pour le biométhane. Ce que nous disons, c’est que ces trajectoires existent. Nous comprenons les contraintes budgétaires de ce pays. Mettons ces deux sommes ensemble et faisons un choix plus pertinent sur la plus forte réduction des émissions de CO2. Bien entendu, pour arriver au bout de mon raisonnement, ce serait plus profitable au biométhane. Nous avions d’ailleurs proposé que l’argent non dépensé sur les appels d’offres sur l’éolien soit versé au crédit du biométhane.

M. le président Julien Aubert. Pour prendre l’exemple de l’éolien, il s’agit désormais d’appels d’offres. Pour le biométhane, vous êtes au tarif de rachat. Comment, dans la pratique, comparez-vous deux procédures sur deux types d’énergie : l’une qui fonctionne avec un tarif de rachat et l’autre avec un appel d’offres ? Je peux éventuellement comprendre un appel d’offres pluritechnologique en mettant en concurrence toutes les énergies et en disant « Que la meilleure gagne ». Je vois à peu près ce que cela donne, mais c’est en fonction du coût. Je peux imaginer un appel d’offres pluritechnologique qui ne se ferait pas en fonction du coût mais du CO2 ou éventuellement une espèce de « marché public » regroupant plusieurs critères tels que le coût, où vous pondérez le CO2. Ce que je ne comprends pas, c’est comment vous pouvez allouer une somme avec d’un côté un tarif de rachat et de l’autre un appel d’offres et comment vous transposez cela avec le critère CO2 ? Y avez-vous réfléchi ou est-ce juste un principe ?

M. Patrick Corbin. J’entends très bien votre questionnement et je pense m’être mal fait comprendre. Aujourd’hui, pour le biométhane, il existe de petites installations et non pas des grands industriels et il faut continuer avec les tarifs de rachat. Des appels d’offres seront d’ailleurs peut-être lancés pour le biométhane, mais sans doute pour les plus grandes installations. On peut difficilement imaginer des systèmes d’appels d’offres avec les agriculteurs, il ne faut pas rêver. Le CAS TE a prévu en 2019 d’allouer 2,9 milliards pour le photovoltaïque et environ 135 millions pour le biométhane. On pourrait éventuellement envisager de réduire légèrement l’allocation CAS TE au titre des renouvelables électriques et d’en mettre un peu plus sur le biométhane, sans changer les procédures d’appel d’offres et les systèmes de rachat.

M. le président Julien Aubert. De manière beaucoup plus simple, ce que vous demandez est un changement de ligne budgétaire.

M. Patrick Corbin. Oui, absolument.

M. le président Julien Aubert. Quand vous avez mentionné une autre allocation suivant les coûts d’abattement du CO2 à budget constant, j’imaginais une procédure beaucoup plus complexe. Étant donné qu’il s’agit d’un CAS, la situation est très particulière. Vous n’êtes pas véritablement sur un budget que vous dépensez mais sur un compte qui permet de suivre des dépenses tirées de l’extérieur par des décisions préalables et antérieures sur lesquelles vous avez une visibilité à l’instant T. Il ne s’agit pas véritablement d’une ventilation où vous avez un budget.

Rentrons dans le dernier sujet, qui est le plus compliqué : le coefficient d’énergie primaire avec la polémique sur la RT 2012. Vous nous dites : en 2012, on avait gagné la bataille de l’électrique, on a revu le coefficient d’énergie primaire. À partir de la RT 2012, nous sommes d’accord que l’électrique a été marginalisé dans le neuf. Non ? Vous considérez qu’on continue à mettre des radiateurs électriques dans les installations ?

M. Bernard Aulagne. Quand on regarde les parts de marché aujourd’hui dans l’ensemble de la construction neuve, en intégrant le tertiaire et le résidentiel, on arrive à environ 42 % d’électrique.

M. le président Julien Aubert. En stock?

M. Bernard Aulagne. Non, en flux. Ce chiffre englobe le tertiaire et le résidentiel. Les cris d’orfraie (passez-moi l’expression) que pousse la filière électrique concernent strictement les logements collectifs. Aujourd’hui, en maison individuelle, l’électrique représente encore plus de 60 % de l’énergie utilisée. La différence de fond par rapport à la RT 2012 est que ce sont majoritairement des pompes à chaleur et non des convecteurs électriques, ce qui nous paraît tout à fait logique en termes d’efficacité énergétique. L’électricité a été loin d’être marginalisée. Pour nous, un rééquilibrage s’est produit.

M. le président Julien Aubert. D’accord. Mais avant la RT 2012, quelle était la part de chauffage au gaz en flux par rapport au chauffage électrique ?

M. Bernard Aulagne. C’est simple. Si je me place sur les chiffres avant la RT 2012, soit dans les années 2010, l’électrique, essentiellement à base de convecteurs, représentait sur l’ensemble des segments (maisons individuelles et collectives) environ 70 %. En maison individuelle, c’était carrément 85 %.

M. le président Julien Aubert. Et aujourd’hui ?

M. Bernard Aulagne. 40 %.

M. le président Julien Aubert. On peut considérer que la RT 2012 a significativement inversé ce chiffre.

M. Bernard Aulagne. Elle l’a rééquilibré, elle ne l’a pas inversé. Nous ne sommes pas passés à 30/70 dans l’autre sens.

M. le président Julien Aubert. Si je suis un parti politique et que je fais 80 % des voix et que dix ans plus tard, je suis à 40 % et que mon adversaire fait 60 %, on peut dire que le rapport de force s’est inversé.

M. Bernard Aulagne. Votre adversaire fait 40 %.

M. le président Julien Aubert. Vous avez dit qu’on n’a pas revu ce coefficient d’énergie primaire en 2012, Qu’est-ce qui a fait que cela s’est inversé ? Qu’est-ce qui a fait qu’on a progressivement renoncé à des convecteurs électriques ?

M. Bernard Aulagne. L’exigence de performance globale de la RT 2012.

M. le président Julien Aubert. Il a été divisé par trois, passant de 150 à 50 kWh, vous avez raison.

Ce que vous critiquez, c’est le fait qu’on revoie le coefficient.

M. Bernard Aulagne. Oui.

M. le président Julien Aubert. Normalement, ce coefficient est aussi calculé à partir de la manière dont on produit l’électricité. Arrêtez-moi si je me trompe mais plus la part du nucléaire dans la construction du coefficient baisse, plus, logiquement, on devrait revoir le coefficient de transformation d’énergie primaire.

M. Bernard Aulagne. Oui.

M. le président Julien Aubert. Si le nucléaire baisse dans le mix électrique, le fait que le coefficient soit revu pour tenir compte de cette situation est-il contradictoire ?

M. Bernard Aulagne. Pas du tout, à condition que cette baisse soit avérée et non pas envisagée. Normalement, la baisse du nucléaire était programmée pour 2025 et d’un coup, elle devrait passer à 2035. Qu’est-ce qui nous dit aujourd’hui qu’en 2030, on ne va pas la faire passer à 2040 ? Caler un coefficient d’énergie primaire tout de suite pour la RE 2020 sur un mix prospectif, je ne dirais pas incantatoire mais volontariste, en 2035 nous paraît délicat. C’est pour cela que notre position consiste à se caler sur le mix électrique 2020 tel que RTE le publie, puis, tous les 4 ou 5 ans, réviser le PEF au fur et à mesure de l’évolution de ce mix électrique. Nous ne sommes pas dans une logique de refus de toucher au 2,58. C’est tout à fait normal que le coefficient tienne compte de l’évolution de la manière de produire l’électricité mais il faut le faire pas à pas.

J’en profite pour dire que la DGEC, dans la note qu’elle a produite, s’est fendue d’un historique de l’évolution de ce coefficient depuis plusieurs années qui montre que quand on regarde le point de passage 2019-2020, la vraie valeur calculée par la DGEC et non pas par Coenove ou d’autres personnes est de 2,71, soit supérieure au coefficient de 2,58, ce qui fait que la filière électrique est largement favorisée par la situation actuelle.

M. le président Julien Aubert. En sachant que vous nous avez dit ensuite que cela vient du fait que le nucléaire a un coefficient de 3 et que les EnR ont un coefficient de 1. Ces coefficients vous semblent-ils critiquables ? On peut critiquer la composition du mix et on pourrait éventuellement remettre en cause la manière dont on a fabriqué les coefficients qui permettent de calculer le coefficient final. À cet égard, avez-vous une argumentation pour un changement ou pour une stabilité ?

M. Bernard Aulagne. Le rendement de chaque mode de production d’électricité est évalué par l’AIE au niveau mondial. Nous prenons ces valeurs et les appliquons au mix français, de même que Bruxelles les applique au mix européen.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour compléter, je vais encore revenir sur le neuf mais le fait qu’on utilise ces sujets dans le neuf pourrait faire sens dans la mesure où le neuf construit aujourd’hui est fait pour durer un certain temps. Les choix de construction qu’on fait aujourd’hui auront encore cours en 2035. Ne serait-il pas obsolète de mettre dans le neuf aujourd’hui des solutions qui seront si rapidement obsolètes sur des produits censés durer longtemps ?

M. Patrick Corbin. J’ai envie de vous faire une proposition. Comme je l’ai dit, nous ne sommes pas contre les pompes à chaleur performantes électriques. Si demain la réglementation aboutit à des pompes à chaleur électriques performantes, je ne dirai rien et vous verrez que les gaziers ne diront rien. Quand vous dites qu’il faut déjà être prêt pour l’avenir, ce que nous disons, c’est que si vous mettez une boucle à eau chaude et que vous l’alimentez aujourd’hui par une pompe à chaleur, cela vous laisse la liberté dans vingt ans, lorsque la pompe à chaleur sera en fin de vie, de la remplacer par le meilleur système qui conviendra. Si vous alimentez en 2020 cette boucle à eau chaude, radiateur ou plancher chauffant, avec une chaudière à gaz performante, vous pourrez en 2040 la remplacer par une pompe à chaleur. Le client conserve la liberté de choix. Je ne sais plus combien de logements sont actuellement chauffés à l’électricité, avec des radiateurs mais je pense que la rénovation sera compliquée car il n’existe pas de solution bon marché autre que l’effet Joule.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Puisque vous connaissez bien mieux le sujet que moi, quelle est la différence de performance entre ce qu’on appelait les « grille-pain » à l’époque et les radiateurs qui sont mis en place à présent ? Quel est leur degré de performance, qu’ont-ils gagné en performance ?

M. Bernard Aulagne. Ils n’ont rien gagné en performance ; cela reste un mode de production d’électricité, de chauffage par convection. Tous les arguments mis en avant sur le sujet sont directement liés à la partie détection, avec une meilleure optimisation de toute la partie programmation et régulation, ce qui est d’ailleurs tout à fait transposable sur toutes les solutions au gaz. Dans de nombreux cas, passez-moi l’expression mais nous sommes sur des arguments commerciaux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. De quel ordre de grandeur est le gain ?

M. Bernard Aulagne. Je dirais 10 %.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Sur l’exploitation ?

M. Bernard Aulagne. Sur l’exploitation, oui, mais à partir du moment où on adopte des logiques d’amélioration du « grille-pain », on revient au concept de chauffage électrique intégré à sa création, c’est-à-dire des convecteurs, des radiateurs modernes programmables, régulables, etc. avec une qualité d’isolation et du bâti à la hauteur. On n’est pas sur du cheap comme on l’a trop souvent rencontré dans le chauffage électrique des années 1990.

M. Patrick Corbin. N’oublions pas que nous serons sans doute les seuls à faire cela.

M. Bernard Aulagne. Pour revenir sur ce que vous disiez sur la construction neuve, vous avez raison, c’est l’exception française puisque quand Bruxelles se préoccupe de la révision du coefficient d’énergie primaire, ils travaillent sur le mix électrique 2019-2020 avec une clause de révision tous les 4 ou 5 ans alors qu’a priori les bâtiments construits dans les autres pays de la zone euro sont également conçus pour durer un certain temps. Nous sommes manifestement les seuls à considérer qu’il faut absolument aller chercher un mix énergétique hypothétique de 2035 pour tenir compte de la durée de vie des bâtiments.

J’en profite pour dire que relativement à la RE 2020, l’un des problèmes (j’y contribue donc j’assume tout à fait) que pose cette discussion sur le PEF, qui a surgi il y a quelques semaines, c’est que la RE 2020 comporte des ambitions extrêmement fortes qui, me semble-t-il, sont beaucoup plus sérieuses dans la durée que les manœuvres sur le PEF par exemple, qui considèrent la mesure de l’empreinte carbone d’un bâtiment depuis sa construction jusqu’à sa déconstruction, soit comment prendre en compte l’empreinte carbone de la phase de chantier et des équipements qui sont retenus. C’est une vraie révolution par rapport à la RE 2012, qui était uniquement calée sur la maîtrise des consommations. La filière du bâtiment dans sa globalité, depuis les bureaux d’études jusqu’aux promoteurs, a beaucoup de travail à faire pour véritablement arriver à mesurer l’empreinte carbone. C’est toute la discussion sur les seuils carbone acceptables. De toute façon, on a une complexité importante pour la prochaine RE 2020 et il est un peu dommage de la polluer avec ce débat sur le PEF.

M. le président Julien Aubert. Très bien. Avec un quart d’heure de retard, je propose de lever la session. Merci beaucoup pour votre participation.

M. Bernard Aulagne. Merci à vous pour votre invitation.

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

*

6. Audition, ouverte à la presse, de M. Jérôme Pécresse, président-directeur général de General Electric Renewable Energy (4 juin 2019)

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

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons pour notre dernière audition de la journée les représentants de General Electric Renewable Energy (en bon français électricité générale énergies renouvelables) M. Jérôme Pécresse, président-directeur général, accompagné de M. Sebastien Duchamp, directeur des relations publiques.

La société General Electric Renewable Energy a été créée en 2015 avec un siège en région parisienne. Vous êtes une entreprise mondiale dont l’activité porte sur les techniques permettant d’offrir des solutions d’énergie éolienne en terre et en mer ou d’énergie hydroélectrique. Le stockage, l’énergie solaire et les solutions réseaux font également partie des solutions d’énergie renouvelable qu’elle fournit.

L’usine de Saint-Nazaire est dédiée à la fabrication de génératrices et de nacelles d’éoliennes, tandis que l’usine de Cherbourg se consacre à la fabrication de pales. À Nantes est implanté un centre d’ingénierie, de recherche et de développement sur les énergies marines renouvelables, qui a été affecté par un redimensionnement.

Nos interrogations générales portent sur plusieurs aspects, dont un aspect technique : il a été affirmé devant cette commission qu’en raison même du régime des vents en mer, le facteur de charge de l’éolien maritime est sensiblement supérieur à l’éolien terrestre. À cela s’ajoute l’avancée des techniques dont témoigne par exemple l’éolienne Haliade-X de 12 MW, soit le double de la puissance des éoliennes Haliade 150, en service dans le parc éolien allemand en mer du Nord de la société Merkur, qui gère 66 éoliennes. Cet aspect technique peut être lié à la question des moyens de réduire l’intermittence de l’éolien. La question technique consiste à demander si on peut plutôt mettre l’accent sur l’éolien maritime et si l’avenir consiste à faire du flottant très loin des côtes avec un énorme facteur de charge, si le coût de raccordement n’est pas beaucoup plus complexe quand on s’éloigne, etc.

Un deuxième aspect économique industriel est celui de la mise en place d’une filière en France. Les nacelles du parc Merkur ont été assemblées à Saint-Nazaire et des pales de l’éolienne Haliade-X devraient être construites à Cherbourg. Quelles sont les conditions nécessaires d’une telle mise en place et de sa pérennité ?

Une autre interrogation porte sur la faisabilité de l’éolien maritime en France. Une illustration tient à la décision de GE Renewable Energy de conclure un protocole d’accord avec Éolien Maritime France pour ne fournir les turbines et n’assurer la maintenance que d’un seul des trois parcs éoliens maritimes au large de Courseulles-sur-Mer, Saint-Nazaire et Fécamp, sur lesquels portait son engagement antérieur.

Monsieur le président-directeur général, nos questionnements ne se limiteront probablement pas, compte tenu de l’actualité, à ces différents éléments. Nous allons vous écouter pour un exposé liminaire de 15 minutes, à la suite duquel j’entamerai le bal des questions avant de céder la parole à Mme le rapporteur Mme Meynier-Millefert puis aux membres de la commission qui souhaiteront poser des questions.

Avant que vous preniez la parole, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez s’il vous plaît Monsieur Pécresse lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Jérôme Pécresse prête serment.)

M. Jérôme Pécresse, président-directeur général de General Electric Renewable Energy. Merci Monsieur le président pour cette introduction, Madame la rapporteure, Mesdames et Messieurs les députés.

Je suis très heureux de cette opportunité qui m’est offerte de présenter aujourd’hui devant votre commission d’enquête ma vision de l’impact des opportunités économiques, sociales et environnementales des énergies renouvelables. Comme vous le verrez, cette vision s’appuie sur notre présence globale dans les métiers de l’énergie, toutes sources de production confondues, presque partout dans le monde. À la suite de cet exposé, je serai bien sûr honoré de répondre à vos questions, notamment celles que vous avez soulevées, Monsieur le président.

Je suis présent-directeur général de GE énergies renouvelables, division mondiale du groupe General Electric pour les énergies renouvelables, dont le siège est implanté en France à Boulogne-Billancourt. C’est en cette qualité que je m’exprime devant vous aujourd’hui. J’ai mené une carrière de cadre dirigeant dans l’industrie depuis 1998 et comme vous le savez peut-être, j’ai dirigé ce même secteur des énergies renouvelables au sein du groupe Alstom et j’ai rejoint mon poste actuel lorsque les activités énergie d’Alstom ont été acquises par General Electric en 2015.

Cette division mène une activité centrale pour le groupe General Electric. Elle représente aujourd’hui environ 40 000 employés partout dans le monde et 15 milliards de dollars de chiffre d’affaires, dont seulement quelques centaines de millions de dollars sont générées en France. Je vais plutôt essayer de vous faire partager mon éclairage global des marchés et la façon dont je vois les tendances mondiales s’appliquer ou ne pas s’appliquer au marché français. Je reviendrai également sur les enjeux et les freins auxquels nous sommes confrontés en France.

Nous avons en France des activités dans l’éolien terrestre, l’éolien maritime, l’hydroélectricité et les réseaux et nous employons en France dans les énergies renouvelables plus de 3 500 personnes chez General Electric. L’ensemble des employés de General Electric en France se monte à 16 000 personnes, une partie significative des emplois de General Electric.

Cette forte présence, notre croissance dans le secteur des énergies renouvelables et l’ampleur des activités témoignent d’une réalité, qui est que le marché des énergies renouvelables dans le monde est un marché d’avenir, aujourd’hui en plein essor, où sont actifs de très grands groupes industriels comme nous, Siemens, Vestas et d’autres. Ces groupes disposent de fortes capacités d’innovation et d’exécution et d’un bilan solide.

Au-delà de l’impératif climatique, nous croyons au renouvelable chez GE et nous y investissons partout dans le monde car nous pensons que ce secteur est porteur de formidables opportunités économiques en termes d’innovation, de développement de l’outil industriel et des compétences, d’exportation et d’emploi.

Partout dans le monde, la volatilité du coût des énergies fossiles et l’impératif de protection de l’environnement et de réduction des émissions de gaz à effet de serre imposent une révision des stratégies énergétiques. La dynamique est là ; l’essor des énergies renouvelables est une réalité comme le confirment les chiffres. En 2018, 330 milliards de dollars ont été investis à travers le monde en faveur des technologies de production d’énergie renouvelable et à l’échelle mondiale, on observe depuis quelques années que plus de 60 % des nouvelles capacités de production installées chaque année concernent les énergies renouvelables de l’éolien et du solaire. La barre de 50 % des nouvelles capacités a été dépassée il y a deux ou trois ans et on s’attend à ce que le taux de 60 % continue à augmenter.

Au niveau européen, le constat est similaire : les énergies renouvelables progressent fortement. Elles représentaient 17,5 % de la consommation finale d’énergie de l’Union européenne en 2017. Leur part a plus que doublé depuis 2004 et l’objectif de l’Union européenne est de monter cette part à 27 %, avec des objectifs propres à chacun des États membres. 11 États membres en Europe ont déjà atteint ou dépassé leurs objectifs, notamment en Scandinavie.

Au niveau français, le marché des énergies renouvelables dispose également de nombreux atouts et représente une réelle opportunité de croissance. La France a de grands atouts géographiques et naturels, avec la plus grande façade maritime, la plus grande ressource en vent offshore, le deuxième plus grand potentiel éolien terrestre en Europe, le cinquième potentiel solaire et le plus gros potentiel hydroélectrique. Nous avons également des compétences technologiques indéniables qui permettent de nous positionner à l’exportation.

Toutefois, et je crois que les deux ne sont pas incompatibles, la France reste aussi un pays historiquement nucléaire avec une part de l’énergie nucléaire dans le mix français stabilisée à un niveau élevé, à peu près de l’ordre de 70 %. La France est le deuxième marché d’Europe en termes de puissance installée de parcs éoliens terrestres, avec plus de 14 GW de puissance mais l’éolien ne représente en France que 5 % de la consommation totale d’énergie, beaucoup moins que dans les autres pays européens. L’absence de filière industrielle éolienne terrestre en France à proprement parler est inquiétante. Les emplois créés en Europe dans l’éolien l’ont été principalement en Allemagne et en Espagne.

L’évolution notable des dernières années sur laquelle j’aimerais insister, c’est que ce potentiel d’énergies renouvelables est une réalité renforcée par un critère économique fondamental, qui est maintenant la compétitivité manifeste des énergies renouvelables comparées aux énergies fossiles du fait de la baisse spectaculaire des coûts de production notamment solaires et éoliens qu’on connaît depuis cinq ans. Du point de vue des coûts, l’énergie renouvelable dans la plupart des pays du monde est devenue une énergie comme les autres. Lorsqu’on regarde des grands pays comme les États-Unis, le Brésil et plusieurs grands pays européens, il est aujourd’hui économiquement rationnel de construire une nouvelle capacité de production d’énergie renouvelable par rapport à de nouvelles capacités de production d’énergie thermique. C’est moins cher en termes de coût de l’électricité produite et construire de nouvelles capacités de production d’énergie renouvelable, par exemple aux États-Unis, coûtera progressivement moins cher que faire tourner des centrales à charbon existantes. Je vous donnerai quelques éléments économiques sur ce sujet.

La transition écologique, qui était il y a dix ans un choix dicté par des contraintes sociétales et supporté par des financements publics, devient de plus en plus un choix de raison économique. Les énergies renouvelables sont compétitives par elles-mêmes et dépendent de moins en moins des soutiens publics. On redécouvre qu’on ne paie pas le soleil ou le vent. Cette tendance est supportée par un dernier facteur : de plus en plus, nos clients ne vont pas être des électriciens. EDF, Iberdrola et E.ON vont être les acheteurs directs d’électricité dans beaucoup de pays où le schéma réglementaire leur permet de contracter directement avec nous. Nos grands clients dans le monde d’aujourd’hui sont des entités comme Google Facebook et Amazon, qui achètent directement de l’électricité, ne veulent pas la payer plus cher que l’énergie thermique mais n’achèteront que de l’électricité renouvelable. Pour vous donner un ordre de grandeur que je trouve un peu frappant, la consommation d’électricité de Google dans le monde pour ses activités et ses data centers correspond à la consommation d’un pays comme la Hongrie. Ce sont maintenant des acteurs majeurs sur nos marchés, avec une désintermédiation en cours.

Pour donner quelques ordres de grandeur, le coût du kilowattheure des éoliennes a baissé de 40 % depuis 2010. En Europe, le coût de l’éolien terrestre est compris entre 45 et 65 €/MWh. L’éolien en mer est toujours un peu plus cher, en moyenne entre 60 et 87 €/MWh, mais gagne en compétitivité. On a vu en Allemagne et en Hollande des projets d’éolien en mer attribués par mise aux enchères sans subventions, donc au prix du marché, et on s’attend aussi dans quelques semaines, avant la publication du prix de l’appel d’offres en France pour le projet de Dunkerque, à des niveaux extrêmement bas.

L’énergie éolienne et l’énergie solaire sont devenues compétitives en Europe. Elles représentent 50 à 60 ou 70 €/MWh, comparées au coût de centrales à gaz en cycle combiné autour de 50 €/MWh, et au coût beaucoup plus cher du charbon. On est maintenant sur ce qu’on appelle la parité réseau pour les énergies renouvelables et la décision d’investir dans de nouveaux projets est une décision rationnelle économiquement. Il y a dix ans, nous y sommes arrivés grâce aux soutiens publics ; désormais, nous y arrivons par des investissements accrus dans la technologie et, pour le dire simplement, par le fait que les turbines fabriquées sont plus fiables, plus grandes et plus performantes. Les cycles d’innovation sont accélérés.

Nous produisons aujourd’hui une turbine pour l’éolien en mer qu’on appelle Haliade-X de 12 MW, par rapport aux turbines d’il y a 6 ou 7 ans à 6 MW. Sur une taille de champ donné, cela donne non seulement des facteurs de charge de capacité à produire plus d’énergie mais permet aussi d’implanter moins de turbines et donc d’économiser sur les coûts de câblage, d’installation et de fondation.

Aujourd’hui en éolien terrestre dans les pays où les contraintes de permis et d’occupation de terrain sont relativement flexibles, les éoliennes dépassent 5 MW alors que la taille moyenne des éoliennes qu’on installait il y a 5 ans est de 2 MW. Les acteurs de l’industrie ont réalisé des investissements majeurs dans la technologie, des effets d’échelle se sont créés, des dispositifs de mise aux enchères sont apparus dans beaucoup de pays où les différentes sources d’énergie renouvelables se font concurrence entre elles. Tout cela a tiré les coûts à la baisse pour arriver à la situation que nous connaissons aujourd’hui et que je viens de décrire et on s’attend à ce que le coût de l’énergie renouvelable continue à baisser année après année. Comme je le dis souvent, quand cela fait cent ans qu’on investit dans les technologies des turbines à gaz, cela ne fait que dix ans qu’on investit réellement dans les technologies de production d’énergie renouvelable, et il reste beaucoup à faire.

Cela nous amène à être une partie de plus en plus importante du mix énergétique. Dans un certain nombre de pays d’Europe, les énergies renouvelables peuvent désormais constituer 15 à 30 % de la production en énergie, ce qui est tout à fait gérable par les opérateurs de réseaux. Ce qui pourra être fait à 50 ou 70 % posera d’autres défis mais à 15, 20, 30 ou 35 % d’énergies renouvelables dans le mix, les pays et les opérateurs de réseaux savent gérer et quand on regarde devant nous, on va continuer à travailler pour baisser le coût de production des énergies renouvelables et un nouvel enjeu qui devient crucial est de savoir comment accommoder des niveaux croissants d’énergie renouvelable intermittente dans le mix et comment arriver à intégrer dans nos solutions des solutions de stockage ou à faire travailler de l’éolien, du solaire et de l’hydroélectricité ensemble pour construire des solutions qui permettront non seulement de donner du renouvelable intermittent pas cher mais aussi du renouvelable 24 heures sur 24 pas cher.

Cet horizon, qui est un peu le graal de l’industrie, n’est pas déraisonnable à 5 ou 10 ans. Nous croyons que les énergies renouvelables font partie d’un mix énergétique et que les énergies fossiles (gaz et nucléaire) ne vont pas disparaître demain. Ce mix va évoluer vers de plus en plus d’énergies renouvelables moins chères, et c’est pour participer à cet essor du marché que nous avons fait de cette division énergies renouvelables une division de premier plan, avec un portefeuille assez large. Nos activités mondiales dans l’hydroélectricité, dans l’éolien en mer et dans les réseaux (anciennement Alstom Grid) sont basées en France. Dans le cadre de ces activités, nous participons notamment à créer une filière industrielle dans l’éolien offshore. Nos deux usines de production de nacelles et de pales pour l’éolien offshore sont basées sur le territoire français (une usine de nacelles à Saint-Nazaire, un centre de recherche à Nantes et une usine de pales à Cherbourg, que nous avons ouverte il y a un an, qui comptait 100 personnes il y a trois mois et pour laquelle nous sommes en train d’en recruter 150 supplémentaires). Nous avons des projets sur le point de débuter, notamment celui avec EDF, une filière industrielle en construction dans l’éolien offshore et des emplois historiques dans l’hydroélectricité et dans les activités de réseau.

Nous croyons à ce potentiel. Quand on observe le marché français, il reste un peu étonnant dans la dynamique européenne car le potentiel français dans les énergies renouvelables en termes de production d’électricité et de création d’emplois reste largement inexploité. J’ai avec moi un document que nous pourrons partager, qui compare l’éolien en France et en Allemagne et montre qu’alors que la France a des conditions de vent bien meilleures que le marché allemand, la taille de la base installée française dans l’éolien terrestre est 4 fois inférieure à celle de la base installée allemande, que le coût de l’éolien terrestre en France est 20 % supérieur au coût de l’éolien terrestre en Allemagne et que le nombre d’emplois dans l’éolien en France correspond à 10 % du nombre d’emplois en Allemagne. Ce paradoxe français un peu perturbant s’explique principalement par le fait d’une part d’une prégnance du nucléaire dans le mix énergétique en France, qui reste peu cher et non émetteur de CO2, d’où une urgence de développer dans les énergies renouvelables moins importante qu’en Allemagne lorsque celle-ci a décidé de sortir du nucléaire et a dû développer massivement des sources d’énergie propres pour limiter le recours aux centrales fossiles.

Une deuxième contrainte qui obère le développement en France mais, à l’inverse, rend le coût de l’énergie renouvelable plus important en France, réside dans les freins juridiques, politiques et administratifs. Développer un projet éolien en France prend deux fois plus de temps que dans d’autres pays d’Europe ou du monde. Nous menons des projets éoliens dans plus de 50 pays. Le processus d’approbation des projets est très long et quand ces projets sont approuvés, ils sont très souvent, ou presque tout le temps, attaqués par voie de retour. En outre, les contraintes physiques de développement des projets font que les éoliennes sont plus petites en France que dans les autres pays du monde ; la taille moyenne d’un rotor d’éolienne en France est plus de 10 % inférieure à la taille moyenne d’un rotor en Allemagne et avec des rotors plus petits, l’électricité coûte plus cher puisqu’on capture moins de vent. Cette longueur d’aboutissement des projets conduit à les concrétiser bien après le moment où ils ont été lancés, donc avec des technologies qui sont progressivement devenues dépassées voire obsolètes car on ne peut pas changer la technologie avec laquelle on a demandé l’autorisation.

Ce retard empêche le marché de bénéficier de la baisse des coûts permise par les nouvelles technologies. Ce retard s’appuie sur un débat public en France et de temps en temps sur une violence de propos contre l’éolien aussi bien terrestre que maritime. Tout cela ne permet pas à la France d’être, dans l’éolien, la terre d’investissement et d’innovation qu’elle pourrait être.

Le meilleur exemple reste l’éolien en mer. J’ai rejoint Alstom fin 2011. Nous avons gagné en tant qu’Alstom 3 projets avec EDF début 2012 dont aucun n’a encore vu le jour, ce qui veut dire que probablement, même dans les scénarios les plus optimistes, si ces projets sont bientôt approuvés par le Conseil d’État, les premiers parcs seront mis en opération en 2022. Je ne suis pas là pour vous dire si l’éolien en mer est une bonne idée ou non mais il est de plus en plus compétitif et opère sans subvention en Allemagne, dans des conditions de vent globalement comparables et si c’est une bonne idée, il faudra arriver à faire les projets en moins de dix ans car le temps bureaucratique administratif n’est pas compatible avec le temps de développement des technologies et avec le temps industriel. Nous avons lancé une filière industrielle, nous la faisons travailler vers l’exportation, nous aimerions la faire travailler sur des marchés français mais comme vous l’avez signalé, Monsieur le président, nous avons dû renoncer à deux de nos trois projets avec EDF car nous ne pouvons pas à Saint-Nazaire faire à la fois des turbines de 6 MW pour des projets remportés en 2012 et des turbines de 12 MW pour des projets que nous sommes en train de gagner aujourd’hui. Nous avons dû faire des choix douloureux.

Je crois qu’il y a une sorte d’ambiguïté en France entre une volonté de faire plus d’énergies renouvelables et des dispositifs réglementaires qui ne permettent pas d’avancer aussi vite qu’on le devrait et qu’on le fait dans d’autres pays.

Pour revenir sur ces sujets d’emplois, c’est pour cela qu’aujourd’hui l’éolien et le solaire en France font un peu partie des promesses non tenues. L’éolien en France continue à augmenter (plus de 18 % entre 2015 et 2017). 2 630 emplois ont été créés dans l’éolien en France au cours des dernières années. La filière crée quatre emplois par jour. On compte malgré tout en Allemagne 160 000 emplois directs et indirects, contre seulement 17 000 en France dans l’éolien. En ce qui concerne la filière à construire dans l’éolien offshore par nous et par d’autres, pour ce qui concerne General Electric, notre ambition dans l’éolien offshore, quand les projets EDF auront démarré et que nous aurons notre turbine de 12 MW pour les marchés européens et américains, est de créer plus de 1 500 emplois entre Saint-Nazaire et Cherbourg. À chaque emploi direct que nous créons sont typiquement associés deux à trois emplois indirects.

L’éolien offshore représente un formidable potentiel pour revitaliser des bassins d’emploi dans des zones portuaires qui étaient sinistrées il y a quelques années. Étant donné qu’on ne sait pas créer une filière d’exportation sans un marché domestique solide, il faut arriver à ce que les projets en France suivent dans des délais compatibles avec nos délais. C’est ainsi que nous pourrons continuer à développer des énergies renouvelables. Le problème du coût de ces énergies est largement dépassé. Si on faisait en France des projets avec la rapidité avec laquelle on l’a fait dans d’autres pays et avec les technologies d’aujourd’hui, on les ferait dans des mêmes conditions de coût qui seraient parfaitement compétitives avec le coût de l’énergie fossile. Pour capturer ce potentiel, il reste à assurer un cadre juridique stable qui favorise des investissements et un processus de développement des parcs plus rapide et flexible qui permette de bénéficier des techniques d’aujourd’hui et pas de celles d’hier. Je vous remercie. J’ai essayé de faire court et je suis ravi de répondre à vos questions.

M. le président Julien Aubert. Merci Monsieur le directeur général. Vous avez dit que vous étiez présent dans l’éolien terrestre et maritime, les réseaux et l’hydroélectrique ?

M. Jérôme Pécresse. Oui.

M. le président Julien Aubert. Pas en France ?

M. Jérôme Pécresse. Si, nous avons à Grenoble un centre d’excellence avec des ingénieurs et des chercheurs qui travaillent dans l’hydroélectricité sur des projets à l’exportation. Nous avons travaillé sur des projets à l’exportation dans tous les pays du monde et nous avons désormais à Grenoble à peu près 500 emplois et une centaine d’emplois à Belfort dans l’hydroélectricité. Nous devons avoir environ 600 emplois dans l’hydroélectricité sur le territoire. Je crois à l’hydroélectricité comme stockage, je pense que c’est une façon peu chère et fiable de stocker de l’énergie et qu’on devrait arriver à en faire plus.

M. le président Julien Aubert. Quelle est votre position sur l’ouverture des barrages hydroélectriques ?

M. Jérôme Pécresse. Je n’ai pas de position tranchée sur le sujet. Je constate simplement qu’il faudra arriver à prendre une décision dans un sens ou dans l’autre. En France, on peut produire plus d’énergie hydroélectrique si on investit dans la base installée. On sait gagner 5 à 10 % de rendement en investissant un peu dans la base existante. On peut prendre des cascades et développer au milieu de deux barrages qui se succèdent ce qu’on appelle des STEP (des unités de pompage-turbinage), qui permettent non seulement de faire descendre l’eau mais aussi de la remonter pour stocker l’électricité. C’est un outil majeur de stockage utilisé par de nombreux pays qui contribue à gérer la problématique de l’intermittence des renouvelables. Il faut pour cela investir dans la base installée. Or, ce que je constate depuis que j’ai rejoint l’industrie, c’est que les opérateurs n’investiront pas dans la base installée tant que le sujet des renouvellements des concessions ne sera pas clarifié.

M. le président Julien Aubert. Ambitionnez-vous éventuellement, si par hasard ces barrages devaient être ouverts, une telle occasion ?

M. Jérôme Pécresse. Si les opérateurs existants ou futurs investissent, j’envisage de leur vendre et de faire travailler mes ingénieurs à Grenoble. Une décision est nécessaire, dans un sens ou dans l’autre.

M. le président Julien Aubert. Je vais vous reposer la question. Indépendamment des questions juridiques, pour votre intérêt commercial et industriel, serait-il préférable que le Gouvernement décide d’élargir, d’ouvrir la concurrence ou plutôt de rester sur le modèle actuel ?

M. Jérôme Pécresse. Il est urgent que le Gouvernement clarifie la situation pour que les opérateurs des barrages (existants reconduits ou nouveaux) lancent les investissements dont la base installée a besoin. Je ne peux pas vous dire mieux. Le statu quo, qui conduit à ne pas investir dans la base installée, n’est pas bon pour la pérennité des équipements et laisse un potentiel de production d’hydroélectricité et d’emplois sur la table. Je ne suis pas là pour dire quel est le bon actionnaire pour ces barrages mais il faut que l’actionnaire investisse.

M. le président Julien Aubert. On se pose la question de la rentabilité de l’éolien. Il y a quelques années, la Cour des comptes avait mis en avant une surrentabilité dans le domaine de l’éolien. Disposez-vous de données sur cette surrentabilité ?

M. Jérôme Pécresse. Nous sommes rarement investisseurs dans les projets. Notre métier consiste à être fournisseur d’équipement. Il peut arriver que nous investissions transitoirement pour aider les projets à se développer mais c’est très rare. En termes de données publiques, par rapport à d’autres métiers industriels, la fourniture de turbines éoliennes n’est pas ce que nous faisons de mieux. Il est de notoriété publique que nous, les acteurs du marché, réalisons aujourd’hui entre 5 et 10 % de marge opérationnelle. Nous sommes les meilleurs acteurs du marché, parmi les trois leaders mondiaux et notre objectif est de parvenir à 10 % de marge opérationnelle et typiquement, quand on vend une turbine, on fait plus de marge dans les contrats de service à 20 ans sur la turbine que sur la vente d’équipement. La vente d’équipement n’est pas une activité très rentable ; le service aux équipements l’est davantage. Tout cela conduit à faire des activités qui aspirent à atteindre 10 % de marge opérationnelle, ce qui objectivement, par rapport à d’autres activités industrielles, n’est pas terrible.

Pour être clair, General Electric gagnait beaucoup plus d’argent quand nous vendions beaucoup de turbines à gaz. La compétition est féroce, nous nous battons chaque année pour baisser le prix des turbines et le coût de l’électricité éolienne et même si nous ne baissions pas le coût de l’éolien, nous nous retrouvons en concurrence avec l’électricité solaire dans beaucoup de pays. Si vous vous appelez Google et que vous voulez acheter de l’énergie renouvelable, si le solaire est moins cher que l’éolien, vous prendrez du solaire. Par conséquent, la baisse des prix du solaire entraîne la baisse des prix de l’éolien et de nos équipements. En plus, nous devons investir dans la recherche et le développement pour faire des équipements plus performants. L’activité industrielle n’est pas glorieuse. En revanche, pour répondre à votre question, des centaines de milliards de dollars sont investies chaque année dans les projets d’énergie renouvelable par les porteurs et les développeurs de projets. Je ne vais pas commenter la rentabilité de mes clients ni le retour qu’ils font sur les investissements mais il est clair que les personnes qui font des projets d’énergies renouvelables ont des retours qui les satisfont étant donné qu’année après année, de plus en plus d’argent est investi dans ce secteur.

M. le président Julien Aubert. Au niveau des flux entrants, on voit passer des sommes très importantes quand on les cumule et l’un des enjeux est d’avoir une filière industrielle derrière. Pour l’acteur qui vit de cette activité, si elle n’est pas si rentable que cela, on peut très légitimement remettre en cause l’argumentaire de la fédération qui lui dit qu’investir dans l’éolien permet de créer de la valeur ajoutée en France. C’est compliqué car il s’agit de vos clients. Cependant, lorsqu’on s’adresse à des agriculteurs qui sont fournisseurs des grandes surfaces, ils ont généralement une opinion assez marquée sur les marges que réalise l’intermédiaire entre eux et le client final. Avez-vous entendu parler d’opérateurs qui ne seraient pas forcément vos clients (sans donner de nom et sans violer le secret les affaires), mais qui, d’après vous, réaliseraient des surrentabilités ? Dans le même temps, vous nous avez dit être sur des modèles économiquement compétitifs mais qui continuent à être subventionnés (par exemple par des appels d’offres avec parfois des prix garantis selon le mode de fonctionnement). Vous avez ajouté qu’en Allemagne désormais, on avance sans les roulettes du côté du tricycle. Si on persiste à vouloir aider une activité qui de facto est rentable par des moyens de subventionnement public, cela doit à un certain moment se retrouver quelque part.

M. Jérôme Pécresse. Votre question comprend plusieurs sous-questions. À mon avis, le besoin de subventions en France s’explique principalement par le fait qu’on ne peut pas utiliser les technologies d’aujourd’hui, que les turbines et les rotors sont plus petits, que les projets prennent plus de temps et qu’il y a des aléas importants dans le développement des projets. D’où une électricité éolienne et solaire en France plus chère qu’ailleurs et un besoin de subventions qui n’est pas évident. Nous allons voir comment le projet de Dunkerque sur l’éolien offshore évolue et à quel niveau de tarif. Je ne suis pas sûr qu’il aboutisse à des niveaux qui nécessitent énormément de subventions publiques.

Quant à savoir si l’argent est bien dépensé en termes de création d’emplois dans le territoire, il est difficile de porter un jugement. Force est de constater que la France n’a pas créé de façon massive une filière industrielle dans l’éolien terrestre. Je ne trahis pas un secret en indiquant que les éoliennes installées en France sont principalement produites en Allemagne ou en Espagne, car la France s’est lancée dans le développement de l’éolien beaucoup plus tard que l’Allemagne et l’Espagne et que les usines existaient déjà en Allemagne et en Espagne.

Sur l’éolien offshore, on a encore les moyens de créer une filière. Nous avons créé des usines, Siemens s’est engagé à le faire publiquement… il faudrait maintenant que les projets se développent, faute de quoi on se retrouvera dans une situation perverse où les projets ne démarrent pas, donc ceux qui ont commencé à créer des emplois n’arrivent pas à rentabiliser leur usine, donc ils n’en créent pas plus et donc vos commentaires sont légitimes. Aucune filière industrielle ne peut vivre durablement si on met dix ans à mettre en œuvre les projets qui ont été lancés.

M. le président Julien Aubert. Cet argument a déjà été présenté ici à de nombreuses reprises.

Vous avez dit que vous étiez dans l’éolien terrestre.

M. Jérôme Pécresse. Oui, nous sommes l’un des trois leaders mondiaux dans l’éolien terrestre.

M. le président Julien Aubert. Étant donné que des projets se développent dans l’éolien terrestre, qu’est-ce qui empêche GE de créer des usines en France pour vendre des pales, des mats ou je ne sais quoi pour les futurs parcs éoliens terrestres ? Notre Gouvernement dit : « Je vais augmenter, je vais multiplier par trois le volume. » On distingue ce qui relève du maritime de ce qui relève du terrestre mais légitimement, on pourrait se dire qu’il y a un marché à prendre. On achète en Allemagne ; pourquoi ne crée-t-on pas plus d’emplois en France ?

M. Jérôme Pécresse. Sur l’éolien terrestre, on n’en a pas créé car on s’y est pris tard. Pourquoi ne veut-on pas le faire aujourd’hui ? De façon simple, le coût de fabrication de pales ou de nacelles en France dans des usines neuves sera largement supérieur au coût de fabrication dans des usines dans des pays à coûts moins chers et largement amortis. On pourrait le faire si la France représentait 30 % du marché mondial mais même si la France atteignait son plein potentiel, elle ne représenterait que 4 ou 5 % du marché mondial. Les acteurs disposent de capacités de production largement amorties, non remplies dans des pays à bas coût avec des employés déjà formés. Je pense que l’opportunité qui se présente à nous est celle de l’éolien offshore car cela risque d’être compliqué dans l’éolien terrestre.

M. le président Julien Aubert. Vous avez avancé un autre argument : la concurrence du prix du solaire. On s’aperçoit que tous les appels d’offres pluritechnologiques sont remportés par le solaire. D’où ma double sous-question : imaginons que le solaire continue tendanciellement à la baisse ; vous risqueriez à un moment donné de vous retrouver écrasés. Vous pourriez réduire vos coûts mais cela vaudrait-il encore le coup de faire des éoliennes si le solaire est imbattable ?

Deuxième point : c’est déjà le cas dans le domaine de l’éolien terrestre mais qu’est-ce qui nous dit qu’on ne va pas construire de belles usines pour l’éolien en mer pour dans cinq ou dix ans entendre qu’à l’étranger, ils sont capables de produire à des prix très compétitifs et que le travail coûterait trop cher pour des futurs parcs en France ? Dans d’autres industries, la valeur ajoutée ou la technicité font que de toute façon, la production n’a pas besoin d’être délocalisée. Concernant l’éolien en mer, je comprends aujourd’hui à l’instant T, mais comme nous nous engageons sur 20 à 25 ans, qu’est-ce qui nous permet de dire : « ne vous inquiétez pas, cela vaut le coup de mettre des milliards aujourd’hui pour garder une filière » ?

M. Jérôme Pécresse. Objectivement, dans ce combat éolien-solaire, sujet que je regarde de très près partout dans le monde, il n’y a pas aujourd’hui de vainqueur. Cela dépend s’il y a du bon vent et si c’est très ensoleillé. Quand on regarde tous les pays du monde, on est plutôt sur du solaire autour de l’Équateur et dès qu’on montre très au Nord ou très au Sud, où il y a plus de vent, les deux se tirent la bourre. Aux États-Unis, l’éolien gagne des appels d’offres dans le corridor du Midwest, où il y a beaucoup de vent, tandis que dans le Sud, le solaire domine. À l’intersection des deux, au Texas et en Oklahoma, c’est la bataille. Le solaire a des avantages car son acceptabilité est meilleure ; l’éolien a des avantages car il fonctionne 30, 40 ou même 50 % du temps, contre 20 à 25 % du temps pour le solaire, pas nécessairement au moment où on a le plus besoin d’électricité dans le réseau (en milieu de journée). Chaque source d’énergie a ses avantages et la concurrence entre les deux a comme effet de tirer les prix des énergies renouvelables à la baisse et donc d’avoir rendu l’énergie renouvelable compétitive par rapport aux énergies fossiles.

En France, d’une part les appels d’offres multi-technologies ne sont pas la règle et d’autre part, les contraintes imposées sur les technologies ne permettent pas d’utiliser les éoliennes les plus hautes et les plus performantes du marché avec les plus gros rotors et les plus grandes tours, pour des raisons qui peuvent être bonnes ou mauvaises (des raisons de protection du paysage, de co-visibilité, de radars militaires…), ce qui se traduit par de l’éolien 10 % plus cher qu’en Allemagne. Ce taux de 10 % représente à peu près la différence avec le solaire, étant donné que les deux sont à peu près à parité. L’exemple français n’est pas extrapolable sur la concurrence éolien-solaire en dehors de France.

Sur les usines d’éolien, les deux premiers appels d’offres en France avaient des exigences assez lourdes en termes de contenu local de production. Le troisième, celui de Dunkerque, n’a pas ces mêmes exigences.

Pour répondre à votre question « Qu’est ce qui nous dit qu’on ne fermera pas un jour les usines qu’on a créées ? », d’une part nous allons voir comment les prochains appels d’offres seront articulés en termes de contenu local. Nous sommes passés d’une exigence très importante à pas grand-chose. On peut imaginer des appels d’offres qui favorisent le contenu de production local. D’autre part, quand on transporte des grandes composantes comme des pales d’éoliennes ou des nacelles d’éoliennes offshore, les contraintes logistiques ne sont pas décisives mais restent importantes, et le coût est élevé. Pour vous donner un ordre de grandeur, le rotor de notre éolienne Haliade-X de 12 MW mesure 220 m et la pale 107 m (plus qu’un terrain de football). On les transporte par bateau mais c’est quand même mieux de le faire à Cherbourg que de leur faire traverser le Pacifique. Tant qu’on aura des marchés solides en Europe dans l’éolien en mer, on préférera toujours utiliser nos capacités existantes plutôt que d’aller dans des pays à bas coût. Des personnes auront été formées, des usines tourneront, on n’aura pas envie de faire autre chose.

S’il faut inclure une incentive, c’est dans les exigences de contenu local des appels d’offres. L’éolien offshore a démarré avec du contenu local et continue. J’en profite pour répondre à une autre de vos questions : dans la pérennité du marché français et européen, nous sommes très confiants sur l’éolien offshore posé à l’horizon 2050. Ensuite, le flottant constituera une partie importante du mix. Il ne s’agit pas d’abandonner le posé pour le flottant. Le posé est la technologie d’aujourd’hui ; le flottant pose encore quelques défis techniques et de coût mais le meilleur garant d’une activité industrielle pérenne sur le territoire est un marché domestique à long terme, visible, avec des exigences de contenu local qui peuvent se développer (du posé dans les cinq ans qui viennent et probablement du flottant après). Il faut commencer à réfléchir au développement de ces technologies et à l’articulation avec des appels d’offres pour le flottant.

M. le président Julien Aubert. Vous n’avez pas parlé des turbines à gaz. Lors des négociations préalables à l’acquisition d’Alstom, Siemens a été le premier à s’engager à proposer la création de 1 000 emplois et General Electric avait ensuite proposé un nombre d’emplois similaires, ce qui d’ailleurs lui avait permis de remporter la manche. Cet engagement n’a pas été tenu. Vous avez donné des explications publiques par rapport à l’évolution mais :

1) Le développement des EnR en Europe est-il responsable de ce problème sur les turbines à gaz ?

2) Comment expliquez-vous un changement aussi dramatique dans la manière de concevoir l’implantation des emplois en moins d’un an-un an et demi ?

M. Jérôme Pécresse. Sur le marché du gaz, la croissance des énergies renouvelables dans le monde et la transition énergétique font qu’on vend beaucoup moins de turbines à gaz qu’avant car les énergies renouvelables sont compétitives avec le gaz en termes de coût. D’une part, on en vend beaucoup moins et d’autre part, les turbines à gaz, qui à une époque faisaient la charge du marché, font désormais plus que le pic, c’est-à-dire fonctionnent en l’absence de vent et de soleil. Le modèle économique des projets de gaz a changé, les turbines à gaz ne remplissent plus la même fonction et on en vend beaucoup moins. Chez General Electric et chez Siemens, qui annonce aussi des restructurations importantes, on en vend grosso modo la moitié de ce que l’on vendait il y a cinq ou sept ans, et ce depuis trois ou quatre ans. Un aggiornamento a été un peu difficile à faire dans une entreprise qui y a cru, qui a été profitable et qui a eu des magnifiques turbines à gaz. Nous avons toujours espéré que cette baisse de marché soit cyclique et non pas structurelle mais nous sommes maintenant arrivés à la conclusion que la baisse du marché des turbines à gaz est structurelle. Je suis l’un des plus grands avocats de cette théorie étant donné que mon métier consiste à vendre chaque année des éoliennes. Je vois la dynamique de ce marché ; nous ne retrouverons jamais les niveaux de marché que nous avons connus. Nous avons cessé de faire des scénarios marketing et industriels en pensant que ça reviendrait. C’est ce qui nous a conduits, après avoir engagé des restructurations très importantes de ces métiers pour plus de 10 000 emplois dans le monde, à devoir annoncer la semaine dernière une restructuration significative et douloureuse du site de Belfort dans les turbines à gaz pour s’adapter aux réalités du marché.

M. le président Julien Aubert. Si vous dites que cela remonte à trois ou quatre ans, ce n’est pas nouveau. Au moment de ce rachat, vous aviez déjà l’information.

M. Jérôme Pécresse. Non. Quand GE a racheté Alstom, GE pensait que le nucléaire et le gaz allaient continuer à croître. Pendant deux ou trois ans, il y a une phase où nous nous sommes dit : « Cela ne croît plus mais cela va revenir » et maintenant, nous sommes forcés d’en tirer comme conclusion que cela ne reviendra pas. Le facteur déclenchant, c’est qu’on sait faire du renouvelable à 30 ou 40 €/MWh. À ce prix, beaucoup de projets de gaz ne sont plus compétitifs partout dans le monde. Ce n’est pas un sujet français mais mondial. Belfort a toujours totalement vécu sur l’exportation des turbines à gaz. Il y a eu un aggiornamento progressif face à la réalité du marché, qui a été la source de débats internes pendant trois ou quatre ans.

M. le président Julien Aubert. En tant que fabricant, vous avez troqué une activité très lucrative (la fabrication de turbines à gaz) pour une activité dont vous nous avez dit qu’elle l’était moins, soit celle de la fabrication de composants d’éoliennes. J’ignore ce que cela représente en termes d’emplois mais nous nous interrogeons sur les politiques publiques menées, qui coûtent très cher, avec des acteurs du gaz qui viennent nous voir en nous disant que nous faisons une erreur en investissant massivement dans ces EnR et que nous pourrions faire bien mieux au niveau de l’objectif CO2 en investissant dans le gaz. Le choix d’appuyer massivement les énergies renouvelables électriques a un impact industriel comme vous venez de le souligner et un impact de financement public. Ce n’est pas anodin.

En outre, vous dites que vous allez créer des emplois dans le domaine de l’éolien mais on nous disait aussi qu’on allait créer des emplois dans le domaine des turbines à gaz.

M. Jérôme Pécresse. Nous les avons créés. Il y avait un terrain vague à Cherbourg il y a deux ans sur le port et aujourd’hui 150 personnes sont en cours de recrutement à Cherbourg. C’est la réalité. Si nous remportons des projets d’éoliennes de 12 MW, le seul site pour faire des pales pour cette éolienne dans le monde se trouvant à Cherbourg, nous pourrons avoir 800 personnes à Cherbourg. La restructuration du site de Belfort est pénible et douloureuse pour ceux qui sont sur le site. Elle n’a rien à voir avec l’acquisition d’Alstom. Les emplois sur les turbines à gaz à Belfort sont des emplois General Electric depuis 1999. Alstom n’avait pas d’activité de production dans les turbines à gaz sur le site de Belfort en 2015. Alstom avait des emplois à Belfort dans le nucléaire et le charbon quand elle a été rachetée par GE. Le nombre d’emplois à Belfort et dans le nucléaire à Cherbourg aujourd’hui correspond grosso modo au nombre d’emplois que nous avions en 2015. La problématique est exogène par rapport à la vision d’Alstom.

Pour les raisons de réalité du marché dont nous avons discuté, qui s’imposent à nous et nous conduisent à devoir réduire l’emploi à Belfort dans le site, nous nous sommes engagés à créer des emplois dans l’éolien offshore. Nous pouvons créer 1 000 emplois entre Saint-Nazaire et Cherbourg dans les deux ans qui viennent si nous réussissons à lancer notre turbine de 12 MW, à la gagner et à réaliser le projet que nous avons prévu de faire avec EDF. Ce ne seront malheureusement pas les mêmes emplois mais à l’échelle du territoire, un vrai sujet de transition énergétique, d’impact sur l’emploi et de gestion prévisionnelle en termes de compétences et de mobilité va s’imposer à nous.

M. le président Julien Aubert. Dernière question avant de céder la parole au rapporteur : vos éoliennes contiennent-elles du dysprosium ?

M. Jérôme Pécresse. Nos éoliennes offshore utilisent des technologies d’entraînement direct avec des aimants avec du dysprosium et du néodymium, qui sont des terres rares rapportées de Chine. Nous achetons des aimants qui contiennent des terres rares.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez lutté pendant trois ou quatre ans contre l’idée que le marché des turbines à gaz était en train de disparaître en vous disant que cela allait rester un marché puis revenir, c’était un peu de l’auto-persuasion. De la même façon, j’imagine que pendant cette période, vous l’avez fait aussi avec un objectif de maintien des compétences de vos employés.

M. Jérôme Pécresse. Historiquement, le marché des turbines à gaz a toujours été un marché cyclique. Les personnes qui sont dans l’industrie depuis trente ans ont connu des années où on aurait pu vendre le double des turbines à gaz qu’on produisait et d’autres pendant lesquelles on n’en vendait plus. Dans un marché historiquement cyclique en fonction du contexte économique, des crises financières, du prix du gaz ou du prix du pétrole, à chaque fois qu’on arrive à un bas de cycle, une armée de gens vous disent que c’est toujours revenu et que cela va revenir. C’est pourquoi l’aggiornamento a été progressif. Nous sommes arrivés à la conclusion que ce n’était pas cyclique mais structurel car aujourd’hui, la transition énergétique n’est pas un phénomène cyclique mais durable qui s’appuie sur une baisse continue des coûts, des exigences sociétales et des clients qui ne veulent plus acheter que l’énergie renouvelable. Arriver à cette conclusion a pris du temps. Je ne dis pas qu’on ne vendra plus de turbines à gaz ou de turbines nucléaires mais un ajustement de capacité de production est nécessaire tout en maintenant les compétences. Il ne s’agit pas de fermer l’activité des turbines à gaz à Belfort car nous conservons à peu près la moitié de nos emplois actuels et des capacités de production et d’ingénierie sur ce site.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ma question n’était pas de savoir pourquoi vous n’aviez pas découvert cela. L’expérience fait qu’on a un peu tendance à essayer de conserver ce que l’on connaît et d’éviter le changement si on le peut. Certains aspects ne se rapprochent-ils pas de la réticence française à s’éloigner du modèle nucléaire ? Pendant très longtemps, ce modèle a été les joyaux de la couronne en France, notre fierté, et il est aujourd’hui concurrencé pour partie par des EnR électriques qui deviennent très performantes. Dans quelle mesure le modèle en lui-même résiste-t-il à ce changement ? Selon vous, dans quelle mesure les arguments posés par tous les réticents aux EnR sur les questions d’intermittence, d’absence de stockage et sur le fait que le foisonnement ne sera pas celui qu’on attend, sont-ils viables ou sont-ils le résultat d’un modèle qui peine à se défaire de ce qu’il a connu et de ses compétences ? Ayant vécu des expériences similaires, qu’en pensez-vous ?

M. Jérôme Pécresse. Je pense qu’il y a toujours une prégnance importante des modes de pensée et des historiques d’une part. D’autre part, la base installée dans un pays (le nucléaire en France, le charbon aux États-Unis) n’est pas quelque chose que l’on peut et que l’on doit rayer d’un trait de plume car ce sont des actifs, des personnes et des compétences, et les transitions ne sont pas nécessairement progressives. Il ne s’agit pas de prêcher vers du tout renouvelable car le nucléaire continuera à être une partie importante du mix énergétique français dans les années qui viennent du fait de notre historique et du fait qu’il demeure une source d’énergie à peu près compétitive et qui n’émet pas de carbone. Entre cela et le statu quo total, il y a différentes gradations. Ce n’est pas à moi de trancher mais aux pouvoirs publics et aux opérateurs. GE est un groupe actif dans le nucléaire et dans l’éolien.

En tout cas, concernant la prise de décision publique, quand je rentre en France de temps en temps après avoir voyagé partout dans le monde, en ouvrant la presse, je lis des choses qui ne sont pas correctes et qui ne peuvent pas être des facteurs de décision. Dire que l’éolien est trop cher est faux. L’éolien aujourd’hui, surtout si nous avions les bons dispositifs réglementaires et la capacité à faire des projets rapidement, n’est pas trop cher. Dans des conditions opératoires normales, il n’existe aucun pays du monde où l’éolien est plus cher que le fossile.

Ce n’est pas mon rôle de vous dire quelle doit être la part du nucléaire dans le mix. Ce que je sais, c’est qu’aujourd’hui en France, le solaire et l’éolien doivent représenter 5 % chacun et les énergies renouvelables intermittentes 10 %. On pourrait gérer en France des pourcentages beaucoup plus importants d’énergies renouvelables dans le réseau (15, 20, 25 ou 30 %). Ce qui est vrai en dehors des frontières est vrai dans les frontières. La permanence des modes de pensée doit être confrontée à la réalité globale des marchés des technologies.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si je résume, l’éolien n’est pas trop cher et on peut faire techniquement du solaire sur le réseau, donc les freins sont ceux que nous nous fixons nous-mêmes.

M. Jérôme Pécresse. Des freins que nous nous fixons nous-mêmes en termes de réglementation, de capacité et de contraintes sur la façon de mener les projets, pour des bonnes ou des mauvaises raisons. On impose des contraintes aux projets sur les tailles de turbines et les délais, qui se traduisent par des surcoûts. Une deuxième contrainte est la permanence et l’importance de la base installée, qui ne peut se rayer d’un trait de plume. Les transitions énergétiques doivent se gérer dans la durée.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Cela correspond aussi à ce que vous disiez sur les coûts dans des conditions opératoires normales. Aujourd’hui, le surcoût de ces EnR vient aussi pour partie des freins administratifs, de la lenteur des projets, etc. Quelque part, les compensations que doit amener l’État en termes de subventions aux EnR pourraient s’annuler si on mettait des conditions normales d’exploitation comme vous le disiez.

M. Jérôme Pécresse. Dans la plupart des pays du monde, si on fait des projets dans des délais raisonnables avec les techniques d’aujourd’hui, on n’a pas besoin de subventions. Le vent en France n’est pas très différent de ce qu’il est en Allemagne. Dans l’éolien offshore en mer du Nord, en Hollande et en Allemagne, les projets ont été remportés par des opérateurs sans subvention, au prix du marché. Le vent est un tout petit peu meilleur en mer du Nord. Si on n’y arrive pas en France aujourd’hui, on devrait pouvoir y arriver demain. Attendons que la CRE ou le Ministère publie le tarif de l’appel d’offres de Dunkerque sur l’éolien offshore pour voir la comparaison avec le prix du marché.

M. le président Julien Aubert. Voulez-vous dire que les 9 milliards d’euros que nous avons consommés depuis dix ans pour aider l’éolien terrestre correspondent aux coûts administratifs ?

M. Jérôme Pécresse. Je ne dis pas cela. Il y a dix ans, l’énergie éolienne n’était pas compétitive. Tous les pays il y a dix ans ont lancé de l’éolien avec des subventions pour essayer d’arriver à ce qu’on a aujourd’hui, soit une situation où nous, industriels, avons des économies d’échelle et avons pu développer des technologies qui sont maintenant compétitives. Il y a dix ans, les subventions étaient nécessaires et il en existait partout dans le monde. Si on avait dit à quelqu’un alors : « Tu vas rester dans un projet. Voilà le tarif pour 15 ans », la pire chose à faire maintenant est de lui dire : « Tant pis, on retire le tarif. » La première chose dont l’éolien et le solaire ont besoin est un environnement réglementaire stable. Si tous les projets lancés il y a huit ans avec des subventions ont encore deux ou trois ans à courir avec ces subventions, il ne faut bien sûr pas revoir la règle du jeu après que le jeu ait été joué, car sinon, cela crée une instabilité réglementaire toxique pour les projets car personne ne financera un projet en France.

En revanche, les mêmes projets lancés maintenant avec les technologies d’aujourd’hui et un calendrier de développement normal n’ont pas nécessairement besoin de subventions publiques. Je ne pense pas que l’argent investi il y a dix ans a été mal investi car il a permis aux industriels d’obtenir des effets d’échelle et à l’énergie éolienne d’avoir été compétitive. La réalité est que la plupart des pays du monde aujourd’hui vont progressivement retirer ces subventions pour passer à un dispositif de mise aux enchères, ce qui remet un coup de compétitivité dans le système et permet à l’éolien de ne pas en avoir besoin. Je ne sais pas si je me suis fait bien comprendre. Il y a dix ans, cela avait du sens.

M. le président Julien Aubert. Vous êtes le seul à nous avoir tenu ce discours. Tous les producteurs dans le domaine éolien nous ont plutôt dit que si on enlevait aujourd’hui les roulettes du tricycle, tout risquerait de s’effondrer.

M. Jérôme Pécresse. Il faut laisser les roulettes sur le tricycle qui est parti et a fait les deux tiers du chemin car celui qui le conduit n’a jamais appris à faire du vélo. Aujourd’hui, dans beaucoup de pays du monde, le tricycle n’a plus besoin roulettes. Si la piste est la même, il n’y a pas de raison qu’il ne sache pas rouler. Cette piste comprend les conditions de vent (qui ne sont pas mauvaises en France) et le contexte opératoire des projets.

M. le président Julien Aubert. Depuis deux ou trois ans, on ne peut pas dire que la politique du Gouvernement ait visé à complexifier cela, que ce soit au niveau de la juridiction, de l’enveloppe ou du raccordement pris sur le TURPE dans le cadre de l’éolien en mer. Les industries ont rarement été autant accompagnées.

M. Jérôme Pécresse. Certaines initiatives de simplification administrative ont été extrêmement méritoires. Il faut voir si on peut aller plus loin. Reste la contrainte du coût de l’énergie compétitif avec l’Allemagne. Il faut pouvoir mettre des rotors et des turbines pour nous permettre d’installer des mats plus hauts car le vent est plus élevé en altitude, ainsi que des rotors plus grands. Ces éléments figurent sur le tableau que je vous ai donné : 96 m de diamètre pour le rotor en France contre 107 m en Allemagne et 87 m de hauteur de la nacelle contre 120 m. 40 m de différence en bout de pale, cela se remarque.

M. le président Julien Aubert. Nous avons des critères d’acceptabilité sociale très faibles sur le terrestre, moyennement élevés sur le posé et beaucoup plus inexistants sur le flottant. Si on autorisait des éoliennes très grandes avec des pales énormes sur le modèle allemand mais à une distance respectable des côtes, des lignes de base, de manière à éviter le problème de l’acceptabilité, serait-ce à votre avis une opération gagnante en sachant que plus on est loin des côtes, plus il y a de vent ?

M. Jérôme Pécresse. Si je fais une éolienne de 12 MW, elle sera la même en France et en Allemagne. Si je sais la vendre en Allemagne à des projets sans subventions, dans un site en France qui a les mêmes vents ou une petite différence de vent, je pourrai la vendre aussi. La même technologie avec les mêmes conditions de vent devrait donner un coût de l’électricité à peu près comparable. Du vent, c’est du vent. En France, nous partons avec un boulet au pied qui est le fait que les exigences en termes de hauteur de mât et de dimensions de rotor sont plus contraignantes et on court moins vite car faire des projets prend plus de temps et s’avère plus aléatoire. Si les règles du jeu, les technologies et les vents étaient les mêmes, on arriverait au même coût d’électricité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai l’impression que l’écart de tarif des installations dépend principalement de l’instabilité que se crée l’État lui-même vis-à-vis des filières dans la mesure où les filières ne savent pas sur quel cadre budgétaire elles peuvent compter, quelle durée de sortie des projets…

M. Jérôme Pécresse. Si le rotor est plus petit, on capture moins de vent et si la tour est moins haute, on va moins chercher les vents en altitude, là où ils soufflent le plus. C’est une règle physique de base. Si le rotor est plus gros, on produit beaucoup plus d’électricité. Si on monte plus haut, on capture des vents plus forts et plus solides. C’est la combinaison de ce que vous dites et de contraintes de permis.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. On ne voit pas dans d’autres pays les freins intellectuels qu’on peut avoir en France. Les gens n’ont pas la même réticence à l’installation des EnR et notamment des éoliennes de plus grande taille. À votre avis, cela peut-il également venir du fait qu’en France, on a misé très longtemps sur le nucléaire et que les contraintes intellectuelles du nucléaire sont acceptées tandis que les contraintes intellectuelles des EnR sont nouvelles et amènent donc à se poser des freins qui n’existent peut-être pas ailleurs, où le modèle nucléaire n’est pas aussi installé et où la stabilité et la sécurité du réseau de la production nucléaire ne sont pas aussi importantes ?

M. Jérôme Pécresse. Il est difficile de répondre à votre question. L’opposition publique à l’éolien en France est beaucoup plus virulente que dans d’autres pays d’Europe et du monde, ce que je n’aurais pas dit il y a cinq ou six ans. J’ai l’impression que l’acceptabilité a progressé dans beaucoup de pays comme les États-Unis ou le Brésil, qui comptent beaucoup de terrain. Elle n’a pas vraiment progressé en France, où les réactions sont largement plus virulentes avec une combinaison d’interrogations légitimes et d’autres choses qu’on n’entend plus depuis dix ans dans de nombreux pays du monde. Il y a une conjonction de différents débats, l’historique et l’acceptabilité du nucléaire, des débats liés à la préservation des territoires et des paysages… je ne dis pas que tel ou tel débat est illégitime mais il y a une coalition de sujets en France qui fait qu’aujourd’hui, c’est vraiment très différent de beaucoup d’autres pays. Il y a deux réponses à cette question :

– prendre les parcs existants et remplacer les petites éoliennes par des éoliennes d’aujourd’hui. Le paradoxe de l’éolien partout dans le monde est que les sites les plus venteux ou qui ont été installés les premiers sont ceux qui sont équipés des plus petites turbines. Ceci relève du domaine du régulateur mais on pourrait déjà mettre en place un dispositif qui favoriserait le remplacement de petites turbines par de très grosses turbines sur les sites les plus ventés.

– mettre le paquet sur l’offshore plus que ne le fait la PPE. En Angleterre, ayant constaté que mettre plus d’éoliennes terrestres devenait difficile sauf en Écosse ou dans les îles Shetland, ils ont mis le paquet sur l’éolien en mer.

À un moment donné, il faut faire des choix. On peut décider de mettre le paquet sur le terrestre, ou tripler l’éolien en mer et se lancer sur le flottant. On fera alors moins de terrestre, mais aujourd’hui, c’est un peu ni l’un ni l’autre.

M. le président Julien Aubert. Je suis toujours très surpris lorsqu’on aborde la question du coût car on donne un coût de revient brut alors qu’en réalité, quand on parle d’autres énergies comme le nucléaire, on a un coût de production mais il ne faut pas oublier de prendre en compte les déchets, le grand carénage, le démantèlement… le coût de production n’est pas un coût intégral. Certains éléments sont provisionnés mais peut-être que certains sujets pourraient être revus.

Dans le domaine des EnR, un point qui n’est jamais mis en avant est la contrepartie stockage, c’est-à-dire que comme vous avez un côté intermittent, vous êtes obligés de restructurer votre réseau ou de trouver des pôles de stockage de manière à permettre que cette électricité soit utile, étant donné qu’il y a aussi le risque de produire de l’électricité au moment où personne n’en a besoin, ce qui n’est pas très utile. Lorsque l’État fait un choix économique, ne devrait-il pas plutôt comparer ces différentes énergies à coût complet, en prenant pour le nucléaire tout ce qui va avec, et pour les éoliennes, le coût pour la balance commerciale par exemple, étant donné que ce n’est pas produit en France, et de manière générale le coût de restructuration car un réseau avec 75 % de nucléaire est complètement différent d’un réseau avec 50 % de nucléaire et 30 % d’EnR ? Quel est votre avis à ce sujet ?

M. Jérôme Pécresse. Quand nous faisons des projets d’énergie renouvelable, nos clients provisionnent aussi le démantèlement des parcs. L’analyse du cycle de vie complète est étudiée. Sur l’aspect intermittence, objectivement, le problème peut se poser et cette question concerne davantage les personnes de RTE. Personnellement, je ne crois pas que le problème se pose à 5 % de solaire et 5 % d’éolien. À de tels niveaux, l’intermittence est assez gérable. Lorsqu’on aura atteint 20 à 30 %, la contrainte sera différente et il faudrait se servir de la base hydroélectrique dont nous disposons.

Pour rebondir sur le point que vous avez fait sur le renouvellement des concessions, avec la reconversion des centrales hydroélectriques existantes en stations de pompage-turbinage, je pense qu’en étalant l’intermittence à l’échelle européenne et en investissant dans les interconnexions entre pays, nous pourrons mieux traiter ces sujets. Il faudra effectivement mettre du stockage dans le système à un moment donné. Le stockage aujourd’hui coûte cher. Un projet éolien plus du stockage commence à pointer à l’horizon mais en France, nous sommes loin d’être arrivés à ce stade.

M. le président Julien Aubert. M. Jancovici est venu ici et nous a montré des courbes qui exposent qu’en fait, lorsqu’il y a du vent en Allemagne, il y en a en France. Il y a une corrélation et pas du tout d’effet de foisonnement. Il nous l’a démontré entre la France et l’Allemagne et entre la France et l’Espagne : on produit en même temps. Si j’achète une électricité éolienne à un certain prix mais qu’elle est produite à un moment T où de toute façon je ne peux pas l’absorber par la demande et qu’en Allemagne ils ont exactement le même problème, ce qui fait que je tombe par exemple sur un cas extrême qui est un prix négatif, je paie les Italiens pour qu’ils achètent mon électricité éolienne au moment où je n’en ai pas besoin. En réalité, le prix de mon électricité éolienne n’est pas de 65 €/MW mais de 65 €/MW plus par exemple ce que j’ai payé aux Italiens pour qu’ils le consomment. C’est la différence avec d’autres électricités qui n’ont pas ce type de problème. C’est en cela que je me demande dans quelle mesure ce n’est pas biaisé. Je comprends que certaines industries mettent en avant ce coût en disant que le coût baisse mais le coût collectif ou global est peut-être plus compliqué.

M. Jérôme Pécresse. Je ne dispose pas de ces éléments mais je ne suis pas sûr que ce coût aujourd’hui sur une année, à l’échelle du marché français à 5 % de solaire et 4 % d’éolien, soit significatif.

M. le président Julien Aubert. C’est parce que nous sommes sur des petits montants mais dans le cadre d’une PPE qui envisagerait de multiplier par 2, 3 ou 5 en fonction des types d’énergie, on risque d’arriver à 15 %.

M. Jérôme Pécresse. À 15 %, pour procéder de la façon la plus économique possible, il faut utiliser une base hydroélectrique installée pour faire du pompage-turbinage, dont le coût est minimal. Je connais beaucoup de pays qui sont des réseaux fermés. L’exemple parfait est l’Israël, un pays dont le réseau électrique ne communique pas avec les pays voisins, qui développe beaucoup de solaire et commence à développer de l’éolien et a donc besoin de stocker l’énergie intermittente. L’Israël crée des nouvelles stations hydroélectriques de pompage-turbinage. La première est terminée, la deuxième en cours d’installation et une troisième est prévue. La France dispose d’un potentiel hydroélectrique qui peut être utilisé à cette fin.

M. le président Julien Aubert. On modifie le mode de fonctionnement de nos barrages actuels. Si je prends mes barrages hydroélectriques aujourd’hui alors que j’ai du nucléaire, leur optimisation économique ne sera pas exactement la même que si demain on leur demande à un instant T de stocker une électricité surnuméraire.

M. Jérôme Pécresse. Nous aurons des investissements à faire dans la base hydroélectrique.

M. le président Julien Aubert. C’est pour cela que j’en reviens à ma question première : ce n’est pas la même chose de dire à un opérateur privé qui fait son choix économique qu’on lui concède un barrage hydroélectrique qu’il devra gérer de manière optimale pour produire de l’électricité que de lui dire ensuite : « Vous comprenez, on a des petits problèmes de pics, donc vous seriez bien gentil de faire tel investissement ou de stocker à l’instant T ».

M. Jérôme Pécresse. Il faut qu’il fasse l’investissement et qu’il soit rémunéré pour ce faire et que donc, en quelque sorte, le stockage dans le réseau soit rémunéré.

M. le président Julien Aubert. Par conséquent, si son calcul économique change, il serait en droit de revenir vers l’État en disant : « Écoutez, j’ai accepté de prendre cette concession pour produire de l’électricité mais si demain vous me demandez de moduler mon barrage pour m’adapter à votre intermittence, cela revient plus cher ».

M. Jérôme Pécresse. Est-ce RTE ou la CRE qui a rendu un rapport récent sur le sujet pour savoir quels étaient les coûts dans le système ?

M. le président Julien Aubert. Je pense que c’est plutôt la CRE.

Monsieur le président-directeur général et Monsieur le directeur des relations publiques, je vous remercie beaucoup de votre venue.

M. Jérôme Pécresse. Je vous remercie.

L’audition s’achève à vingt heures.

*

7. Audition, ouverte à la presse, de M. François Kalaydjian, directeur « Économie et veille » à l’IFP Énergies nouvelles et de M. Jean-Christophe Viguié, responsable des programmes au centre de résultats « Procédés » (6 juin 2019)

L’audition débute à neuf heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons les représentants de l’IFP Énergies nouvelles (IFP-EN) : M. François Kalaydjian, directeur économie et veille, et M. Jean-Christophe Viguié, responsable programmes, centre de résultats procédés. Ils sont accompagnés de Mme Anne-Laure de Marignan, responsable « presse et relations institutionnelles », et de Mme Amani Fares, stagiaire.

L’Institut français des pétroles Énergies nouvelles (IFPEN) est un organisme public de recherche, d’innovation et de formation dans les domaines de l’énergie, du transport et de l’environnement.

Notre réunion est consacrée à la question de l’hydrogène dans la transition énergétique, l’hydrogène dont, comme le Tartuffe de Molière, tout le monde parle mais qui n’apparaît qu’à l’acte III. Entre ceux qui disent que c’est la prochaine révolution et ceux qui mettent en garde sur son coût élevé, nous avions besoin que vous nous éclairiez sur son potentiel et pour savoir si, dans la transition énergétique actuelle, il est à sa juste mesure.

Quels sont ses différents usages potentiels dans le stockage d’électricité, le transport et la production de méthane ?

Quels sont les défis techniques et économiques à relever en ce qui concerne la production de l’hydrogène à partir d’électricité décarbonée, ainsi que la réduction des coûts et l’amélioration de l’efficacité des systèmes sur l’ensemble de la chaîne – électrolyseurs, piles à combustibles, stockage ?

Quel est l’horizon de temps envisageable pour le déploiement de la filière au regard de ces considérations techniques et économiques ?

Messieurs, nous allons vous écouter pour un premier exposé liminaire de quinze minutes. Ensuite, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour, en commençant par notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert.

S’agissant d’une commission d’enquête, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. François Kalaydjian et M. Jean-Christophe Viguié prêtent successivement serment.)

M. François Kalaydjian, directeur « Économie et veille » de l’Institut français des pétroles Énergies nouvelles. Monsieur le président, Madame la rapporteure, l’hydrogène doit être examiné dans le contexte de la transition énergétique et de l’objectif de neutralité carbone que s’est assignée la France à l’horizon 2050. La neutralité carbone engage la France à réduire drastiquement ses émissions de CO2 par un facteur d’au moins cinq. Cet objectif très ambitieux réclame une multiplicité de solutions complémentaires les unes des autres, dont notamment l’hydrogène.

Atteindre cette neutralité engage à décarboner l’industrie, le transport, responsable à lui seul de 30 % des émissions de CO2 de la France, et à apporter des services au réseau d’électricité qui va connaître, dans les décennies à venir, une part croissante d’énergies renouvelables variables, c’est-à-dire non pilotables, de nature à induire des problèmes de flexibilité de notre réseau.

L’hydrogène aujourd’hui existe et est utilisé sans attendre l’acte II mais dès l’acte I. Quelque 70 millions de tonnes d’hydrogène sont produites et consommées chaque année. Il est aujourd’hui produit à 4 % par électrolyse de l’eau et à 96 % à partir d’énergies fossiles, principalement par la conversion du gaz naturel.

Parmi les grands secteurs industriels consommateurs d’hydrogène figure notamment le raffinage, pour la production d’ammoniaque utilisé pour les engrais et le méthanol. L’hydrogène est donc utilisé, bien connu. Le marché devrait être croissant dans ses usages actuels et passer de 70 millions de tonnes aujourd’hui à près de 80 millions de tonnes d’ici à 2022.

Afin de développer les nouveaux besoins et les nouveaux services qui apparaissent avec les objectifs de décarbonation et de services apportés au réseau électrique, l’hydrogène doit être non carboné, car on n’aurait aucun gain à l’utilisation d’un hydrogène carboné. La conversion du gaz naturel, aujourd’hui majoritairement utilisé pour produire de l’hydrogène, émet 10 tonnes de CO2 par tonne d’hydrogène produite. En maintenant ce mode de production, on ne réduirait donc pas les émissions de CO2 par l’utilisation d’hydrogène. L’hydrogène décarboné peut être produit soit en captant le CO2 lors de la conversion du gaz naturel, ce qui est tout à fait envisageable et peu onéreux, soit par électrolyse de l’eau, pour autant que l’électricité apportée soit non carbonée. Or en France, notre électricité figure déjà parmi les moins carbonées au monde. Dans d’autre pays, cette électricité serait principalement fournie par des énergies renouvelables.

Pour envisager le développement de l’hydrogène non carboné dans notre mix énergétique, il faut remplir certaines conditions, en termes de coûts de production, de coûts de fonctionnement des électrolyseurs, d’augmentation de leur rendement et de leur montée en puissance.

Pour réduire les coûts de production d’hydrogène non carboné par électrolyse, il y a aussi une problématique de coût d’accès à l’électricité. Pour remplacer l’énergie apportée par les énergies fossiles par de l’électricité, il faut prévoir des électrolyseurs de plusieurs centaines de mégawatts. Il faut donc penser gigawatts. Il y a une problématique d’augmentation de puissance des électrolyseurs.

En outre, le coût de production de l’hydrogène par électrolyse de l’eau fait appel à des technologies variées dont les rendements sont au maximum de l’ordre de 60 à 70 %. Il faut accroître ces rendements. De nouvelles technologies, utilisant notamment des électrolytes solides peuvent émerger. Elles sont à l’échelle du kilowatt et je rappelle qu’il faut passer à l’échelle du gigawatt.

La durée de vie des électrolyseurs est actuellement d’une quinzaine d’années. Pour un électrolyseur d’un gigawatt, il faut concevoir une rentabilité à un horizon de temps acceptable pour l’industrie, c’est-à-dire augmenter sa durée de vie au-delà de quinze ans. Il faut donc travailler sur la fiabilité, la durée de vie, le rendement et l’augmentation de puissance des électrolyseurs.

Plus de la moitié du coût de l’hydrogène produit par électrolyse provient du coût de l’électricité. Si on concevait l’alimentation d’un électrolyseur de façon standard, le coût serait supérieur à 50 euros le mégawattheure. Pour abaisser considérablement le coût de production d’hydrogène électrolytique, il faut prévoir un traitement du coût de l’électricité équivalent à ce qu’on envisage pour les industries électro-intensives, c’est-à-dire un accès à l’électricité non taxé.

Il y a donc un ensemble de conditions à remplir, puisque le coût de production d’hydrogène électrolytique est de 4 à 6 euros le kilo, quand la production d’hydrogène par reformage de gaz naturel est d’environ 1,50 euro le kilo.

M. le président Julien Aubert. Et par captage ?

M. François Kalaydjian. En captant du CO2 sur un reformeur de gaz naturel, si on valorise le CO2 à 50 euros la tonne – il est aujourd’hui sur le marché à 25 euros la tonne –, on augmente le coût d’un demi-euro par kilo d’hydrogène, soit 2,50 euros le kilo. La cible de réduction du coût de l’hydrogène électrolytique avoisine donc 2 euros le kilo, soit une division par deux du coût actuel de production d’hydrogène électrolytique. Cela peut difficilement s’envisager par une simple amélioration des performances des électrolyseurs, malgré une économie d’échelle en passant à de grandes puissances des électrolyseurs.

Il peut être intéressant d’introduire l’hydrogène électrolytique dans l’activité de raffinage afin de contribuer à décarboner cette industrie. L’hydrogène est utilisé depuis des décennies par certaines raffineries pour purifier les produits. L’apport d’hydrogène permet de désoufrer les produits pétroliers afin de se conformer aux normes en vigueur. La production actuelle d’hydrogène utilisé comme produit de purification des produits pétroliers peut engendrer le tiers des émissions de CO2 émises par une raffinerie.

Introduire de l’hydrogène électrolytique est un bon moyen de décarboner une raffinerie. Mais pour fonctionner, une raffinerie doit dégager des marges. La marge minimum est de l’ordre de 2,20 dollars par baril produit. En partant d’une marge de 4 dollars par baril, conserver une telle marge conduit à envisager un coût de production d’hydrogène électrolytique d’environ 2 euros le kilo.

On a beaucoup parlé de flexibilité du réseau. Elle sera fortement demandée lorsque la part variable des énergies renouvelable deviendra importante, mais pas dans l’immédiat, puisqu’en 2035, 50 % de notre électricité seront encore nucléaires, donc pilotables. Les problématiques de flexibilité du réseau se poseront au-delà de cette date.

L’hydrogène électrolytique peut décarboner le transport, qui représente aujourd’hui 30 % des émissions de CO2, notamment le transport lourd, lequel, par l’énergie qu’il demande, n’est pas facilement accessible aux batteries. Tout segment du transport lourd, notamment le fret routier et le ferroviaire, nécessitant des énergies considérables que ne peuvent pas fournir des batteries est accessible à l’utilisation de l’hydrogène à partir d’une production d’électricité par alimentation de piles à combustible.

Pour l’électrification du transport, il faut concevoir le rendement de l’électrolyse et le rendement d’une pile à combustible, soit moins de 50 % de rendement global, alors que l’utilisation directe de l’électricité dans une batterie offre un rendement de 90 %.

Si l’hydrogène électrolytique semble un vecteur intéressant pour le transport lourd, pour le transport léger, notamment les véhicules, il faut examiner la compétitivité de la filière hydrogène par rapport aux filières batteries qui se développent. Les voitures à hydrogène devront atteindre des niveaux de performance technico-économiques intéressants en comparaison des véhicules à batteries.

Si l’on reprend l’exercice de scénarisation d’électrification du parc automobile français à l’horizon 2040, pour se conformer à l’interdiction de la vente des véhicules thermiques à émissions de gaz à effet de serre à horizon 2040, que nous avons fait en début d’année pour l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), il apparaît que la pénétration sur le marché des voitures à hydrogène nécessite un certain nombre de facteurs. Je pense notamment à la réduction du prix des véhicules à hydrogène, qui dépasse aujourd’hui 60 000 euros, à une aide à l’achat et un coût de distribution de l’hydrogène à 3 euros le kilo. Cela nous ramène, tant pour la question du raffinage que pour la question du transport à une réduction significative du coût de production de l’hydrogène.

En conclusion, le développement des usages de l’hydrogène est lié à des enjeux de coûts, de puissance disponible des électrolyseurs et à un horizon de temps au-delà de 2030-2035. Pour améliorer les performances des électrolyseurs, il convient de soutenir publiquement la recherche technologique. En outre, le coût d’accès à l’électricité devrait faire l’objet d’une réglementation. Je n’ai pas évoqué les questions de sécurité. Il n’existe pas de réglementation explicite sur l’autorisation de stationner des voitures à hydrogène dans les parkings souterrains.

M. le président Julien Aubert. Vous avez commencé par dire que l’atteinte de l’objectif de neutralité carbone nécessite la mise en place en place d’une multiplicité de solutions. Pourquoi ne pas retenir la solution la plus efficace, c’est-à-dire la moins chère et celle produisant le moindre impact CO2 ? Est-ce parce qu’un seul axe de politique ne suffirait ou bien voulez-vous parler d’une solution multi-technologique ?

M. François Kalaydjian. Il y a un ensemble de problématiques très différentes. La flexibilité du réseau ne peut être obtenue avec les biocarburants. En revanche, le transport peut faire appel aux biocarburants dans une phase de transition, en bénéficiant des infrastructures existantes. De plus, la trajectoire de transition énergétique ne cible pas immédiatement la technologie qui pourrait être développée dans les années 2040-2050, mais vise à optimiser un chemin à partir de solutions technologiques existantes, voire en adjacence, afin de minimiser les coûts. D’où la multiplicité de solutions envisagées pour des raisons d’usage et de temporalité.

M. Jean-Christophe Viguié, responsable des programmes au centre de résultats « Procédés » de l’IFPEN. Je ne peux que confirmer ce qui vient d’être dit. L’objectif extrêmement ambitieux de décarboner notre environnement ne peut être atteint que par différentes solutions techniques. Comme dans un problème mathématique, il s’agit d’une optimisation multicritère. L’hydrogène peut être une option, l’électricité peut être une option, les biocarburants, dont nous n’avons pas parlé, sont déjà une réalité pour décarboner le transport. Les biocarburants avancés dont nous avons développé des technologies, qui seront disponibles dès que des investissements industriels auront été réalisés, sont également une excellente solution. C’est par la combinaison de toutes ces options que la France pourra atteindre ses objectifs.

M. le président Julien Aubert. Vous dites qu’il faut de l’électricité décarbonée pour faire de l’hydrogène décarboné. Si mon objectif est la décarbonation, pourquoi ne ferais-je pas de l’électricité décarbonée pour la mettre dans des véhicules électriques décarbonés ? Pourquoi s’embarrasser à construire de grands électrolyseurs avec des problèmes de rendement, à quoi s’ajoute le coût de la voiture qu’il faudra subventionner et le problème de la distribution avec une infrastructure hydrogène qui concurrencera une infrastructure électrique ? Il y a dans cette maison des apôtres du véhicule tout électrique. Pourquoi investir dans l’hydrogène ?

M. François Kalaydjian. J’ai un peu abordé le sujet. Le transport, ce n’est pas que la voiture. Ce sont aussi les camions, le fret routier, le ferroviaire, l’aérien, qui est une très bonne cible pour les biocarburants, et le maritime. Il faut voir le transport dans son intégralité.

M. le président Julien Aubert. Restons sur l’hydrogène !

M. François Kalaydjian. Précisément ! J’ai dit, peut-être un peu rapidement, que tout le transport lourd, par camion et ferroviaire – nous savons que la moitié des lignes ferroviaires ne sont pas électrifiées –, réclame beaucoup d’énergie, et la solution batterie n’est pas appropriée. Sur certains segments du transport, l’hydrogène n’est pas seulement en concurrence avec les batteries. Dans le transport maritime, compte tenu des nouvelles normes de l’organisation maritime internationale (IMO), il peut l’être aussi avec le gaz naturel liquéfié (GNL). Pour le fret routier, la compétitivité de l’hydrogène ne sera pas mesurée au regard de la batterie, mais de biocarburants ou de bio-GNV. On ne peut pas toujours mettre face à face la batterie et l’hydrogène, il y a d’autres paramètres à prendre en compte.

M. le président Julien Aubert. Quand vous évoquez la modification de la réglementation du stationnement souterrain, vous ne pensez pas aux poids lourds ou aux trains. Vous avez parlé du problème du coût : 60 000 euros par voiture. On est bien dans le domaine du véhicule particulier.

Sans préférence technologique, j’entends bien ce que vous dites sur le fret, mais pourquoi aborder la solution du véhicule particulier ? Pensez-vous que, même pour le véhicule particulier, il serait intéressant de développer une offre hydrogène, sachant qu’il faut trouver un constructeur automobile qui veuille bien le faire et que le maillage des points de ravitaillement doit être différent pour les lignes régulières de poids lourds et pour le véhicule individuel qui, par définition, peut emprunter une multitude d’itinéraires ?

M. François Kalaydjian. Pour les véhicules automobiles purement à batterie se pose aujourd’hui la question de la capacité et de la durée de vie de la batterie quand elle est soumise à des recharges rapides. La solution hydrogène est favorable à l’usage du véhicule particulier sur de longues distances. D’ailleurs, des véhicules à hydrogène existent déjà. C’est pourquoi nous avons, pour l’OPECST, envisagé trois scénarios : un scénario reposant sur les technologies d’aujourd’hui ; un scénario plutôt favorable aux batteries en anticipant une amélioration de leurs performances et un scénario prenant en compte l’arrivée de voitures à hydrogène dans le parc automobile d’ici 2040. J’ai rappelé les conditions de succès pour les véhicules à hydrogène. Si elles peuvent être remplies, il y a une place pour la voiture hydrogène dans le parc, au même titre que les voitures diesel et les voitures essence aujourd’hui.

M. le président Julien Aubert. À cette différence près que le diesel et l’essence sont fournis par les mêmes pompes, alors que vous parlez d’infrastructures différentes.

Vous introduisez un point intéressant, car il y a un sujet sur les infrastructures. Comme vous le suggérez, ne vaut-il mieux pas équiper en hydrogène les véhicules particuliers, qui auraient une plus grande autonomie et besoin d’un maillage moins fin que les véhicules électriques, peut-être moins cher à produire et moins coûteux en carburant, mais qui doivent être régulièrement rechargés et qui rencontrent un problème d’épuisement de la batterie ? Mais doter d’hydrogène 10 millions de véhicules français et les subventionner à 50 %, c’est-à-dire 30 000 euros par véhicule, coûterait 30 milliards d’euros, ce qui représente une politique très ambitieuse. Avez-vous fait un calcul économique ? Nous avons le même problème avec la production des énergies. Les gens nous donnent le chiffre qui les intéresse. Ils disent que l’électricité sort à tel prix, mais l’intéressant, ce sont les coûts cachés. Il faudrait dire : si on fait du tout électrique, voilà le prix pour permettre aux gens d’avoir un véhicule, voilà le prix du recyclage des batteries ou de l’approvisionnement en terres rares, voilà le prix d’installation de suffisamment de points de charge. Certains disent que dans cinq ans, on aura la batterie pour ce faire. Que se passe-t-il si on fait la même chose en hydrogène, sachant qu’il faut moins de points de ravitaillement ? Ou bien, choisissons de pousser les énergies là où elles ont le meilleur avantage comparatif et destinons le véhicule électrique à la voiture particulière et l’hydrogène pour tous les transports lourds, le fret routier et ferroviaire. On ferait alors un choix, avec le risque, comme disait un chanteur célèbre, de mourir pour des idées en s’étant trompé d’idées.

M. François Kalaydjian. Effectivement, il y a des enjeux de décisions politiques. Vous parlez de coûts cachés, il faudrait parler aussi de bénéfices cachés, c’est-à-dire les coûts d’importation des énergies fossiles et du pétrole, qui doivent aussi être pris en compte. Les niveaux de dépenses et de bénéfices sont élevés. Si on cumule d’ici 2040, comme nous le montrons dans le rapport de l’OPECST, ce sont des centaines de milliards d’euros en termes de déploiement des infrastructures, avec les points de recharge, les stations hydrogènes.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez de plusieurs centaines de milliards d’euros. Pourriez-vous citer quelques chiffres précis ?

M. François Kalaydjian. Cela figure dans le rapport de l’OPECST paru en début d’année. Des chiffres de cette nature prennent en compte les points de recharge, avec le nombre de véhicules par point de recharge pour la partie électrique, mais aussi des stations hydrogène dont le coût unitaire est de 1 à 2 millions d’euros, avec un maillage analogue à celui des stations-service essence, diesel et biocarburants.

M. le président Julien Aubert. Vous avez parlé de l’hydrogène dans les raffineries. Or les raffineries servent à fabriquer du carburant. Si demain on décide de réduire à la portion congrue le diesel et l’essence, devra-t-on les fermer, ou bien en aura-t-on encore besoin pour une autre utilisation ? Développer une filière hydrogène pour des raffineries qui ont peut-être vocation à disparaître a-t-il un sens ?

M. François Kalaydjian. Nous en aurons encore besoin pendant quelques années. La pénétration de notre parc automobile par les véhicules électriques s’opère mais elle est encore modeste. L’hydrogène est utilisé dans les raffineries aujourd’hui et il peut être utilisé dans les bioraffineries, demain.

M. Jean-Christophe Viguié. Les raffineries servent à faire des carburants. Je rappelle qu’une énorme part du gazole moteur produite par les raffineries n’est pas destinée aux véhicules légers mais au transport lourd. Les raffineries servent aussi à fabriquer des produits chimiques. De nombreux sites intègrent raffinage et pétrochimie. Même s’il n’y avait plus de besoin de carburants, les produits chimiques resteraient nécessaires à la vie de tous les jours.

M. le président Julien Aubert. Si, demain, il n’y avait plus de véhicules thermiques, quel potentiel cela représenterait-il ?

M. Jean-Christophe Viguié. Tous les sites de raffinage en France ne sont pas couplés à de la pétrochimie. Par ailleurs, on peut produire des biocarburants de première génération et on pourra produire demain des biocarburants avancés à partir de déchets de bois et de paille, et l’on peut améliorer le rendement de ces procédés en injectant de l’hydrogène non fossile. Cela peut aussi être intéressant.

M. le président Julien Aubert. Il y a cinq ou six ans, j’avais fait un rapport dans lequel l’hydrogène était mentionné comme balbutiant et moins prometteur puis, en tant que conseiller régional de Provence-Alpes-Côte-d’Azur, j’ai rencontré des acteurs de l’hydrogène faisant état d’une réelle attirance pour cette énergie. Comment expliquer qu’on s’y intéresse aujourd’hui davantage qu’il y a dix ans ?

Vous dites qu’il faut de l’électricité décarbonée. Or nous n’en avons pas seulement depuis qu’il existe des éoliennes et des panneaux photovoltaïques, mais depuis quarante ans. La lutte contre les gaz à effet de serre n’a pas commencé non plus il y a cinq ans. Le retour de la réflexion sur l’hydrogène ne résulte-t-il pas du développement des énergies renouvelables (EnR) ? Ayant de l’électricité produite de manière intermittente, dont ne sait pas toujours quoi faire, on développerait une industrie qui se positionnerait de manière opportune, en utilisant cette électricité décarbonée pour fabriquer un modèle permettant à des acteurs du mauvais côté de la transition énergétique d’exister au plan de la décarbonation, tout en tenant un raisonnement industriel intéressant.

Effectivement, on décarbonerait par l’hydrogène avec le désavantage du coût. Des auditions nous ont montré que l’électricité décarbonée est tout de même subventionnée à grands coups de dizaines de milliards d’euros. Certains disent alors qu’ils en auraient besoin pour produire mais qu’il faudrait leur enlever les taxes – deuxième perte de revenus – et qu’ils devraient réaliser des investissements pour éviter la déperdition de rendement. Après quoi, il faudrait subventionner la voiture, sans oublier le problème de la distribution. À la fin, je crains que la facture cumulée par étapes, chacun ayant pris sa part de la chaîne, n’atteigne les 50 euros par gramme de CO2. Peut-il sera-t-il possible de financer les premiers kilos, mais vous n’atteindrez jamais votre objectif final, parce que, après avoir dépassé comme en Allemagne les 1 000 milliards d’euros d’aide, on arrêtera la machine en disant que c’est impossible.

Avez-vous des arguments à faire valoir afin de battre en brèche ou de confirmer cette analyse un peu vigoureuse ?

M. François Kalaydjian. Pourquoi, depuis cinq ans, l’hydrogène suscite-t-il autant d’intérêt et d’articles dans la presse et dans les journaux scientifiques ? Décréter un nouvel objectif comme la neutralité carbone, bien plus ambitieux que l’objectif du facteur 4 initialement défini, conduit à reconsidérer tous les objectifs de décarbonation des secteurs industriel, des transports. S’y ajoute l’objectif européen de développement des énergies renouvelables. Dans cette trajectoire, le développement des renouvelables et la décarbonation sont indispensables pour atteindre la neutralité carbone, parce que le stock naturel de CO2 sera limité à 70 millions de tonnes, voire à 100 millions de tonnes, dans le meilleur des cas, à l’horizon 2050. Autrement dit, tout le reste doit être drastiquement réduit et il y a urgence à décarboner l’ensemble du mix énergétique. D’où la recherche de solutions complémentaires et l’intérêt présenté par l’hydrogène, qui intéresse la question du réseau d’électricité, pour des secteurs industriels et pour le transport. La versatilité de l’utilisation de l’hydrogène rend possible des synergies d’utilisation d’infrastructures capable de dégager des économies pour le déploiement de l’hydrogène dans les différents usages.

Je crois avoir indiqué clairement les conditions à réunir pour rendre l’utilisation de l’hydrogène compétitive dans ces différents secteurs. La question de l’électricité est centrale. Il est difficile d’envisager de n’alimenter les électrolyseurs que par des énergies renouvelables variables dans les moments de surproduction, trop rares dans l’année. Avec des électrolyseurs d’une capacité de production de l’ordre du gigawatt dont le coût de fabrication est de 1 000 à 2 000 euros le kilowatt, les unités de production doivent être d’environ un milliard d’euros. On ne peut faire fonctionner une unité de production du milliard d’euros une part infime de l’année. Pour être rentabilisé, un investissement de cet ordre doit fonctionner au long de l’année plus de 5 000 à 6 000 heures par an, soit 50 % à 60 % du temps. Ces 50 % à 60 % du temps ne peuvent être alimentés uniquement dans les périodes de surcapacité des énergies renouvelables variables de notre mix énergétique d’aujourd’hui. Si, dans des décennies, la production d’électricité provient d’énergies renouvelables variables, ce sera différent, mais nous n’en sommes n’en est pas là. À l’horizon 2035, nous sommes encore sur 50 % de production nucléaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je lisais récemment dans un article que la Chine abandonnait les véhicules électriques, considérant qu’ils ne représentaient qu’une part de la transition énergétique, pour mettre plein cap sur l’investissement dans l’hydrogène. Alors que 90 % de la recherche scientifique est réalisée en France, que l’on y pense et en parle beaucoup, pourquoi la mise en œuvre est-elle si difficile ? Vous avez évoqué le cadre nécessaire au fonctionnement, mais quels sont les freins ? Le président se demandait si le retour de l’hydrogène ne résultait pas du développement des EnR. Je me demande si ce n’est pas à cause du nucléaire. Notre socle d’énergie peu chère et notre attachement historique à cette énergie fiable qui nous a rendu service pendant longtemps ne freinent-ils pas le développement de cette filière ?

M. François Kalaydjian. Concernant la Chine, j’ignore à quel article vous faites référence. La moitié du parc mondial de 5 millions de véhicules électriques a été produite en Chine. Certes, le gouvernement chinois a modifié sa politique de soutien à l’achat des véhicules à batterie, considérant que certains véhicules devenus rentables ne nécessitaient plus un soutien massif, mais je n’ai pas connaissance de l’abandon de la production de véhicules à batterie en Chine.

L’hydrogène ne rencontre pas nécessairement des freins. Comme pour tout grand système d’infrastructures industrielles nécessitant une amélioration des technologies pour atteindre la rentabilité, il faut du temps. Cela ne se décrète pas. Le développement d’électrolyseurs de grande capacité, d’infrastructures de transport, de capacités de production et de réseaux de distribution, la réduction des coûts qui ne nécessiterait pas 30 000 euros d’aide à l’achat d’un véhicule de 70 000 euros, tout cela prend du temps sans qu’il s’agisse de freins à proprement parler.

Je ne crois pas que le nucléaire soit un frein à la production d’hydrogène électrolytique. Il peut même être un moteur. Une centrale nucléaire fonctionne en base et la production d’électricité nucléaire est non carbonée. Tout électrolyseur étant alimenté par une électricité très majoritairement d’origine nucléaire, donc non carbonée, l’hydrogène doit plutôt être conçu comme un élément positif de transition. Il faut ensuite considérer l’évolution du mix d’électricité dans le temps, avec la croissance de la part des énergies renouvelables non pilotables, mais c’est une autre affaire. L’enjeu est d’avoir un hydrogène non carboné. Si on fait de l’électrolyse de l’eau par de l’électricité nucléaire, on obtient un hydrogène non carboné.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Loin de moi l’idée que le nucléaire ne reste pas un socle intéressant pour la France. Mais dans la mesure où nous pouvons faire confiance à cette énergie qui nous a servis, l’urgence de développer autre chose est peut-être moindre.

Vous avez dit que le sujet sécurité n’avait pas vraiment été pris en compte. Pourriez-vous préciser votre pensée sur ce point ? Enfin, il ne vous a pas échappé que le transport aérien fait aujourd’hui débat. Comment voyez-vous la transition énergétique dans ce secteur ?

M. François Kalaydjian. L’aérien est un segment du transport fortement émetteur de CO2 qui connaît aujourd’hui des réglementations spécifiques en matière d’utilisation des carburants. L’enjeu de la décarbonation du secteur aérien fera également appel à plusieurs solutions. On peut imaginer que tous les auxiliaires de puissance d’un avion soient électrifiés via des systèmes de batterie. Pour le transport proprement dit, la décarbonation interviendra par la décarbonation du carburant lui-même, c’est-à-dire par l’introduction de biocarburants. Tout cela fait l’objet de discussions actives au niveau international sur les réglementations en vigueur, dans lesquelles la direction générale de l’aviation civile (DGAC) est très impliquée. La décarbonation du secteur aérien passera principalement par la décarbonation du carburant par l’introduction de biokérosènes. À ce sujet, l’IFP Énergies nouvelles propose des technologies adaptées à la production de biocarburants dédiés à l’aviation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. À quelle échéance ?

M. François Kalaydjian. C’est une question de déploiement de la production, mais les technologies sont aujourd’hui disponibles.

Quant à la sécurité, elle est bien maîtrisée par les réservoirs à 700 bars utilisés pour les voitures à hydrogène. Reste à prévoir des systèmes de détection de fuites, notamment dans des lieux confinés comme les parkings souterrains. Pour concevoir un déploiement de l’option hydrogène pour des véhicules particuliers, il faut traiter cette problématique et réglementer l’accès aux parkings souterrains.

M. le président Julien Aubert. Pour la massification de l’hydrogène dans les transports et le développement de méga générateurs, est-il plus intelligent de prévoir un plan de développement de l’électricité intermittente ou de faire du nucléaire historique ? J’ai compris qu’il faut une électricité en base et que, compte tenu des volumes d’énergie nécessaires et du facteur de charge durant 50 à 60 % du temps, l’éolien terrestre et le photovoltaïque sont implicitement exclus, à moins de les massifier énormément pour en avoir toujours, en espérant que le foisonnement tienne. Quelle serait l’électricité décarbonée nécessaire à l’introduction de l’hydrogène dans les transports ?

M. François Kalaydjian. Je n’entrerai pas dans la discussion sur la part de nucléaire à prévoir dans la production d’électricité. Comme vous le dites, il faut une électricité non carbonée. Imaginons le déploiement massif de l’hydrogène dans notre production énergétique. Elle se traduirait par une demande pour les secteurs industriels. Imaginons de futures unités de sidérurgie fonctionnant à l’hydrogène. Nous aurions sans doute à résoudre quelques problèmes de matériaux, mais c’est envisageable. Nous aurions des demandes de raffinage, des demandes de production d’ammoniaque, des demandes de transport, autant de demandes à des temporalités différentes, certaines saisonnières, d’autres quotidiennes. Avec une électricité provenant uniquement d’énergies renouvelables variables, il y aurait aussi des demandes liées à la météorologie, donc des demandes à des temporalités et à des volumétries très variées. Face à cela, il y aurait une production, donc un marché à équilibrer, donc un besoin de stockage par redéploiement, comme il y a aujourd’hui du stockage de gaz naturel qui est beaucoup plus simple à gérer. De nouveaux besoins apparaîtraient par la nécessité d’équilibrer les marchés. Il y aurait un marché de l’hydrogène et une bourse de l’hydrogène. Dans cette configuration, il y aurait des capacités de stockage, donc des possibilités de lissage des intermittences des énergies renouvelables. Je mets de côté la problématique de la pondération entre nucléaire et énergies renouvelables, qui n’est pas mon sujet.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez bien du stockage électrique et non du stockage via l’hydrogène ?

M. François Kalaydjian. Par l’hydrogène aussi. Le stockage de l’électricité se fait par l’hydrogène.

M. le président Julien Aubert. Mais si est en capacité de stocker massivement de l’électricité…

M. François Kalaydjian. Sous quelle forme ?

M. le président Julien Aubert. Si on a trouvé la manière de stocker l’énergie intermittente sans passer par l’hydrogène, on n’aura plus besoin de l’hydrogène.

M. François Kalaydjian. Votre assertion est logique mais encore faut-il avoir cette autre solution. Il existe aujourd’hui des possibilités de stockage par des unités massives de batterie, comme l’a développé Tesla en Australie. L’hydrogène est également une solution de stockage d’électricité intéressante. Des stockages de plus de 300 mégawatts de batteries engendrent d’autres problématiques.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup pour votre participation.

L’audition s’achève à dix heures cinq.

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