rapport d'information fait au nom de la mission d'information relative aux freins à la transition énergétique — : Comptes rendus des auditions

Restent la mobilité et la chaleur dans les bâtiments et dans l’industrie. Nous pensons avoir identifié, au-delà de l’efficacité énergétique, un certain nombre de solutions dans lesquelles les énergies renouvelables peuvent jouer à nouveau un rôle prédominant, en allant les chercher là où elles sont surabondantes, donc pas chères, et en les apportant dans les zones de forte consommation, probablement sous forme de molécules plutôt que sous forme d’électrons. Avec du solaire, du vent et de l’hydroélectricité, on peut fabriquer de l’hydrogène et le transformer immédiatement dans des formes plus commodes, correspondant à ses usages finaux. Il s’agit aussi de l’ammoniac, dans ses usages industriels actuels et comme combustible dans les centrales électriques qui resteront nécessaires pour les périodes sans vent ni solaire dans nos régions. Il s’agit d’une série de combustibles allant du gaz renouvelable à des liquides renouvelables : jetfuel, essence, ou méthanol pour la chimie. Ces produits seront fabriqués sur place par un mélange de carbone extrait de l’air par la biomasse, car la réserve de biomasse est importante mais son énergie ne l’est pas. Il s’agit de profiter de tout le carbone extrait dans l’air par la biomasse pour fabriquer des carburants de synthèse avec de l’hydrogène produit avec du solaire, du vent et de l’hydroélectricité, afin d’obtenir des produits faciles à stocker, faciles à transporter d’une région à l’autre.

L’Australie, la Patagonie, le Moyen-Orient, l’Afrique du Nord ont des ressources considérables comparées à leurs besoins, tandis que d’autres régions ont des besoins plus importants que leurs ressources raisonnablement exploitables. C’est le cas du Japon, de la Corée, d’une bonne partie de l’Europe. Un certain nombre de pays membres ont d’ailleurs admis qu’ils auraient besoin d’importer de l’énergie renouvelable comme ils importent aujourd’hui massivement des produits pétroliers et du gaz. Avec les renouvelables, on va vers plus d’indépendance énergétique, mais on ne va pas vers l’autarcie énergétique partout, parce que les ressources sont très inégalement distribuées sur la planète. Il faudra trouver des formules permettant d’échanger des produits faciles à stocker, faciles à transporter, faciles à mettre à bord de véhicules, pour certains ne contenant pas de carbone - ce sera notamment le cas de l’ammoniac - et pour d’autres, contenant du carbone extrait de l’atmosphère.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Merci pour cet exposé qui décrit des perspectives intéressantes et optimistes mais délivre aussi le message qu’une accélération est nécessaire pour atteindre nos objectifs, puisqu’aujourd’hui, nous ne sommes pas dans la trajectoire fixée par l’accord de Paris. C’est aussi l’objet de la mission de donner un coup d’accélérateur.

M. Rémi Chabrillat, directeur des productions et énergies durables de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Merci de nous recevoir de nouveau, puisque nous avons déjà eu l’occasion de participer aux réflexions initiales et à quelques tables rondes. Aujourd’hui, nous avons choisi de moins parler des freins pour nous concentrer sur ce sur quoi nous pouvons et voulons aller. L’ADEME a déjà cherché à répondre à la question au travers de plusieurs exercices prospectifs que certains d’entre vous ont sans doute vus. Il s’agit d’études de vision que nous avons publiées en 2013, actualisées en 2017 et à la réactualisation desquelles nous nous apprêtons à travailler pour 2020, car le sujet est évolutif et itératif. Je vous ai remis une présentation succincte, je tiens à votre disposition des exemplaires de la synthèse des visions, qui sont aussi disponibles sur internet. Ce sont des travaux internes à l’ADEME, fondés sur des réflexions prospectives de nos équipes et enrichis progressivement par une série d’études structurantes dont certaines ont été citées en creux. L’une, réalisée avec GRDG, porte sur un mix électrique 100 % renouvelable, une autre sur un mix gaz très fortement renouvelable.

Je relèverai des convergences avec les scénarios un peu ambitieux et prospectifs qui ont été cités par les deux intervenants précédents, et je les en remercie, à savoir la maîtrise des consommations et le rythme de développement des solutions alternatives aux énergies fossiles que sont les renouvelables.

La première page de notre présentation montre « les résultats en un clin d’œil » de notre étude actualisée en 2017. Ce travail a été fait avec des perspectives ambitieuses, notamment sur toutes les technologies que nous avons imaginées, de notre point de vue, réalistes. En prenant en compte le rythme de l’évolution et les modalités du financement, nous aboutissons à des scénarios de nature à contribuer à une situation économique plus favorable, en termes de PIB, à l’horizon 2030-2050. Lors du premier exercice, nous avions un seul et unique attendu : la division par quatre des émissions de gaz à effet de serre. Pour le reste, nous avons cherché à voir comment agir à partir de ce que l’on connaît, à partir de ce que l’on anticipe, à partir des technologies accessibles et envisageables aujourd’hui disponibles à moyen et court terme. Nous avons cherché à éviter les effets magiques.

Dans ces conditions, la perspective d’évolution des consommations par rapport à une base 2010 et en reprenant les hypothèses de croissance et d’évolution de la population de l’Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE) est de moins 29 % en 2035 et de moins 45 % en 2050.

La part de la demande finale d’origine renouvelable, qui était de 10 % en 2010, pourrait être, suivant des hypothèses portant essentiellement sur un mix électrique, de 34 % à 41 % en 2035 et de 46 % à 69 % en 2050.

En termes d’émissions de CO2, compte tenu des hypothèses mentionnées, nous avons du mal à obtenir la division par quatre des émissions, puisque nous serions plutôt à 72 % de baisse qu’à 75 %.

Concernant les grandes hypothèses pour la demande d’énergie, nous avons retenu un effort important de la rénovation dans le bâtiment : 500 000 puis 750 000 rénovations thermiques en moyenne par an dans le résidentiel, des équipements de chauffage performants et la généralisation des équipements électroménagers les plus performants. C’est un sujet que tout le monde voit, et ces objectifs ont été repris.

Nous avons élaboré des visions en 2013, en raison de l’organisation du premier débat national sur la transition énergétique, et nous les avons réactualisées en 2017 pour alimenter la préparation de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Entre-temps, nous avions contribué à l’élaboration de la loi de transition énergétique. Les grandes masses se retrouvent et sont cohérentes, notamment l’objectif de rénovation qui est aujourd’hui le plus compliqué. C’est celui sur lequel nous avons du mal à démarrer, même si un certain nombre de mesures déployées depuis quelques mois vont dans ce sens et rejoignent ce qu’a évoqué notre collègue de l’association négaWatt : tiers financement, coût zéro pour le consommateur ou l’usager. L’idée des travaux à un euro va dans ce sens.

En matière de transports, nous avons retenu une amélioration des motorisations et la pénétration progressive de nouvelles motorisations. Je laisserai mon collègue Jérôme Mousset s’exprimer sur ce sujet, puisque vous souhaitez un focus sur les déplacements, voire sur les biocarburants. Nous prenons aussi en compte la possibilité évoquée tout à l’heure d’une évolution des choix d’aménagement et d’urbanisme, visant une recentralisation sur la ville et l’inversion de la tendance à l’étalement urbain qui pose des problèmes, y compris en termes de consommation d’espaces agricoles dont nous avons besoin pour faire tout ce que nous envisageons avec la biomasse dans les domaines de l’énergie, des matériaux et de la chimie.

Dans l’industrie, nous avons maintenu des hypothèses de croissance de la production physique et des gains d’efficacité énergétique. Nous savons qu’il existe des gisements conséquents d’efficacité énergétique dans l’industrie, même si celle-ci a déjà fait des progrès de ce point de vue, sans oublier le développement de l’économie circulaire, le recyclage des matières.

Concernant l’agriculture, nous avons retenu la réduction des pertes, l’évolution des pratiques agricoles vers des modes intégrés et raisonnés.

Nous soulignons la nécessité d’un engagement rapide de la transition, en particulier dans les transports.

Dans les hypothèses, nous avons prévu que certains leviers à long terme seraient saturés. À un moment donné, nous ne pourrons pas prélever plus de biomasse.

Nous avons présenté une répartition des mix en termes de sources envisagées. À noter, la part croissante prise par l’électricité, mais dans un contexte de baisse globale des consommations, de sorte que la production resterait à peu près identique.

M. Jérôme Mousset, chef du service « Forêt, alimentation et bioéconomie » de l’ADEME. Dans nos scénarios, nous partons de l’hypothèse d’une réduction de 60 % de la consommation d’énergie dans le transport à l’horizon 2050, avec toutes les solutions disponibles : mobilité, télétravail, etc. À partir de là, nous avons fait une évaluation du mix énergétique du transport, orienté progressivement vers trois vecteurs : les biocarburants, l’électricité et le gaz.

Nous avons retenu l’hypothèse de 16 % de biocarburants dans le mix énergétique du transport, ce qui correspond à peu près au niveau de consommation actuel. Nous n’avons donc pas envisagé un scénario d’explosion de l’usage des biocarburants mais plutôt de stabilité, compte tenu de la réduction de la consommation. Nous faisons l’hypothèse d’une évolution de la première vers la deuxième génération de biocarburants à l’horizon de 2050, conformément aux directives européennes, notamment la directive « RED 2 » actuellement en discussion. Toutefois, l’émergence de la deuxième génération n’est pas pour tout de suite. Elle consiste à valoriser des ressources ligneuses en biocarburant sous toutes ses formes. Quelques projets pilotes montrent que la maturité technologique et économique n’apparaîtra pas immédiatement. Il faut poursuivre l’innovation et l’accompagnement des entreprises dans ces solutions.

Un autre point qui nous semble stratégique pour les biocarburants – mais aussi, plus largement pour les autres énergies – est la disponibilité de la ressource en biomasse. Elle est renouvelable mais limitée et doit être utilisée au mieux. Dans nos scénarios, quand on additionne tous les besoins en énergie, on aboutit au doublement de la ressource en biomasses, forestières et agricoles, d’ici à 2050.

Trois points nous paraissent importants.

Premièrement, il faut mieux connaître la ressource disponible à l’échelle des territoires. Nous travaillons avec les organismes forestiers et agricoles pour produire des références en vue d’évaluer les plans d’approvisionnement, avec des situations complètement différentes dans le monde de la forêt et dans le monde agricole.

Le deuxième point concerne l’articulation des usages. Plus les technologies avancent, plus les filières deviennent poreuses. Avec de la biomasse, on peut faire de plus en plus de choses, et toutes les filières s’appuient sur la même ressource. Nous avons donc besoin d’une vision globale sur la ressource disponible, forestière, agricole ou algues, avec l’ensemble des usages, et d’éviter les raisonnements en silo.

Le troisième point concerne la durabilité des filières, donc l’évaluation environnementale de chacune d’entre elles, car les bilans sont différents selon les ressources utilisées. Les bilans énergétiques des carburants sont fiables et bons. Les bilans de gaz à effet de serre sont différents selon les filières et font toujours l’objet de débats scientifiques, notamment eu égard au changement d’affectation des sols. Dans le cadre de la directive « RED 2 », il s’agit d’identifier les carburants à fort risque de changement d’affectation des sols, qui devraient sortir progressivement du mix énergétique.

M. Mathieu Saujot, coordinateur des travaux sur la fiscalité écologique du programme climat de l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Je suis heureux de vous présenter les travaux de l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI), institut de recherche basé à Sciences Po, qui entend jouer un rôle de think tank entre les responsables de la recherche et des politiques publiques. Je formulerai des éléments de vision par trois entrées concrètes, l’une technique, l’autre sociétale et la dernière relative au pilotage politique de la transition.

Du point de vue technique, nous partageons le constat sur l’insuffisance de notre capacité d’action pour répondre à l’enjeu de la rénovation de logements. Nous manquons grandement de données pour piloter cette politique. Nous voyons bien que nous n’agissons pas au rythme souhaité, mais nous avons peu de données précises sur le nombre de logements et le niveau de la qualité de rénovation à viser. Nous constatons une réelle insuffisance de l’ampleur de la rénovation. Le gain unitaire après une rénovation n’est pas cohérent avec l’objectif en termes de bâtiments basse consommation à 2050, au risque, comme le disait Yves Marignac, de tuer le gisement par une approche à petits pas. Nous soulignons l’intérêt de fusionner les aides financières en une aide globale à la hauteur de l’ambition annoncée. Il faut unifier la diversité des aides existantes afin d’apporter une aide globale porteuse de promesses de rénovations d’une ampleur suffisante. Cela existe déjà. Beaucoup d’acteurs locaux apportent des aides globales. Avec son programme « Habiter mieux », l’Agence nationale de l’habitat (ANAH) en apporte une aussi, et produit des données d’évaluation de qualité. Néanmoins, si un consensus existe pour apporter l’aide globale nécessaire, il ne faut pas sous-estimer le besoin de structuration de l’offre de rénovation de la part de ceux qui vont réaliser les travaux, la gestion de l’avant-travaux et de l’après-travaux, en réponse à cette aide. Structurer progressivement les offres de rénovation est un enjeu important pour piloter la transition.

Le deuxième point notable sur la vision de long terme est d’ordre sociétal et a trait aux modes de vie et aux comportements. Ces sujets sont souvent insuffisamment traités dans les travaux prospectifs et les grandes stratégies. On ne sait pas toujours comment les qualifier ni les chiffrer. L’association négaWatt a réussi depuis longtemps à quantifier les efforts de sobriété, mais c’est une exception. On a du mal à identifier la faisabilité des politiques. En quoi doivent consister des politiques de changements de modes de vie ou de comportements ? Au plan international, les derniers travaux du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) font naître des interrogations fortes sur les comportements et les modes de vie, notamment parce que, dans une perspective de limitation de la hausse moyenne des températures à 1,5 degré, à même d’éviter le recours à des technologies incertaines de stockage du carbone à long terme, on se demande comment agir plus fortement sur la demande et la sobriété. Il s’agit d’un véritable vrai enjeu politique.

En outre, il importe de ne pas céder à la tentation de placer ces changements à un niveau purement individuel, comme cela a été le cas pour la taxe carbone, avec les résultats qu’on connaît. Vouloir responsabiliser le changement à un niveau individuel se heurte à un certain nombre de blocages. J’indique d’ailleurs que l’IDDRI rendra public, la semaine prochaine, le fruit de ses réflexions au sujet de la taxe carbone. De tels changements sont collectifs. Les travaux de l’ADEME et de négaWatt le rappellent en évoquant la structuration de la mobilité et notre accès à l’alimentation. Un des enjeux des prochaines années est de mieux outiller les politiques publiques, ce qui renvoie à votre introduction : comment rendre désirable une vision de la transition énergétique à long terme ? Beaucoup de leviers restent aujourd’hui inutilisés, dont le marketing. Dans un rapport récent du World Business Council for Sustainable Development (WBCSD), des responsables du marketing déclaraient qu’ils avaient la responsabilité de vendre des produits dans un monde qui n’est plus le monde du « toujours plus ». Il existe des enjeux concrets et nous allons travailler dans la perspective de la future stratégie nationale bas-carbone (SNBC) avec l’ADEME et la DGEC, notamment sur un meilleur traitement de la demande.

La troisième entrée est le pilotage politique et la gouvernance de la transition. À l’IDDRI, nous nous réjouissons de la création du Haut Conseil pour le climat (HCC). En juillet, nous avions rédigé une étude sur le comité britannique, afin d’inciter à aller dans cette direction. Nous pensons que l’Assemblée nationale a un rôle à jouer pour que ce Haut Conseil agisse utilement pour la transition. Je me fais l’écho du point de vue de mes collègues en disant qu’à l’exemple de ce qui se fait en Grande-Bretagne, le Haut Conseil devrait rendre compte directement de ses travaux à l’Assemblée, lesquels devraient être utilisés pour le suivi et l’évaluation de la transition. Nous avons publié en septembre un rapport d’évaluation de l’état d’avancement de la transition, pointant qu’on se lançait dans une révision de la SNBC malgré une évaluation insuffisante de ce qui marche et de ce qui marche moins bien. Le HCC aurait donc, avec l’Assemblée, un rôle très important à jouer dans ce travail d’évaluation. En outre, à l’instar de la Grande-Bretagne, le Gouvernement devrait rendre compte devant le Parlement de l’évaluation réalisée par le Haut Comité. Cela nous paraît cohérent avec la logique des budgets carbone et de la révision de la SNBC. C’est bien dans cette logique qu’on doit construire la transition par morceau. En cohérence avec la loi de transition énergétique, il conviendrait de muscler l’usage de ce Haut Conseil.

M. Gaëtan Lechantoux, directeur général adjoint du pôle technique de la communauté urbaine d’Arras. Je présenterai notre contrat de transition écologique (CTE). La communauté urbaine d’Arras (CUA) est depuis longtemps engagée dans la transition énergétique. Dès 2016, nous avions lancé une étude importante, qui a duré plus de deux ans, afin d’établir un diagnostic et de définir des objectifs. Les conclusions en ont été livrées en novembre 2017. Le président, qui était aussi vice-président du conseil régional, et très actif dans le domaine de la transition énergétique, a interpellé M. Sébastien Lecornu, ministre auprès de la ministre de la cohésion des territoires, qui est venu annoncer, le 11 janvier 2018, que la CUA était retenue pour élaborer le contrat de transition écologique. Souhaitant un avancement rapide du dossier, il nous a donné trois mois pour élaborer ce contrat avec les services de l’État capable de produire trente ans de fruits. Le ministre souhaitait donner la main aux territoires, puisque ce sont eux qui connaissent le mieux leurs besoins et parce que c’est la bonne échelle pour agir. Il considérait que les services de l’État devaient jouer un rôle de facilitateurs auprès des collectivités et faire droit à l’expérimentation afin de contribuer à simplifier les normes.

Cette forte volonté politique locale a permis de mobiliser 400 acteurs publics ou privés, bien impliqués dans la démarche, avec des ambitions fortes pour le territoire : obtenir une production d’énergie à hauteur de 42 GWh d’ici quatre ans, produire 47 GWh d’énergie renouvelable sur le territoire sur le territoire et créer 130 emplois. La trajectoire à horizon 2050, c’est que 40 % de notre consommation d’énergie soit désormais locale.

Nous avons retenu 100 principales actions concrètes et réalistes, que nous sommes capables d’atteindre, avec le concours d’acteurs publics et privés. Elles sont articulées autour de cinq axes : les énergies renouvelables, la mobilité, les ressources du territoire, les performances énergétiques du patrimoine et les espaces naturels, car il s’agit d’un contrat de transition écologique. Les principales actions sont : la construction d’un technocentre avec un partenariat public et privé, qui représente 70 % des nouveaux apports énergétiques ; le basculement de la flotte de véhicules publics – bus, bennes à ordures ménagères – en filière gaz ; le développement du transport en commun pour tous sur le territoire, y compris en milieu rural ; le développement des modes de déplacement doux, surtout pour les trajets domicile-travail ; le traitement des points dangereux à certains carrefours ; l’accompagnement au changement en ingénierie et en aides financières nos communes membres ; la réhabilitation de nos bâtiments en label « bâtiment basse consommation » (BBC) et la construction de nouveaux bâtiments en énergie positive.

À cela s’ajoute la sensibilisation des habitants et des enfants dès l’école.

Dans le cadre d’un contrat, la communauté urbaine a désigné un référent qui suivra aussi bien les actions publiques que les actions privées afin de s’assurer du respect la trajectoire et de l’avancement de nos dossiers, avec un soutien de l’État si nécessaire. Il est prévu la réunion annuelle d’un comité de pilotage avec le préfet, le président de la communauté urbaine et le président de la région, afin de procéder éventuellement à une adaptation du contrat, dont la durée sera de quatre ans.

À titre d’exemple, pour le seul budget 2019 que nous voterons ce soir, les actions labellisées CTE représentent déjà 20 millions d’euros. La collectivité va ainsi consacrer chaque année plus de 20 millions d’euros à la transition énergétique, sachant que les bailleurs, les partenaires publics et privés compléteront par des financements importants.

Le secteur public et le secteur privé, tous les organismes de formation nous suivent, mais il faut pouvoir embarquer les habitants. Nous y travaillons avec les réseaux sociaux et nos commissions thématiques.

Concernant les freins, tout le monde repousse à demain le changement de comportement. Nous disons tous qu’il faudrait faire quelque chose, mais il faudrait passer du « nous » au « je ».

Les procédures d’instruction des services de l’État sont aussi un frein. Bien qu’on nous dise que nous avons droit à l’expérimentation et que les normes peuvent être simplifiées, dès qu’on le demande, on nous le déconseille sous couvert de fragilisation de la procédure.

De plus, nous souhaiterions un retour de la fiscalité écologique vers le local pour conforter la démarche.

Nous constatons aussi toujours des freins de la part du ministère. Malgré la volonté politique forte du ministre, l’élaboration des documents est toujours longue. La mise en œuvre du CTE en a apporté la preuve. Il a fallu un coup de force politique pour réussir à le signer dans le délai de neuf mois.

M. Pierre Forgereau, directeur de territoire Artois-Cambrésis Hainaut. La création du technocentre est une des cent actions de notre contrat de transition écologique. Il vise à produire 70 % de l’énergie renouvelable.

Le projet de technocentre comporte trois volets. Il vise, d’abord, à produire du biogaz et à le réinjecter dans le réseau grâce à une unité de production industrielle apparaissant comme une filière viable pour d’autres porteurs de projet. Il est, ensuite, une plateforme d’innovations et de recherche et développement visant à accompagner le développement de la filière de méthanisation dans la région des Hauts-de-France au travers d’une construction adaptée, en vue de « plugger » des équipements, des sondes et tous les matériels que les entreprises peuvent développer. Il est, enfin, une interface de tous les organismes régionaux de formation de différents niveaux, des métiers de terrains aux porteurs de projets.

Ce projet est porté par un partenariat public et privé, associant la communauté urbaine d’Arras, le syndicat mixte Artois valorisation (SMAV), qui gère le traitement des déchets de trois collectivités, dont la communauté urbaine d’Arras (CUA), et deux acteurs privés, Veolia et Engie, qui ont créé une société de droit privé pour monter ce projet. Nous en sommes à la phase d’étude et nous avons lancé un certain nombre de démarches administratives.

Les principaux freins sont d’ordre réglementaire. Ils concernent le statut des intrants. Le non-mélange des boues et le non-mélange de la fragmentation fermentescible des ordures ménagères sont des freins majeurs au développement du projet. On passe à côté d’incroyables pouvoirs méthanogènes de la biomasse. Les boues n’ont pas un grand pouvoir méthanogène mais, dans un mix d’intrant, elles ont un pouvoir de stabilisation de la méthanisation qui, dès lors, nous échappe. Il en est de même pour la foam issue des centres de tri présents tout à côté du technocentre.

Un autre frein est l’instabilité des normes, notamment en vue du rachat du biogaz. En effet, la nouvelle PPE pourrait instaurer des appels d’offres au-dessus de 15 GWh par an, ce qui impacterait le technocentre. Selon les estimations, le projet perdrait 500 000 euros de chiffre d’affaires par an, autrement dit, cette action ne se ferait pas.

Les délais d’instruction par les services de la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) ou de la direction départementale des territoires et de la mer (DDTM) sont aussi un frein. On met les délais les uns derrière les autres sans pouvoir les superposer. Par exemple, nous travaillons depuis neuf mois avec les services de l’État pour savoir quelle réglementation appliquer sur chacun des digesteurs.

L’acceptabilité est un autre frein, moins pour le technocentre, même si nous restons vigilants, que pour la filière de méthanisation agricole, industrielle ou pour la collectivité, qui souffre d’un gros problème médiatique. Des projets sont décriés à tort par manque de communication préventive nationale sur l’intérêt de la filière dans le cadre de la PPE. Les risques d’explosion sont fortement erronés, les risques liés aux odeurs sont pris en compte dans la construction des nouveaux projets, etc. Un déficit d’acceptabilité peut empêcher des projets de se faire.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Vous avez tous pointé la nécessité d’accélération, puisque nous sommes bien en deçà des objectifs que nous nous sommes collectivement fixés à l’échelle mondiale, notamment dans l’Accord de Paris. La PPE, telle qu’elle a été proposée, vous semble-t-elle suffisamment ambitieuse pour atteindre ces objectifs, notamment en termes de développement des énergies renouvelables et quant aux appels à projets prévus, dont certains nous semblent en deçà des possibilités d’action ?

Vous avez évoqué la stabilité et la lisibilité des politiques de soutien, ainsi que l’acceptation sociale. Pensez-vous que les citoyens sont suffisamment associés à la définition des objectifs avant la définition et la mise en œuvre des mesures politiques ? Sans doute seraient-ils plus enclins à l’acceptation s’ils se sentaient plus concernés, d’où la création de la plateforme de consultation dont a parlé M. le rapporteur, qui connaît déjà un grand succès.

Enfin, nous avons mis en place ce matin une commission d’enquête sur le fléchage de la fiscalité. Quelle fiscalité pèse aujourd’hui sur le consommateur ? Où va-t-elle ? Finance-t-elle réellement les énergies renouvelables ou la transition énergétique ? Ce sera aussi l’occasion, en collaboration avec notre mission, de lever un certain nombre de freins et d’orienter les objectifs de manière plus efficace et plus pertinente.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Merci pour toutes vos présentations. Je reviendrai sur l’utilisation de la biomasse. Alors que je suis dans le sujet, je bute sur la quantification. Pour la mobilité comme pour le chauffage, on la dit limitée pour ne pas empiéter sur les surfaces agricoles alimentaires, et j’y souscris entièrement. Mais de combien dispose-t-on sans attaquer la surface alimentaire ? Répondre à la question permettrait de résoudre d’autres problèmes. Une fois cette masse connue, à quoi l’utiliser ? Dans une autre table ronde, le représentant de l’association négaWatt avait préconisé l’utilisation du biogaz pour les véhicules et des pompes à chaleur électriques pour le chauffage. C’est un scénario possible mais ce n’est pas la tendance actuelle puisqu’on réinjecte systématiquement le biogaz dans le réseau. Cela nous donne d’autres idées. Moi le premier, quand j’ai un méthaniseur dans ma campagne, je me demande pourquoi ne pas alimenter les villages en biogaz. On entre ainsi dans une concurrence d’utilisations.

Il y a aussi une concurrence entre les types d’utilisation de la biomasse. Pour la mobilité, combien réserver à l’électricité et combien réserver à la biomasse ? Doit-on utiliser la biomasse pour faire du biogaz, de l’éthanol ou du biodiesel ? J’ai tenté de clarifier ce point, hier, dans le cadre de la discussion du projet de loi d’orientation des mobilités (LOM). On m’a répondu que, n’étant pas dans une économie socialiste, on n’allait pas dire ce qu’il faut faire. Il y a néanmoins des directions à trouver. C’est pour moi un élément déterminant de la mission.

M. Cédric Philibert. Je fournirai quelques éléments de réponse aux questions de M. le rapporteur au sujet de la biomasse. Je n’ai pas de chiffres à l’échelle nationale mais, à la suite d’une étude que nous avons réalisée, il y a deux ans, en vue de déterminer comment mobiliser de façon soutenable la biomasse au plan mondial, il est apparu que le volume de biomasse utilisable pouvait être doublé. Des travaux que nous avons conduits plus récemment montrent que dans un certain nombre de pays, des quantités très importantes de déchets végétaux brûlés en plein air, en pure perte, sauf pour la pollution atmosphérique, pourraient être utilisées de façon énergétique, y compris dans un pays comme la Chine dont on pouvait penser qu’il était plus en avance sur le sujet.

Nous sommes bien entendu conscients de la nécessité d’être attentifs aux bilans et au fait qu’il faut se garder d’épandre des quantités phénoménales d’engrais pour faire pousser des végétaux, alors qu’on pourrait utiliser directement l’énergie qui a servi à faire l’engrais. On entre en conflit non seulement avec la production alimentaire mais aussi avec la biodiversité. Mais il y a tout de même du potentiel, notamment dans les déchets et, comme l’a souligné l’ADEME, grâce à la deuxième génération. Quelques usines réalisent des expérimentations. Elles rencontrent parfois des difficultés, mais progressent vers la deuxième génération.

En outre, il faut cesser de regarder la biomasse comme une source d’énergie pour la considérer plutôt comme une source de carbone contenant un peu d’énergie. Ce carbone est neutre, puisque pris dans l’atmosphère, il peut y retourner sans dommage. Quand on fabrique des biocarburants ou du biogaz, on utilise un tiers ou un quart du carbone, le reste étant renvoyé dans l’atmosphère sous forme de CO2. Si on a une autre forme d’énergie, par exemple de l’hydrogène, on peut le faire réagir avec le CO2 et produire des carburants de synthèse, en volume jusqu’à quatre fois plus important qu’avec la seule énergie de la biomasse. Regardons la biomasse d’abord comme une source de carbone et secondairement comme une source d’énergie.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Par exemple, peut-on produire une certaine quantité de méthane et la réinjecter de l’hydrogène pour doubler la quantité obtenue ?

M. Cédric Philibert. C’est tout à fait possible, mais ma préférence va aux carburants liquides, plus commodes d’emploi pour la mobilité. Comme l’électricité, la biomasse est versatile et peut servir à beaucoup de choses mais elle ne peut pas faire tout à la fois. Je ne suis guère tenté de mettre des quantités phénoménales de biogaz ou de gaz renouvelable dans les véhicules. Les liquides ont le mérite de la simplicité. Pour les bâtiments, on considère que la pompe à chaleur atteint sa limite dans les pays froids sujets à des pics de basse température, lesquels, de surcroît, exigent un appel d’énergie très important. Vouloir répondre à ce besoin uniquement par l’électricité, même avec des pompes à chaleur efficaces, c’est risquer de surbâtir le système électrique aux dépens des réseaux de gaz, au moins dans les centres urbains. Or le stockage du gaz est beaucoup plus commode que le stockage de l’électricité. Il faut garder un peu de chauffage au gaz en combinaison avec les pompes à chaleur pour écrêter les points de froid, et utiliser ainsi la méthanation.

M. Rémi Chabrillat. Il convient de s’interroger sur le gisement et sur l’articulation des usages plutôt que sur leur hiérarchisation, en fonction de leur rendement, de leur facilité de production, des moments, de la situation des gisements et des besoins de tel ou tel territoire, car la mobilité intégrale de la ressource n’est pas évidente. Par exemple, à tel endroit, on s’orientera plutôt vers certains usages directs du bois, notamment si l’on peut obtenir un rendement maximal pour alimenter un réseau de chaleur qui irriguera des bâtiments performants. La question de l’articulation doit être considérée d’une manière pragmatique en fonction des situations, des productions et des besoins locaux.

Les ordres de grandeur sont ceux qui ont été évoqués. Comme dans ces travaux de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) que je ne connaissais pas, on table aussi sur une augmentation de la mobilisation de biomasse en France de l’ordre du doublement. À partir d’un certain nombre d’études que nous avons réalisées, dont un important travail sur la ressource forestière entrepris il y a trois ans avec l’Institut national de l’information géographique et forestière (IGN) et l’Institut technologique FCBA, nous considérons que c’est un objectif atteignable, mais il exige des efforts et des évolutions, notamment des leviers capables de mobiliser la forêt.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Doublement par rapport à quoi ?

M. Rémi Chabrillat. Par rapport au niveau actuel de mobilisation.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Pouvez-vous répondre à la question relative aux objectifs de la PPE ?

M. Rémi Chabrillat. Nous y avons fortement contribué et nous y retrouvons beaucoup d’éléments que nous avons apportés. Le principal sujet est l’ambition donnée à la mise en œuvre des segments pour la maîtrise des consommations plutôt que l’ambition de la PPE proprement dite, ne serait-ce que parce que c’est la PPE de la France et que nous sommes un établissement public de l’État.

La PPE avance différentes hypothèses donnant des résultats différents selon que l’on retient la fourchette haute ou la fourchette basse de la production et des consommations. Nous sommes parfaitement en phase avec les hypothèses de la fourchette basse, mais cela demande de l’ambition.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Donc, la PPE est adaptée. Il faut maintenant les mesures politiques et de mise en œuvre nécessaires pour atteindre les objectifs.

M. Rémi Chabrillat. Les objectifs les plus ambitieux, notamment en ce qui concerne la consommation !

M. Jérôme Mousset. Concernant l’important sujet de la quantification de la biomasse, il convient de distinguer la forêt et l’agriculture. Concernant la forêt, la ressource disponible est quantifiée, et la question est de savoir quels moyens économiques mettre en œuvre pour la valoriser. Du côté de l’agriculture, la totalité de l’espace agricole étant déjà utilisée, l’évaluation est plus complexe à réaliser, en raison des effets de concurrence possibles avec d’autres usages, alimentaires ou non. La question doit être traitée en fonction des évaluations environnementales relatives aux changements d’affectation des sols. Il convient notamment d’évaluer l’impact indirect de l’expansion d’un produit quel qu’il soit sur des changements d’affectation ailleurs que dans le pays.

L’intérêt des scénarios est d’offrir une vision globale. On ne peut dissocier l’évaluation de la part de biomasse agricole disponible pour l’énergie d’un autre usage lié à l’évolution des régimes alimentaires. Selon la manière dont ils vont évoluer, il y aura plus ou moins d’espace disponible pour autre chose. Notre scénario d’un possible doublement des ressources de la biomasse pour les usages énergétiques repose sur l’hypothèse du maintien du potentiel nourricier actuel et exclut la concurrence entre les usages.

La question de plus en plus stratégique est celle de l’articulation de la biomasse avec l’ensemble des usages concurrents disponibles. Nous travaillons sur des outils destinés à cartographier ces flux en vue de faire des propositions de meilleurs usages possibles eu égard aux services environnementaux que l’on cherche à apporter. Nous avons une seule biomasse disponible pour différents usages.

M. Pierre Forgereau. Au regard du projet que nous pilotons avec la communauté urbaine d’Arras, l’ambition de la PPE nous inspire des craintes. Si elle est mise en place, ce projet de méthanisation territoriale – 85 % des gisements se trouvent dans un rayon de 50 mètres autour de l’implantation prévue - pourrait ne pas voir le jour. On ne les met pas sur la route, ils sont là. Le périmètre de recherche d’intrants est inférieur à 20 kilomètres. Or, compte tenu de la baisse du prix de rachat prévu par la PPE, ces intrants iront ailleurs. Un industriel dont les installations se trouvent à 4 kilomètres du site envoie ses déchets à 120 kilomètres, en Belgique, parce qu’il a plus intérêt à le faire qu’à les envoyer dans une usine de méthanisation toute proche. Si la PPE considère la filière de méthanisation comme aujourd’hui mature, alors qu’elle a besoin de trois à quatre ans pour devenir plus productive, plus efficace et réduire les coûts, donc baisser les tarifs de rachat, des projets globalement bons risquent d’être reportés ou arrêtés.

M. Yves Marignac. Concernant la vision globale du rôle du citoyen et la faisabilité de politiques de long terme, pour reprendre votre expression, monsieur le rapporteur, nous ne sommes pas dans une économie socialiste mais, en l’occurrence, nous sommes confrontés à une situation inédite. Dans des démocraties rythmées par des temps courts comparés à ceux des logiques planificatrices que nous avons connues par le passé, dans nos sociétés d’économie libérale dont les acteurs économiques raisonnent rarement en temps long, nous devons inscrire dès aujourd’hui toutes nos actions pour la transition énergétique dans une perspective à long terme. Je dis bien toutes nos actions, puisque les impératifs de neutralité carbone et de soutenabilité en général nous imposent de traiter non seulement de la question climatique mais aussi de la biodiversité, des usages des sols et des matériaux. Dès lors, nous avons besoin de nouvelles politiques. Ce que disait Mathieu Saujot au sujet de la sobriété, nous le traduisons par la nécessité de politiques publiques organisant de manière douce les changements de comportement. Nous avons plein d’idées en ce domaine.

Nous avons besoin de visibilité en matière de fiscalité. Rendre lisible la fiscalité, son rôle et la manière dont les taxes comme la taxe carbone pourront exercer un effet de levier pour la transition représente un enjeu fondamental.

Nous devons aussi associer les citoyens. Nous avons quelques retours d’expérience à la suite des dispositifs citoyens mis en place dans le débat national sur la transition énergétique ou, plus récemment, du débat public sur le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie. Dès lors qu’on associe les citoyens, dès lors qu’ils intègrent que l’effort ne reposera pas sur leur seul comportement et qu’on leur propose de s’inscrire dans un effort collectif des collectivités et des acteurs économiques, ils comprennent la nécessité et l’opportunité de la transition énergétique et sont prêts à s’y engager beaucoup plus qu’on ne l’imagine.

Je n’ai pas en tête le coefficient multiplicateur d’usage de la biomasse dans le scénario de négaWatt. Il repose, en tout cas, sur la multiplication par 3,5 de l’ensemble de la production d’énergie renouvelable.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. C’est-à-dire 45 térawatts-heures ?

M. Yves Marignac. Bien plus que ça ! Il s’agit de la multiplication par 3,5 de la production d’énergie renouvelable dans laquelle la biomasse, essentiellement la biomasse solide et le biogaz, fournit pratiquement la moitié de la production énergétique. On ne doit pas être très loin des chiffres de l’ADEME. Dès lors qu’on fixe le même cadre de réflexion pour ces visions prospectives et qu’on réfléchit aux mêmes types de contraintes, on aboutit aux mêmes conclusions.

Il est essentiel de mobiliser le potentiel de la biomasse, d’abord pour autre chose que l’énergie, ensuite pour l’énergie. La combustion représente aujourd’hui 75 % de nos besoins en énergie, et il est difficile d’envisager d’obtenir cela par l’électrification sans garder de la combustion à base de biomasse. Nous avons donc besoin de biomasse combustion, mais pour maintenir ou libérer ce potentiel, il est indispensable d’agir dans les domaines de l’utilisation des sols, de la logique de la mobilité, de l’urbanisme, de l’aménagement du territoire et sur les besoins. Je rejoins ce qui a été dit sur les changements de modes alimentaires, notamment vis-à-vis de la part carnée, ainsi que sur les modes de productions agricoles. Dans le scénario de négaWatt, toute la biomasse provient de coproduits ou sous-produits d’usages prioritaires de la biomasse pour l’alimentation et pour la production de matériaux.

En outre, il convient de bien réfléchir aux notions d’usages, d’infrastructures et de ressources. D’où l’importance pour nous de valoriser le réseau gaz est de s’orienter vers un usage gaz, y compris à terme vers le power to gas comme clé de voûte du système, et d’être toujours très vigilant sur les conditions d’usage de la biomasse au regard de la soutenabilité.

De notre point de vue, la PPE marque un glissement préoccupant des objectifs de la loi. Il est paradoxal de voir, quatre ans après l’adoption de la loi de transition énergétique, une PPE qui appelle à réviser les objectifs de la loi, alors que la logique serait d’avoir une PPE conforme à ses objectifs. La PPE s’écarte aussi de la SNBC. Nous nous retrouvons bien davantage dans la vision à long terme de la SNBC, malgré des divergences avec le scénario défendu par la DGEC. La PPE marque un glissement de l’approche formulée dans l’article 1er de la loi relative à la transition énergétique, favorable la sobriété et à l’efficacité de la part des énergies renouvelables, vers du tout-électrique décarboné. Porté par l’illusion de la facilité à court terme, celui-ci représente un vrai danger potentiel à long terme. D’une façon générale, les objectifs de la PPE en matière d’énergies renouvelables et plus spécifiquement de biomasse – je ne reviens pas sur les évolutions des mécanismes pour le biogaz – sont pour nous des signaux d’alerte inquiétants sur un glissement de la vision politique de la transition énergétique et une perte de vue de l’importance d’actions permettant d’aller au bout d’une trajectoire et d’atteindre les objectifs de long terme.

M. Mathieu Saujot. Pour évaluer le gisement de biomasse disponible pour produire de l’énergie, il convient de faire des hypothèses sur le système agricole et sur les régimes alimentaires. Des collègues ont réalisé une étude pour déterminer s’il serait possible de nourrir l’Europe en 2050 avec un scénario d’agroécologie. Ils ont fait une hypothèse sur le régime alimentaire et sur la quantité de biomasse ou de surface à préserver pour produire de l’énergie. Ils ont pu identifier l’importance de ce gisement selon les trajectoires ou les choix politiques.

M. Rémi Chabrillat. Est-ce qu’ils arrivaient à boucler ?

M. Mathieu Saujot. Ils arrivaient à boucler.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Merci beaucoup pour vos interventions très utiles et intéressantes, de nature à enrichir la réflexion de la mission d’information.

La table ronde s’achève à midi trente.

23. Jeudi 21 mars 2019 : Audition, en table ronde, ouverte à la presse, sur la chaleur renouvelable : – Mme Catherine Trautmann, vice-présidente de l’Eurométropole de Strasbourg, et M. Constant Espargilière, conseiller technique ; – M. Rémi Chabrillat, directeur « production et énergies « de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) ; – M. Jean Riondel, président et directeur technique de la start-up Minigreenpower, et M. Pierre du Baret, directeur général et directeur commercial ; – Mme Julie Purdue, déléguée générale adjointe d’Amorce, association des collectivités territoriales et des professionnels ; – M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE), et Mme Marie Descat, secrétaire générale du Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine (SNCU).

L’audition débute à neuf heures trente-cinq.

M. le président Julien Dive. Bonjour à toutes et à tous. Merci d’avoir répondu à l’invitation de la mission d’information relative aux freins à la transition énergétique. Je rappelle que, créée par la Conférence des présidents de l’Assemblée nationale en juillet 2018, elle est entrée en fonction en septembre 2018 et a depuis réalisé une vingtaine d’auditions et organisé une série de déplacements.

Notre mission est notamment composée d’un président, de trois vice-présidents – je serai d’ailleurs remplacé vers dix heures et demie par Marie-Noëlle Battistel – et d’un rapporteur, Bruno Duvergé, à qui je donnerai la parole avant de vous entendre.

Les auditions de notre mission d’information sont ouvertes à la presse et enregistrées.

Nous n’avons pu répondre à toutes les demandes d’audition. C’est pourquoi nous avons mis en ligne, le 6 mars dernier, une plateforme de consultation sur le site internet de l’Assemblée nationale, sur laquelle vous pourrez compléter vos interventions si vous estimez vous être insuffisamment exprimés. Suivant une démarche inédite, elle est ouverte à tous, aux citoyens comme aux professionnels, jusqu’à mi-avril, et depuis quinze jours, elle a déjà recueilli quelque deux mille contributions. Vous avez la possibilité de vous y exprimer sur les sept thématiques - la mobilité durable, l’économie d’énergie, le rôle des groupes industriels, le développement des nouvelles énergies renouvelables, les pratiques usuelles, la fiscalité et l’organisation territoriale de la transition énergétique - autour desquelles sont articulées nos auditions. C’est pourquoi nous avons souhaité vous auditionner ce matin sur la chaleur renouvelable.

Nous recevons ce matin : M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE), et Mme Marie Descat, secrétaire générale du Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine (SNCU) ; M. Rémi Chabrillat, directeur « production et énergies durables » de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) ; M. Jean Riondel, président et directeur technique de la start-up Minigreenpower, et M. Pierre du Baret, directeur général et directeur commercial ; Mme Julie Purdue, déléguée générale adjointe d’Amorce, association de collectivités territoriales et des professionnels ; Mme Catherine Trautmann, vice-présidente de l’Eurométropole de Strasbourg, et M. Constant Espargilière, conseiller technique.

Vous disposerez chacun d’un temps de parole limité à cinq ou six minutes, car nous devrons en avoir terminé à onze heures, pour enchaîner avec une autre audition.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Madame, messieurs, bienvenue à toutes et tous. Je rappellerai que les travaux de notre mission sont articulés autour de sept thèmes : la vision du paysage énergétique de notre pays d’ici dix, vingt ou trente ans ; le développement des filières d’énergie renouvelable, dont la chaleur fait partie ; les mobilités ; les économies d’énergie ; l’appropriation de cette transition par les territoires avec une énergie devenant décentralisée ; la fiscalité et la transformation des grands groupes d’ici vingt à trente ans.

M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE). Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames, messieurs, la Fédération des services énergie environnement (FEDENE) réunit des sociétés de services énergétiques. Elle conçoit, met en œuvre et exploite dans la durée des solutions contribuant à la transition énergétique, notamment dans deux domaines : l’efficacité énergétique, dont nous parlerons peu aujourd’hui, et l’énergie renouvelable, en particulier la chaleur renouvelable. Nos entreprises décident du montage de projets lorsque les conditions sont réunies. Nous connaissons les conditions à réunir pour engager des projets et avons une vision opérationnelle du sujet.

L’importance de la chaleur est souvent sous-estimée dans les débats politiques ou médiatiques relatifs à la transition énergétique. Pourtant, alors que la dernière programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) soutient clairement l’objectif de la décarbonation, on trouve en France les énergies carbonées dans deux domaines : la chaleur, qui représente un peu moins de 50 % des consommations, et les transports, qui en représentent un peu moins d’un tiers, sachant que l’électricité, qui représente environ 25 % des consommations énergétiques, est aujourd’hui décarbonée à 80 %.

Quand nous montons des projets et observons les freins ou les obstacles au développement de la chaleur, nous constatons que les résultats sont mauvais. Nous ne nous inscrivons pas dans la trajectoire fixée il y a quelques années en matière de développement des énergies renouvelables dans le domaine thermique. Nous en sommes à environ la moitié du rythme prévu, et la question est de savoir pourquoi. En tant qu’entreprise, nous partons des clients. Quand on développe un projet de chaleur renouvelable, sur ses fonds propres ou au travers d’un prestataire comme les entreprises de la FEDENE, on s’engage sur une longue durée, de l’ordre de huit, dix ou quinze ans. Quand on monte une centrale biomasse, un réseau de chaleur ou un dispositif de valorisation énergétique des déchets, on prend des engagements de très long terme. Pour ce faire, il faut avoir un intérêt à agir, et la dimension économique est un élément important.

Jusqu’aux années 2014, ce développement a été soutenu, grâce au fonds chaleur, qui a très bien fonctionné et qui, à l’époque, était reconnu comme l’outil le plus efficace pour développer divers projets de chaleur renouvelable : réseaux de chaleur, utilisation industrielle, chaufferie biomasse pour le tertiaire. Le rythme s’est inversé en 2014 par suite de la chute du prix des énergies fossiles. Entre 2014 et aujourd’hui, le prix de la molécule de gaz livrée a baissé de 10 euros, tandis que la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN), sous l’effet de la contribution climat énergie (CCE), regagnait 8 euros, de sorte que la compétitivité relative des projets de chaleur renouvelable est encore obérée de 2 euros environ par mégawattheure (MWh).

On aurait pu penser que les aides apporteraient une compensation et rétabliraient cette compétitivité relative. Certes, l’ADEME a revu ses grilles pour améliorer le niveau d’aide. À l’époque, nous nous étions demandé, avec l’ADEME, comment aller un peu plus loin au regard des règles européennes, et nous avions travaillé sur un concept d’avance renouvelable complémentaire. Mais cette idée nous est revenue comme un boomerang, dans la mesure où cette avance renouvelable venait en déduction des aides. Une compétitivité obérée conjuguée à une baisse réelle du niveau d’aide ne favorise pas le développement des projets. On le mesurera mieux aux résultats dans les années qui viennent parce que le temps de maturation des projets est lent.

Nous le voyons déjà un peu dans les statistiques de l’ADEME. La première ressource de chaleur renouvelable est la biomasse, suivie de la valorisation énergétique des déchets. Or le volume annuel des projets énergie renouvelable financés par le fonds chaleur, qui reste l’outil privilégié et le plus efficace, est passé d’environ 300 000 tonnes équivalent pétrole (TEP) en 2010 à environ 60 000 TEP en 2017. Les projets biomasse ont largement décru faute de compétitivité et la tendance se poursuit.

Dès lors, comment rétablir la tendance ? Nous souhaitons transmettre deux messages.

En premier lieu, nous relevons l’incohérence entre les objectifs poursuivis ou l’importance des différents sujets et les moyens publics mobilisés. Des rapports de la Cour des comptes et de la direction du Trésor montrent clairement que les projets de nature à économiser les plus gros volumes de CO2 par rapport aux euros investis, sont de très loin les projets de chaleur renouvelable. Mais comme ils ont besoin de moins d’argent, on leur en donne moins ! Votre collègue Julien Aubert a d’ailleurs demandé la création d’une commission d’enquête visant à comprendre cette attitude illogique et inefficiente.

En second lieu, il s’agit de projets territoriaux de développement. N’oublions pas qu’un projet de chaleur renouvelable est un investissement local visant à valoriser des ressources locales, tels que la biomasse, les déchets ou la géothermie, afin de produire de la chaleur en substitution d’importation d’énergie fossile, donc générateur d’emplois. Ce sont de vrais projets d’économie circulaire et de croissance verte. Au regard des objectifs quantitatifs de production de chaleur renouvelable et de leur intérêt termes de croissance verte, on est au sommet du podium, tandis qu’en termes d’allocation de ressources, ce sont les derniers du peloton sans ajustement réel en fonction des résultats. L’augmentation du fonds chaleur annoncée n’est pas suffisante. Le niveau d’aide par projet doit être relevé pour favoriser l’émergence de projets, sachant que les décisions prises aujourd’hui n’auront d’effet que d’ici deux à trois ans.

La bonne nouvelle, c’est que ce ne sont pas des freins, mais des décisions inappropriées prises dans la gestion du dossier, ce qui est facile à corriger. La mauvaise nouvelle, c’est que beaucoup des moyens financiers ont déjà été obérés par les choix arrêtés les années précédentes, et qu’on va devoir vivre dans un environnement plus contraint en termes de ressources publiques disponibles pour relancer le sujet. Nous pensons qu’il y a urgence à changer de cap. Si cette ambition est clairement affichée dans l’introduction de la PPE, on n’en retrouve pas la traduction dans les chiffres.

M. le président Julien Dive. Vous avez raison de préciser que les projets de chaleur renouvelable sont des projets de territoire, ce qui permet de mettre en lumière l’exemple de l’Eurométropole de Strasbourg qui, depuis 2009, a réduit de 25 % ses émissions de gaz à effet de serre et porte un projet fort de géothermie.

Mme Catherine Trautmann, vice-présidente de l’Eurométropole de Strasbourg. Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames les députées, merci de nous accueillir ce matin. Nous sommes en pleine période chaude sur la question de la géothermie, puisque nous avons saisi avant-hier le ministre de la transition écologique et solidaire, M. de Rugy, au côté de l’organisation France urbaine, du sujet que je vais présenter à l’Assemblée nationale à travers vous, lequel ne concerne pas seulement un territoire ou une région, même si nous sommes les plus avancés dans cette technologie d’énergie renouvelable.

L’Eurométropole de Strasbourg a décidé, en septembre 2017, de se doter d’un schéma directeur des énergies pour atteindre l’objectif ambitieux d’un fonctionnement à 100 % en énergies renouvelables et de récupération en 2050. Nous avons pour ce faire déterminé les énergies renouvelables prioritaires. La première est la géothermie profonde. L’éolien n’est pas envisageable, faute de vent dans la vallée rhénane. Nous transportons, à partir du port de Strasbourg, les éoliennes fabriquées à côté de chez nous, mais nous nous contentons de les voir passer. Concernant les énergies de récupération, à partir d’une expérience de plus de trente ans du partage de la chaleur produite par notre usine d’incinération, nous avons aujourd’hui un projet de partage de chaleur avec une aciérie dans le port allemand voisin de Kehl. Quant à l’énergie solaire, nous partons de très loin puisque nous ne l’avions pas jusqu’à présent privilégiée, mais pour atteindre notre objectif, nous devons prévoir un mix énergétique favorable. C’est pourquoi nous souhaitons développer l’ensemble de ces procédés.

Nous avons considéré que nous devions d’abord adopter un comportement et une consommation sobres par une baisse drastique, de 67 %, des consommations d’énergie. C’est beaucoup. Cela peut être obtenu par un travail sur l’habitat, le transport et l’industrie et cela passe par une transition vers les modes de production d’énergie renouvelable.

Avec le soutien de l’ADEME, nous avons mis en service une centrale biomasse sur le territoire portuaire.

L’hydroélectricité est aujourd’hui notre première source d’énergie renouvelable, mais elle est fragilisée par les basses eaux du Rhin.

Nous développons massivement le solaire, au travers des panneaux photovoltaïques. Nous avons déjà réalisé une expérimentation de solaire lacustre et créé un cadastre solaire en vue d’optimiser le niveau d’ensoleillement. Une manifestation permettra prochainement au public d’exprimer des choix et de s’associer à la démarche.

Je citerai enfin la géothermie profonde, qu’il ne faut pas confondre avec la géothermie sur nappe pratiquée à Paris. La nôtre descend de 3 000 à 5 300 mètres, pour un des puits, à l’emplacement de notre ancienne raffinerie, et donne accès à des eaux de 150 à 200 degrés. Cette eau extrêmement chaude est chargée en lithium. Nous avons deux puits en cours de construction. Avec ces quatre puits, nous pourrions fournir la quasi-totalité des besoins nationaux en lithium. Cela montre qu’une énergie renouvelable peut apporter une valeur ajoutée stratégique, au moment où nous avons besoin de ce produit rare, nécessaire à nos technologies.

À titre d’exemple, le projet d’Illkirch-Graffenstaden, commune importante du sud de l’agglomération, mené par Électricité de Strasbourg, pourrait produire 28 000 MWh de chaleur et 22 000 MWh d’électricité par an et éviter l’émission dans l’atmosphère de 11 000 tonnes de CO2, ce qui est un résultat tout à fait optimal. Le bureau d’études islandais Verkis, qui nous conseille, estime que le développement des projets de géothermie devrait nous permettre de couvrir jusqu’à 35 % des besoins de chaleur en 2050.

M. le président Julien Dive. Pour la région ?

Mme Catherine Trautmann. Pour la métropole. Mais, en creusant des puits, la faille rhénane étant longue, on peut faire de la géothermie ailleurs que dans notre territoire métropolitain. Les essais n’ont d’ailleurs pas été réalisés sur le territoire métropolitain, mais dans la commune de Soultz-Sous-Forêts, en lien avec l’entreprise industrielle Roquette.

Cette filière est vectrice d’un développement important d’emplois qualifiés et de savoir-faire exportables. Les Allemands observent notre expérimentation et notre développement afin de nous solliciter pour réaliser des puits de géothermie de leur côté. Ils peuvent en bénéficier également, et pas seulement dans la vallée rhénane. Si cette filière est soutenue, elle peut aussi offrir des débouchés à ceux qui connaissent l’exploitation souterraine du gaz ou du pétrole.

Les récentes annonces du Gouvernement dans le cadre du projet de PPE, qui a déclaré vouloir cesser tout soutien à la production d’électricité issue de la géothermie profonde, font peser sur nous – et sur le modèle économique à la base de nos calculs pour la construction de ces puits – une menace et nous mettent complètement en suspens. Nous pourrons réaliser les puits dont la construction est engagée, mais les deux autres sont remis en question. Nous reconnaissons que le prix de rachat 246 euros le MWh, fixé aux termes d’un accord visant à inciter les industriels à s’engager dans la filière avec un certain degré de sécurité, est élevé. Aujourd’hui, la sécurité est réelle, le retour sur investissement rapide, mais il faudrait trouver des modalités de lissage pour ne pas arrêter brutalement des projets considérés comme étant d’un niveau économique suffisant. Abaisser les tarifs de rachat serait une solution. Cela inciterait les opérateurs à fournir plus de chaleur et répondrait aux impératifs d’économie du Gouvernement tout en préservant la filière.

La problématique des filières d’énergie renouvelable, c’est leur modèle économique. Je peux dire aujourd’hui, après avoir travaillé sur ces sujets au niveau européen, que nous ne sommes pas assez sensibles à l’intégralité de ce qui est nécessaire pour créer le meilleur écosystème possible pour les énergies renouvelables, à savoir, le soutien à l’innovation, un déploiement rapide, des mesures réglementaires favorables, le recours à la commande publique. C’est pourquoi nous avons décidé, avec l’Eurométropole, de nous orienter vers un portage de l’investissement dans les tuyaux de nos réseaux de chaleur pour soulager la portée de l’investissement des concessionnaires qui fourniront cette énergie et favoriser ainsi l’équilibre des coûts. Nous porterons la part du fardeau. Nous pouvons le faire. Ce sera très coûteux, mais la durée d’amortissement des réseaux à construire pour acheminer la chaleur fatale peut atteindre quarante ans. Or on ne peut pas demander à un concessionnaire sur vingt ans de porter le même investissement sur une période aussi courte.

C’est la raison pour laquelle nous avons beaucoup plaidé auprès du ministre pour qu’on ne nous impose pas des dispositions qui nous fragiliseraient et qui fragiliseraient la filière et pour qu’il ouvre des discussions avec nous en vue de trouver les meilleures solutions en termes de prix, de retour d’investissement et d’efforts partagés.

Quant au projet industriel avec l’aciérie de Kehl, dont les fours électriques particulièrement efficaces consomment en une journée le potentiel électrique de la ville de Stuttgart, il pourrait fournir une grande partie de notre besoin, en produisant une chaleur comparable à celle de la géothermie, à 200 degrés. Nous sommes en discussion. L’opération peut être « gagnante-gagnante » avec le Land, le ministère, l’ADEME, son équivalent allemand, et un accord de garantie auquel nous sommes en train de travailler.

En ce qui concerne la source la plus importante, l’usine d’incinération, après avoir été longtemps à l’arrêt pour des raisons liées à l’amiante, elle va redémarrer prochainement et pourra fournir 20 000 équivalents logements. Nous ne pouvons pas basculer la géothermie uniquement sur la chaleur puisque nous avons cherché à récupérer cette énergie fatale.

Un opérateur énergétique a découvert, en développant une action de mutualisation et de coopération d’écologie industrielle, de l’hydrogène fatal sur le territoire portuaire. Nous installerons prochainement la première pompe qui alimentera des véhicules du Parlement européen. Ce qui est dommage, c’est que ce sont des Mercedes !

M. le président Julien Dive. C’est en effet un autre sujet important que nous avons déjà abordé.

Mme Julie Purdue, déléguée générale adjointe de l’association Amorce. Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames les députées, merci pour cette invitation à m’exprimer au nom de l’association Amorce, qui représente l’ensemble des collectivités territoriales, de la petite commune à la région.

Amorce est mobilisée pour l’accompagnement des collectivités, notamment en matière de chaleur, car elles ont un rôle majeur à jouer à plusieurs niveaux. Elles peuvent verdir les consommations de leur patrimoine. La chaleur représente un enjeu majeur puisque, comme l’a rappelé M. Roger, le premier poste de consommation de la chaleur, ce sont les bâtiments, à hauteur de 80 %. La collectivité peut aussi jouer un rôle en matière de production et de valorisation des énergies renouvelables et de récupération sur son territoire par la géothermie, le solaire, la biomasse et les énergies fatales. Elle peut en faciliter la distribution via ses réseaux de chaleur, d’électricité et de gaz, ce qui est le sujet de votre table ronde suivante.

La prise de conscience de l’importance de la chaleur s’est opérée en France via la loi de transition énergétique, après le niveau européen. Pour la première fois, une directive, celle relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, adoptée en décembre dernier contient un article sur la chaleur. Cet enjeu majeur est maintenant reconnu à tous les niveaux.

Au regard des objectifs français, nous avons pris du retard. Avec la FEDENE et les acteurs des différentes filières – solaire, géothermie, chaleur fatale –, nous avons organisé conjointement, à la fin de l’année dernière, la semaine de la chaleur renouvelable. Nous avons essayé de porter, en lien avec l’ADEME qui nous a soutenus dans cette démarche, le message de cette prise de retard. Nous en sommes aujourd’hui à environ 300 kilowattheures d’énergie primaire par mètre carré et par an (kWhep/m2/an) de chaleur collective et 300 kWhep/m2/an de chaleur individuelle, soit 600 kWhep/m2/an, contre les 900 kWhep/m2/an nécessaires pour atteindre l’objectif de 38 % de consommation finale d’énergie prévu pour 2030 par la loi relative à la transition énergétique. Comme nous n’atteignons pas non plus les objectifs de réduction de consommation d’énergie, l’effort de production d’énergie renouvelable devra être accru. D’ailleurs, le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie, tout en maintenant les objectifs pour 2030, infléchit les objectifs pour 2023 et 2028. On repousse encore un peu l’effort.

Nous partageons avec la FEDENE la nécessité de faire un état de lieux de ces objectifs. Il conviendrait de définir plus précisément quels sont, dans ces 38 %, les objectifs pour la chaleur collective et pour la chaleur individuelle, notamment par segmentation, pour que chacun d’entre nous perçoive mieux quels sont ses objectifs précis.

À l’échelle du territoire français, comment partage-t-on l’effort ? Certes, notre réunion ne porte pas sur les réseaux de chaleur, mais pour illustrer mon propos, il est tout de même intéressant de le savoir. L’objectif est aujourd’hui de multiplier par cinq la quantité de chaleur renouvelable et de récupération livrée par les réseaux entre 2012 et 2030. Au regard du potentiel maximal de développement des réseaux de chaleur en France, il apparaît possible, en Ile-de-France, de le multiplier par deux, mais pas par cinq. Autrement dit, pour atteindre l’objectif, l’effort sur les réseaux de chaleur doit être plus important sur les autres territoires, en fonction de leurs spécificités.

L’ADEME a commencé à faire cet exercice mais, à l’heure où les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) sont en cours de finalisation et où des plans climat sont bien engagés, il serait bon de clarifier ces éléments.

Avec la FEDENE, nous considérons aussi qu’il importe de rendre les projets plus attractifs. Nous constatons le ralentissement du rythme des opérations de construction de réseaux de chaleur. S’ils se développent indéniablement, c’est plus sous la forme d’extension de gros réseaux ou de création de petits réseaux que de créations dans des villes moyennes ou grandes. Nous avons besoin d’un dispositif d’accompagnement stable, plus visible et renforcé.

Avec le Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine (SNCU), ici représenté par Marie Descat, l’association Amorce réalise chaque année une enquête sur le prix de la chaleur. L’année dernière, pour la première fois, nous avons constaté que les réseaux de chaleur « vertueux », c’est-à-dire alimentés par plus de 50 % d’énergie renouvelable et de récupération, étaient devenus plus coûteux que les réseaux fonctionnant à l’énergie fossile. Il est difficile pour des collectivités de continuer à aller dans le bon sens quand cela devient économiquement compliqué.

Je ne reviendrai pas sur la stabilité des règles du fonds chaleur dont il a déjà été question. Concernant la visibilité, nous continuons à demander à l’ADEME qu’un niveau d’aide prévisionnel soit indiqué dès l’étude de faisabilité afin de fluidifier les réalisations. Le renforcement de l’accompagnement est indispensable pour l’émergence de nouveaux projets, car se pose aujourd’hui, pour les porteurs comme pour les usagers, la question de leur attractivité économique. Des études intéressantes sur les modalités d’aide ont été réalisées l’année dernière par différentes missions, notamment celles du Comité de gestion des entreprises d’électricité (CGEE) et du Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD).

J’évoquerai enfin des mesures ponctuelles. Nous considérons que le potentiel des énergies renouvelables doit être mieux valorisé dans les plans locaux d’urbanisme. Par ailleurs, Amorce avait proposé, il y a quelques années, l’opération « une ville égale un écoréseau », ouvrant droit au financement à 80 % ou 90 % d’une étude de faisabilité réalisée sur un temps donné, au lieu des 70 % fournis par l’ADEME. De mémoire et sous le contrôle de M. Rémi Chabrillat, une étude de faisabilité sur trois débouche sur la création d’un réseau de chaleur.

M. Rémi Chabrillat, directeur « production et énergies durables » de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Tout à fait !

Mme Julie Purdue. Enfin, nous travaillons sur le raccordement des bâtiments publics de l’État aux réseaux de chaleur vertueux, lorsqu’il en existe à proximité.

M. Jean Riondel, président et directeur technique de la start-up Minigreenpower. Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames les députées, merci de donner à notre start-up provinciale, installée à Hyères, dans le Var, l’occasion de présenter devant la représentation nationale les difficultés que nous rencontrons au jour le jour.

Cela fait vingt-cinq ans que j’évolue dans le secteur de l’énergie et dans l’entreprenariat. Les vingt premières années, j’ai contribué, en tant qu’expert international, au lancement des plus grosses cogénérations du monde à base de turbines à gaz, principalement pour des clients américains ou anglo-saxons, le plus souvent dans des pays en guerre comme l’Iran, le Nigéria, l’Angola, l’Algérie et Israël.

Il y a cinq ans, j’ai créé à Hyères, avec mon associé, la start-up Minigreenpower. Nous sommes aujourd’hui trente et venons de recevoir le premier prix de l’excellence opérationnelle décerné par le Mouvement des entreprises de France (MEDEF) dans la catégorie PME, qui compte quatre millions de sociétés.

Dès 2013, mon intuition était que l’énergie de demain serait faite en circuit court, avec des petites unités locales, entièrement automatisées, commandées à distance et à base d’énergie renouvelable. Aujourd’hui, c’est devenu une certitude.

En France, on n’a pas de pétrole mais on a de l’or vert. Nous avons inventé et breveté des mini-centrales vertes carbone zéro qui produisent de la chaleur, de l’électricité à partir de résidus végétaux de mauvaise qualité et de déchets de bois locaux. Nous couplons GreenTech et numérique au service de l’environnement, nous fournissons une solution d’énergie propre et rentable aux industriels et aux collectivités locales. Notre technologie est unique au monde. Nous l’avons mise au point grâce au big data.

Nous jouons sur les deux leviers de la transition énergétique : les déchets et l’énergie. En France, nous disposons de 6 millions de tonnes de déchets verts par an, peu ou pas valorisés, et de 10 millions de tonnes de bois de classe B qui partent principalement à l’étranger, faute de valorisation en France. Avec ces résidus, nous pourrions chauffer 4 millions de foyers et créer 4 000 emplois pérennes sur le territoire. Malheureusement nous subissons des freins importants, d’ordre réglementaire, administratif et financier.

Pour ce qui est des freins réglementaires, l’application de la réglementation est plus dure qu’ailleurs en Europe. Nous avons une centrale qui tourne depuis deux ans en Italie, une autre en Angleterre. Nous commençons à réaliser des tests sur des plastiques et des ordures ménagères dans ces pays. Rien de cela n’est possible en France, aucune centrale ne fonctionne industriellement. Concernant la valorisation des déchets, la majorité du bois de classe B produit en France est exportée vers la Belgique, l’Allemagne, la Suède, l’Italie et l’Espagne pour produire de l’énergie, parce que la réglementation y est plus simple.

En ce qui concerne les freins administratifs, le fonds chaleur a été augmenté pour faciliter le développement de la chaleur verte. Malheureusement, il est inaccessible aux nouvelles technologies, même éprouvées. Il faut plusieurs années avant d’être qualifié alors que nos centrales fonctionnent déjà en Europe. À ce jour, nous n’avons perçu aucune aide du fonds chaleur. Les cogénérations produisent 80 % de chaleur et 20 % d’électricité. Les subventions aujourd’hui octroyées sont très insuffisantes pour les petits projets, alors qu’il faudrait attribuer la majorité de ces aides aux petits projets qui, par définition, font appel à des circuits courts. D’autres filières comme la méthanisation sont bien plus subventionnées, alors que la filière bois-énergie à laquelle nous appartenons est plus mature et plus rentable.

Autre frein administratif, la commande publique. En Allemagne, en Espagne et dans les pays voisins, les commandes publiques aident à lancer les nouvelles technologies. Ce n’est pas le cas de la France. Les décrets sur les projets d’innovation qui ne seraient pas soumis à appel d’offres ne paraissent pas. Ce serait pourtant la solution. Par ailleurs, nous avons difficilement accès aux subventions européennes. Pourquoi les start-up italiennes, espagnoles, allemandes obtiennent-elles beaucoup de subventions, alors que les start-up françaises en ont très peu par rapport à ces pays-là ?

À cela s’ajoutent des freins financiers importants. Les financements sont très insuffisants pour une start-up qui produit des infrastructures de l’énergie. Nous sommes dans la même cour que ceux qui font du numérique, des jeux vidéo ou des robots pour alimenter les chiens. Les financements publics sont très faibles au regard des enjeux. Les financements privés, comme le capital-risque, sont très insuffisants lorsqu’on est entre la preuve de concept et le décollage commercial. Depuis quatre ans, nous sommes scotchés dans cette « vallée de la mort », c’est-à-dire incapables de décoller faute financements adéquats, alors que notre technologie est reconnue dans le monde entier.

Les banques françaises ne nous aident pas non plus. Aujourd’hui, nous avons 600 000 euros de créances d’État sûres. Pourtant, aucune grande banque n’a accepté de nous consentir un prêt de trois à quatre mois, garanti à 100 % par des créances d’État, qui nous permettrait de payer les salaires dans les semaines à venir. Nous avons besoin d’un engagement des services de l’État pour créer de l’emploi, de l’énergie, de la richesse.

(Présidence de Mme Marie-Noëlle Battistel.)

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Merci pour cette présentation claire de la problématique de développement de vos projets.

M. Rémi Chabrillat. Madame la présidente, monsieur le rapporteur, mesdames les députées, merci de nous accueillir de nouveau dans le cadre des travaux de votre mission d’information.

Je rappellerai tout d’abord qu’un tiers environ des consommations sont à relativement basse température. Mme Trautmann évoquait la géothermie et la chaleur de récupération à 200 degrés. Beaucoup d’usages chaleur en France sont accessibles aux énergies renouvelables. Les consommations d’énergie à haute température destinées à des usages industriels de cuisson, par exemple, pour le ciment, difficiles à atteindre avec la géothermie, le solaire et la chaleur de récupération, représentent une part minoritaire. Il y a un potentiel considérable de développement d’énergies renouvelables, lesquelles, pour ce qui est de la chaleur, disposent d’un panel de technologies matures, éprouvées, proches de la compétitivité. Pascal Roger évoquait le prix du gaz. Je suis surpris de ne pas en avoir entendu parler dans les recommandations ou les attentes de certains intervenants, mais ils l’ont cité en creux.

Les énergies renouvelables thermiques sont un sujet de compétitivité à court et moyen terme, car nous disposons de technologies matures aux coûts de fonctionnement et de combustibles faibles, avec la biomasse, ou nuls, avec le solaire et la géothermie. Pour cette dernière, encore faut-il être descendu à 1 500 mètres en Ile-de-France et 3 000 à 4 000 mètres dans la vallée du Rhin. Une ressource gratuite ou moins onéreuse, dans le cas de la biomasse, nécessite toutefois des coûts d’investissement plus élevés. En conséquence, comme Pascal Roger le disait, il convient de gérer des engagements pour des périodes de temps relativement longues et les articuler autour de soutiens ou des mécanismes capables de gommer en partie le surinvestissement pour bénéficier à plein des économies de fonctionnement. C’est le principe du fonds chaleur, outil d’aide à l’investissement pour les projets des collectivités et des entreprises, les investissements particuliers étant soutenus au travers des mécanismes de crédits d’impôt fondés sur le même principe.

Le sujet de base, c’est la compétitivité intrinsèque avec les concurrents pour les 50 % de chaleur très majoritairement produits à partir d’énergie fossile : fioul et, plus particulièrement, gaz. Pascal Roger l’évoquait tout à l’heure, le prix du gaz a baissé lourdement après la crise de 2008-2009 et le développement de la production des gaz de schiste aux États-Unis, avec quelques années de décalage, en 2013, et n’a depuis que partiellement remonté. Pour prononcer un gros mot dans la période actuelle, on a clairement un sujet de taxe carbone. Si on veut développer la chaleur renouvelable sur la durée, on doit faire face à la compétitivité des énergies renouvelables par rapport au prix du gaz qui s’est effondré. Tout le monde se félicitait, il y a dix-huit mois, que la loi de finances initiale pour 2018 ait prévu une trajectoire visible, « anticipable », intégrable d’augmentation de la composante carbone de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN).

Lors de notre audition à l’ouverture de ces travaux, en septembre, Fabrice Boissier, mon directeur général, et moi-même avons dit : si l’on souhaite développer visiblement et massivement la chaleur renouvelable sans être obligé de jongler en permanence avec des ajustements de niveaux d’aide et d’augmenter encore plus régulièrement les crédits publics affectés, les acteurs doivent pouvoir anticiper le prix du gaz et constater qu’il y a un intérêt, moyennant les aides existantes ou à développer, à mettre en place des solutions de chaleur renouvelable. Nous avions dit aussi que ceci impliquait impérativement un accompagnement et une compensation des mécanismes de nature à amortir le choc, voire de préserver de ces augmentations les plus vulnérables, en particulier ceux qui se trouvent dans des situations de dépendance. Nous en sommes toujours là. Si on ne se pose pas cette question, on rate la cible ou, plus exactement, on évite de la regarder.

Le frein essentiel est donc d’ordre économique. Nous avons des technologies qui fonctionnent et se développent. Nous les accompagnons. Je ne peux laisser dire que le fonds chaleur est inaccessible aux nouvelles technologies.

J‘ai fait figurer des éléments d’ordre de grandeur sur les documents que je vous ai remis. Quand on fait du biogaz que l’on injecte au réseau cela fait du gaz utilisé pour produire de la chaleur. La biomasse représente un énorme enjeu. Dans la géothermie et le solaire, le combustible ne coûte rien, pour le biogaz un peu car il faut acheter le bois. Même s’il est globalement moins cher que les combustibles fossiles, pour les très gros consommateurs de gaz qui ont accès à des prix très bas, ce n’est pas évident. Le bois a été le premier combustible concurrencé par la baisse du prix du gaz. On voit bien que les objectifs importants fixés pour la biomasse ne seront pas faciles à atteindre.

Le tableau des résultats du fonds chaleur conforte des propos de Julie Purdue. L’an dernier, nous avons financé plus de 500 projets, avec un budget qui a déjà commencé à augmenter, ce qui est une bonne nouvelle. Mais au bout du compte, cela ne produira que 225 000 TEP par an, soit l’équivalent du chauffage de 220 000 à 250 000 logements. C’est un résultat intéressant mais pour atteindre les objectifs de la PPE, il faudrait, suivant les hypothèses, faire deux à trois fois mieux.

Enfin, vous m’avez demandé de citer un exemple. J’ai retenu celui du réseau de chaleur de Saint-Chély-D’apcher, en Lozère, pendant des installations de l’Eurométropole évoquées par Catherine Trautmann. Le réseau de Saint-Chély-D’apcher, commune d’un peu plus de 4 000 habitants, a été mis en service en 2015, après un engagement de la collectivité et une très forte mobilisation du maire. Composé d’un réseau de 7 kilomètres alimentant bâtiments publics, logements sociaux, quelques copropriétés, le lycée et d’une chaufferie biomasse de 2,9 MWh, il a nécessité 6 millions d’euros d’investissement, dont la moitié sous forme d’aides à parité de l’ADEME et de la région.

Dès le début et par anticipation, la contrainte avait été fixée d’installer la chaufferie à proximité du grand site industriel local d’ArcelorMittal. En 2018 a été mise en service une récupération de chaleur sur les fours de recuit de l’usine. La chaufferie biomasse est calibrée pour produire 12 gigawattheures (GWh) par an, et 12 GWh sont également récupérés chez ArcelorMittal. Cela ne fait pas deux fois trop de chaleur parce que le réseau n’était pas à 100 % renouvelable et parce que ArcelorMittal récupère une partie de la chaleur, environ 9 GWh, pour ses usages propres, 3 GWh pouvant être réinjectés sur le réseau. Cela représente 4 millions d’euros d’investissement, dont un peu plus de 2 millions d’euros apportés par la région et l’ADEME.

Cet exemple repose sur un fort engagement de la collectivité, une anticipation et la présence d’un tiers investisseur. Ce montage peut être intéressant pour accompagner des industriels qui considèrent que ce n’est leur métier de produire de la chaleur. Le tiers investisseur prend le risque à leur place. On en revient aux moyens de financement, en l’occurrence de l’ADEME et de la région. Mais pour revenir à mon premier sujet, les freins sont le prix du gaz, la compétitivité relative et le niveau des soutiens publics. Les moyens affectés à l’ADEME ont été augmentés mais le soutien n’est pas encore tout à fait au niveau souhaitable.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Merci à toutes et à tous pour vos interventions. Vous avez été un certain nombre, dont M. Roger, de la FEDENE, à nous faire part de votre sentiment d’inadéquation entre les objectifs de la PPE et les moyens mobilisés pour les atteindre, ce qui a conduit à une diminution importante du nombre de projets qui est passé de 300 000 à 60 000. Imputez-vous cela uniquement à l’insuffisance du complément de rémunération et de maturité de la filière ?

Madame Trautmann, vous avez l’également évoqué pour vos projets, dont le premier nous semble financé et suffisamment encadré mais le suivant mis en péril par l’absence de soutien dans le cadre de la nouvelle PPE. À combien évaluez-vous le montant de ce complément de rémunération ? Vous parliez des 246 euros prévus préalablement et vous évoquiez la possibilité de trouver un juste équilibre. À combien l’estimez-vous ?

Monsieur Chabrillat, la taxe carbone revient régulièrement dans les débats. Elle est nécessaire à l’atteinte des objectifs, mais elle doit être suffisamment équilibrée et compensée pour être acceptée et efficace. La réussite de la transition énergétique ne se fera évidemment qu’avec tous et pas les uns contre les autres. C’est ce point d’équilibre que nous devons trouver. Avez-vous sur ce point des éléments à apporter ?

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Nous avons été marqués par notre visite récente à la communauté urbaine de Dunkerque. Elle conduit une politique énergétique très intégrée dont la pièce maîtresse est un schéma de flux pour tout le territoire, identifiant toutes les sorties positives des différentes entreprises, comme ArcelorMittal pour le CO2 et le laitier des fours, et les entreprises à même de les réutiliser localement. Est-ce que vous utilisez de telles méthodes ? Est-ce que les territoires commencent à s’intéresser à une vision globale des choses ?

Utiliser la chaleur fatale de grosses industries, comme une aciérie, comporte des risques, celle-ci pouvant s’arrêter. La pérennité du modèle est-elle un problème ?

J’évoquerai enfin l’utilisation du biogaz et la compétition entre les utilisations de certaines énergies. Le scénario de l’association NégaWatt privilégie l’usage des pompes à chaleur électrique plutôt que du biogaz pour le chauffage et réserver le biogaz à la mobilité. Prévoyez-vous une augmentation de l’usage du biogaz pour la production de chaleur ?

Mme Catherine Trautmann. Comme nous sommes en phase de construction et que les 246 euros le MWh sont un prix d’objectif, calculé en fonction d’une récupération sur huit ans, il faut, pour changer le prix, modifier tous les paramètres. C’est un prix pour l’électricité, mais si on veut plus de chaleur, tout bouge. Aujourd’hui, nous pensons que nous sommes aux alentours de 150 euros, mais je ne peux vous donner de prix précis aujourd’hui. Cela étant, nous sommes préoccupés par l’homogénéisation des tarifs pour les concessionnaires, les industriels et les habitants. Les prix peuvent varier en fonction des prix de la biomasse ou de la chaleur récupérée. La géothermie est chère à cause du processus industriel. Elle est présente dans le sous-sol, mais les coûts d’exploitation et d’investissement sont beaucoup plus élevés que pour d’autres sources d’énergie.

Nous souhaitons qu’on se mette autour de la table. L’intérêt de la France, c’est d’avoir un modèle économique viable, puisque d’autres régions, comme l’Aquitaine et le centre de la France, sont intéressées, sans négliger la capacité d’exportation de notre expertise. Il importe donc de maintenir la dimension recherche et la dimension production. Même si certaines technologies sont matures, toutes les questions que vous nous avez posées supposent encore, dans l’exploitation et le fonctionnement industriel, une part d’évaluation économique et de recherche. Il faut assortir la phase de transition d’un accompagnement de la recherche.

Le risque industriel existe. Nous l’avons vécu comme un choc lorsqu’il y a eu des grèves, donc un risque social, dans notre usine d’incinération. Un certain nombre d’entreprises qui utilisaient en vapeur environ 10 % de la ressource à un prix très bas, en fonction d’un accord ancien, ont souffert. Après en avoir discuté, nous avons décidé que le schéma énergétique devrait comprendre les processus de sécurisation. Ce n’est pas fait du tout, nous sommes en cours de discussion. Nous étudions aussi la récupération d’énergies fatales d’un certain nombre d’industries du port autonome de Strasbourg. C’est un risque pour les industriels qui intègrent un processus vertueux d’utilisation d’énergie fatale, mais c’est aussi un risque pour nous au regard de la fourniture qui peut tout à coup s’interrompre. Quand on atteint des niveaux aussi élevés que ceux que j’évoquais, c’est important.

Par ailleurs, une source d’énergie renouvelable comme un puits de géothermie n’est pas éternelle. L’arrivée de l’eau dans les veines du sous-sol finit par se tarir. Il faut aussi, et c’est un élément important dont on parle peu, intégrer les processus de renouvellement du procédé industriel et de la ressource. Nous le constatons sur le Rhin : si on n’a plus d’eau, on n’arrivera pas à la renouveler, ce qui provoquera des difficultés pour la nappe phréatique et la production d’hydroélectricité. Alors qu’on pensait avec l’hydroélectricité être tranquilles pour toujours, le réchauffement climatique induit d’autres problèmes.

On est en train de se rendre compte qu’il ne faut pas, dans le mix énergétique, pousser trop loin la biomasse pour garantir un bon équilibre carbone. C’est un calcul à intégrer dans la recherche de l’homogénéité du coût, parce que le consommateur voudra un prix, quelle que soit l’origine ou la source.

M. Rémi Chabrillat. Je répondrai à la question posée par M. le rapporteur au sujet de la pérennité et des garanties. Catherine Trautmann le disait, des chaufferies sont nécessaires ne serait-ce que pour gérer le secours ou les phases d’entretien et de réparation. Pour tous les réseaux de chaleur mis en place par des exploitants privés ou publics, on ne dimensionne pas la solution renouvelable à 100 % des besoins mais à 50 % ou 60 %, tout simplement parce que la courbe de consommation ne révèle une forte pointe que pendant trois jours par an. Dans la mesure où une chaufferie biomasse coûte significativement plus cher en investissement qu’une chaufferie à gaz, on a intérêt à prévoir une chaufferie gaz dimensionnée à la pointe pour gérer les quelques jours d’ajustement annuels, mais tout le monde sait le faire.

La question est de savoir comment, économiquement et sur la durée, gérer le coût que pourrait représenter le tarissement de la solution renouvelable de récupération de la chaleur pour laquelle on a investi. Depuis plus d’un an, nous avons commencé à y réfléchir avec nos collègues de Hauts-de-France à partir d’exemples comme celui d’ArcelorMittal. Dans un premier temps, est venue l’idée d’un fonds de garantie, mais après avoir exploré un panel de solutions un peu plus large, nous travaillons sur des mécanismes financiers capables de couvrir le risque. On pense à la disparition de l’industrie qui alimente le réseau de chaleur, mais il peut aussi arriver que le voisin alimenté par l’industriel disparaisse, en sorte que celui-ci n’ait plus de débouché. Il existe des solutions assurantielles compliquées à monter pour des raisons de nature de risque, mais le sujet est identifié. Les professionnels, notamment ceux de la FEDENE, nous en avaient saisis, il y a plusieurs années. Ils participent d’ailleurs à nos travaux.

Pour rejoindre un des propos de Mme Catherine Trautmann, nous avons mis en place un fonds de garantie pour la géothermie, qui a été dimensionné au développement des projets en Ile-de-France. Tant qu’on n’a pas creusé à 1 500 mètres, on n’est pas assuré de la présence de la ressource. On sait que le Dogger, avec ses formations empilées comme des assiettes, existe mais on n’est jamais sûr d’obtenir le résultat escompté à l’endroit précis où l’on creuse. Au travers de l’ADEME, un fonds de garantie a donc été mis en place, avec un apport initial de l’État et les cotisations de ceux qui y font appel. La collectivité ou l’entreprise qui veut faire un puits cotise. Si elle trouve la ressource, c’est-à-dire la température et le débit prévus, la garantie n’intervient pas, sinon la garantie intervient pour partie. La région et nous couvrons à 90 %.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Cela existe aussi pour les petits puits ?

M. Rémi Chabrillat. Oui. J’ai cité cet exemple pour expliquer le mécanisme.

C’est aussi une garantie de long terme. Le débit doit se maintenir sur la durée. Il y a une deuxième tranche. C’est un système de cautionnement mutuel qui fonctionne bien. Le taux d’échec est faible et rarement intégral. On n’abandonne pas, on remonte un peu et en creusant en biais, on finit par trouver, mais le surcoût est pris en charge.

Enfin, nous avons retenu dans nos visions l’hypothèse d’une part assez importante de biogaz pour la mobilité. Nous ne sommes pas en contradiction avec NégaWatt. Nous avons fait des choix un peu différents, mais nous prenons aussi en compte le développement des pompes à chaleur, notamment pour le logement individuel. À terme, la mobilité pourra être largement basée sur le biogaz – en 2060, un certain nombre d’entre nous ne sera plus là pour le voir.

M. Pierre du Baret, directeur général et directeur commercial de la start-up Minigreenpower. J’évoquerai le prix des combustibles. S’agissant de la TICGN, sans même parler de la trajectoire d’augmentation, il y a aujourd’hui beaucoup d’exemptions, notamment pour des industries. On ne peut donc pas parler de problème social. C’est un frein réel au développement de solutions biomasse, car le rapport de compétitivité n’est pas le même.

Nous sommes porteurs d’une technologie particulière qui donne accès à des biomasses peu chères, à coût faible ou nul. Nous n’avons pas de problème de prix du combustible, ou plutôt, nous avons une position relative intéressante dans un contexte de faible prix de gaz. Nous avons plutôt à faire face à des problèmes d’accès au marché dans des technologies innovantes. Ce n’est pas que nous n’avons pas accès au fonds chaleur, mais les délais d’accès sont trop longs. Pour promouvoir une nouvelle technologie, on doit suivre le processus « nouvelle technologie émergente » (NTE). Il faut au moins un an et demi pour obtenir une validation et devenir éligible au fonds chaleur.

M. Rémi Chabrillat. Avec le système NTE, nous aidons directement des projets chaque année. Le dispositif a été spécifiquement conçu et mis en place pour cela, il focntionne.

M. Pierre du Baret. Après le dépôt du dossier, le temps que l’objet soit construit puis évalué, il s’écoule un an et demi, durée pendant l’entreprise porteuse de la technologie ne peut pas déposer d’autre demande au titre du fonds chaleur. Le temps de vie d’une start-up n’est pas le même que celui des processus d’aide existants. Une start-up vit ou meurt dans un délai de six mois à un an, en fonction de son accès au marché. Nous trouvons très intéressant tout ce que fait l’ADEME, ce n’est pas une critique. Le fonds chaleur est un très bon outil dont nous aimerions bénéficier, mais le délai nécessaire nous semble aujourd’hui préjudiciable.

Mme Julie Purdue. Je répondrai à la question relative à la communauté urbaine de Dunkerque. Ce travail de spatialisation des flux s’intégrait dans une démarche de schéma directeur des énergies. Nous avons comptabilisé une vingtaine de collectivités, le plus souvent des agglomérations, ayant engagé cette démarche volontaire. L’intérêt est une meilleure connaissance des caractéristiques du territoire, et cela devrait s’intégrer dans le plan climat, outil obligatoire pour animer et coordonner la transition énergétique. Cela consiste en un diagnostic du territoire et en la définition d’un certain nombre d’objectifs de développement énergétique à moyen et long terme. Le diagnostic revêt une importance essentielle pour la planification. Certaines contributions ne vont pas assez loin. Des agglomérations ont établi parallèlement un schéma directeur des énergies, parce qu’elles n’étaient pas allées suffisamment loin dans le plan climat. Pour bien faire ces diagnostics, il faut des données réelles de consommation, ce qui est parfois compliqué. Il y a eu une avancée avec l’article 179 de la loi de transition énergétique, relatif à la mise à disposition des données des réseaux d’énergie, mais des limites liées aux données de consommation empêchent d’aller suffisamment loin.

Après que la collectivité a mis en place la planification énergétique, on en revient aux coûts de mise en œuvre et à la contribution climat énergie. Nous demandons que cette recette retourne aux territoires pour mettre en œuvre leur transition énergétique.

M. Pascal Roger. Il existe un potentiel important en termes de ressources, qu’il s’agisse de la biomasse ou de l’énergie fatale gaspillée. Par conséquent, les démarches de mutualisation, qu’elles soient entreprises au niveau d’une plateforme industrielle ou au niveau d’un territoire, sont extrêmement porteuses. Pour la chaleur renouvelable, il n’y a pas de problème de ressources ni même de mécanisme.

Le mécanisme du fonds chaleur fonctionne. Le moteur a bien fonctionné mais il est en panne d’essence en raison des effets de la chute du prix des énergies fossiles sur la compétitivité relative. On en est aujourd’hui à dire : qu’est-ce qui va décider un client à se lancer dans un projet de cette nature ? Ce client dit : si je veux me lancer dans un projet de chaleur renouvelable, je dois m’engager financièrement sur quinze, vingt ou vingt-cinq ans ; quelle sera ma contrepartie, au-delà d’être climatiquement responsable ? Si vous êtes une collectivité, vous avez des contraintes budgétaires, si vous êtes un industriel, vous évoluez dans un contexte de compétitivité, si vous êtes une personne physique desservie par un réseau de chaleur, vous avez tout simplement un problème de pouvoir d’achat. Qu’est-ce qui peut inciter des gens à s’engager dans des projets longs, dans un contexte dépourvu de perspective de croissance du prix des énergies fossiles ? Aux époques du pic pétrolier et du pic gazier, on pensait que les énergies allaient devenir rares, donc de plus en plus chères, ce qui incitait à se décider sans tarder afin de générer des économies.

De même, concernant la fameuse contribution climat énergie, on prévoyait que ça allait augmenter indéfiniment, et nous sommes aujourd’hui, comme on dit, dans un scénario flat. Pour que les gens décident de s’engager, le mode de calcul aujourd’hui retenu par l’ADEME tendant à dire qu’il faut être 5 % moins cher que le gaz n’est plus suffisant. Il faut aussi que le prix du gaz reflète bien la réalité du marché. Nous avons engagé une réflexion avec l’ADEME en vue de définir le prix de référence du gaz à retenir pour le calcul des opérations. Il ne faut pas attendre car les projets mettent du temps à surgir.

Nous avons été très heureusement surpris en lisant l’introduction de la PPE. Elle énonce deux objectifs. Le premier est la décarbonation, laquelle concerne chaleur et transport, qui représentent les trois quarts des consommations énergétiques en France. Le second objectif est un « coût collectif maîtrisé ». C’est la réaction aux problématiques qui se sont exprimées dans la rue. On ne peut pas faire n’importe quoi à n’importe quel prix, ce qui était un peu une tendance des dernières années. Tout naturellement, dans ce chapitre introductif, deux typologies de solution sont mises en avant : la chaleur renouvelable et les économies d’énergie ayant une rentabilité intrinsèque possible, ce que les auteurs appellent la « rénovation technologique et comportementale ». Le discours politique et médiatique reste axé sur l’électricité renouvelable et l’isolation des bâtiments. Enfin, la programmation pluriannuelle dit que cela coûte trop cher et qu’il convient de se concentrer sur les opérations efficientes et efficaces. Nous étions très contents de lire cela. Mais, en découvrant le contenu de la PPE, on s’aperçoit qu’elle ne tient pas compte de cette inflexion. Les chiffres sont identiques, l’allocation des moyens n’est pratiquement pas abordée et la suspension de la contribution climat énergie n’est pas traitée dans ce document.

Vous aurez compris de l’ensemble de nos interventions que le sujet n’est ni quoi faire ni comment, mais quels moyens mettre à disposition pour que ça se passe. C’est facile, car il y a beaucoup d’argent sur la table. C’est une simple question de réallocation des moyens. Il est devenu difficile de parler de taxation carbone, mais il faut continuer à parler de valorisation carbone. Cela correspond à une importante préoccupation de nos concitoyens sur des problématiques climatiques. Les gens sont bien conscients qu’il existe un risque, qui pourrait avoir demain un coût très élevé. Compte tenu du principe pollueur-payeur, à un moment donné, il faudra bien tenir compte de cette valorisation carbone, peut-être pas sous forme d’une taxe. Il faudra la gérer de façon astucieuse, mais il ne faut pas abandonner ce sujet. Nous espérons que le Grand débat aura été l’occasion de le faire. La FEDENE a produit une douzaine de fiches d’information sur ces thématiques, afin que les gens disposent de ces éléments.

Mme Véronique Riotton. Nous mesurons clairement l’importance du financement face à un problème de compétitivité. Monsieur Roger, contrairement à vous, je n’ai pas le sentiment que nous soyons dans une dynamique où l’on en ait beaucoup. Soit on aide, soit on taxe plus lourdement les énergies fossiles. Comme il est difficile d’échapper à cette alternative, il faut trouver d’autres méthodes pour soutenir l’investissement. L’enjeu, c’est de soutenir l’investissement de la valorisation pour trouver un business model pérenne.

M. Rémi Chabrillat. Il y a un problème de visibilité. Pascal Roger a indiqué que la question était de savoir ce qui peut amener le client à faire un choix. Les facteurs économiques purement rationnels sont une chose, mais plus on a de visibilité et plus on peut accepter un équilibre économique tendu. Cela vaut aussi pour le prix du carbone.

L’engagement de la collectivité, l’engagement du territoire, la réflexion, une politique territoriale ambitieuse, dont a parlé Mme Trautmann, donnent de la visibilité. Un réseau de chaleur à base d’énergie renouvelable est un outil structurant, un outil d’aménagement, un outil d’équilibre et de péréquation sociale.de nombreux enjeux peuvent être portés par une planification à un niveau opérationnel. Les schémas directeurs, quel que soit leur nom, sont extrêmement intéressants.

Mme Catherine Trautmann. Avec ces politiques, nous souhaiterions démontrer que le coût de l’énergie a baissé pour le consommateur et que, par conséquent, il peut accepter de payer plus cher la contribution énergie.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. C’est un enjeu important pour l’acceptabilité sociale de la trajectoire carbone.

Je vous remercie toutes et tous pour vos présentations et vos réponses qui vont alimenter un pan de notre mission d’information relative aux freins à la transition énergétique.

L’audition s’achève à onze heures.

24. Jeudi 21 mars 2019 : Audition, en table ronde, ouverte à la presse, sur les réseaux d’énergies : – M. Philippe Monloubou, président du directoire d’Enedis, et M. Pierre Guelman, directeur des affaires publiques ; – M. François Brottes, président du directoire de RTE, M. Arthur Henriot, chargé de mission au cabinet du président, M. Philippe Pillevesse, directeur des relations institutionnelles, et Mme Lola Beauvillain-de-Montreuil, attachée de presse ; – M. Edouard Sauvage, directeur général de GRDF, M. Bertrand de Singly, délégué stratégie, et Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles ; – M. Pierre Duvieusart, directeur général adjoint de GRT Gaz et Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles ; – M. Pascal Sokoloff, directeur général de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), M. Jean Facon, directeur adjoint et M. Charles-Antoine Gautier, chef du département énergie ; – M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE), et Mme Marie Descat, secrétaire générale du Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine (SNCU) ; – M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), Mme Domitille Bonnefoi, directrice des réseaux, et Mme Olivia Fritzinger, chargée des relations institutionnelles.

L’audition débute à onze heures.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Bonjour à toutes et tous ! Merci d’avoir répondu à l’invitation de la mission d’information relative aux freins à la transition énergétique. Je rappelle que, créée par la Conférence des présidents de l’Assemblée nationale en juillet 2018, cette mission a commencé ses travaux en septembre 2018 et a, depuis, réalisé une vingtaine d’auditions et organisé une série de déplacements. Il était très important que nous puissions orienter notre réflexion sur les réseaux d’énergie, qui sont indispensables à notre système électrique, au développement des énergies renouvelables et à l’équilibre de notre mix énergétique.

Pour ce faire nous accueillons : M. Jean-François Carenco, président de la commission de régulation de l’énergie (CRE), accompagné de Mme Domitille Bonnefoi et de Mme Olivia Fritzinger ; M. Philippe Monloubou, président du directoire d’Enedis, accompagné de M. Pierre Guelman ; M. François Brottes, président du directoire de Réseau de transport d’électricité (RTE), accompagné de M. Philippe Pillevesse, de M. Arthur Henriot et de Mme Lola Beauvillain de Montreuil ; M. Edouard Sauvage, directeur général de GRDF, accompagné de M. Bertrand de Singly ; M. Pierre Duvieusart, directeur général adjoint de GRT Gaz, et Mme Agnès Boulard ; M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE), et Mme Marie Descat, secrétaire générale du Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation urbaine (SNCU) ; M. Pascal Sokoloff, directeur général de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), accompagné de M. Jean Facon et de M. Charles-Antoine Gautier.

Je vous indique que nous avons lancé, le 6 mars, pour une durée de six semaines, une consultation publique permettant à chacun de s’exprimer sur ce qu’il considère comme les freins à la transition énergétique et les solutions à apporter pour l’accélérer. Un lien vers cette consultation se trouve sur le site de l’Assemblée nationale. Depuis quinze jours, 4 000 contributions ont été déposées.

La question des réseaux est évidemment au cœur du système, et les opérateurs innovent pour accompagner la transition énergétique, à l’interface entre la production et la consommation.

Avant que vous vous exprimiez, M. le rapporteur va rappeler les contours de cette mission.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Madame, messieurs, je préciserai brièvement le cadre de notre mission. Elle fonctionne depuis juin 2018, pour un an, afin de traiter de sept thèmes : la vision et notre incapacité, peut-être, à nous projeter d’ici dix, vingt ou trente ans dans le nouveau paysage énergétique ; le développement des filières d’énergie renouvelable ; les mobilités ; les économies d’énergie ; la capacité des grands groupes de l’énergie à se transformer ; l’appropriation par les territoires d’un nouveau paysage énergétique plus décentralisé ; la fiscalité et les financements.

En tant qu’intéressés par les réseaux, vous êtes concernés par un grand nombre de sujets, dont la transformation des grands groupes et le développement des nouvelles énergies.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Comme nous avons une très large table ronde, je propose que votre intervention liminaire n’excède pas la durée de sept minutes. Nous sommes conscients que le temps imparti est très court. Vous pourrez toutefois compléter votre intervention lors de la séquence de questions et réponses qui suivra.

M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Madame la présidente, monsieur le rapporteur, merci de nous avoir invités. Je suis notamment accompagné par Domitille Bonnefoi, directrice des réseaux. Vous le savez, la CRE est toujours à la disposition des parlementaires.

Je vous invite, tout d’abord, à noter que le régulateur et les régulés forment une sorte d’équipe. Même si nous ne sommes pas d’accord sur tout, la qualité de l’ambiance entre nous est un des éléments du paysage et un bien commun.

En matière de réseaux électriques, mais cela vaut aussi pour les lieux de production de gaz en France, nous passons d’un système hérité de Charles VII, Charles De Gaulle et Marcel Paul, avec une centaine de lieux de production, à un système comportant des centaines de milliers, voire des millions de lieux de production, ce qui change radicalement la perception des réseaux. Philippe Monloubou pourra vous dire qu’il gère 1,3 million de kilomètres de réseaux…

Ne serait-ce que pour cette raison, les réseaux ont un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique. Ma mission et celle de mes collaborateurs sont de les réguler, afin de les aider à jouer pleinement un rôle de facilitateurs. L’enjeu est non seulement d’atteindre les objectifs fixés en matière de transition énergétique, mais surtout de le faire à un coût maîtrisé. Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) représente aujourd’hui un gros tiers de la facture du consommateur final. Cet élément pèse lourd sur les chiffres d’affaires des uns et des autres.

La régulation des réseaux a été au cœur de la construction du marché intérieur et de l’ouverture des marchés à la concurrence par la non-discrimination. Cette concurrence agit certes aujourd’hui sur les prix, mais son véritable enjeu, c’est l’innovation. Sans la concurrence, la liberté et la non-discrimination, on n’aura pas l’innovation et pas de transition énergétique. La CRE doit y veiller. Elle a pour cela publié récemment son onzième rapport sur le respect par les gestionnaires de réseaux des codes de bonne conduite et d’indépendance, au bénéfice du développement de l’innovation.

Les réseaux et les interconnexions ont été la pierre angulaire de la construction du marché intérieur de l’énergie. Je me félicite que, tous ensemble, avec les fonctionnaires du ministère de l’Europe et des affaires étrangères, avec la représentation permanente de la France auprès de l’Union européenne à Bruxelles, nous ayons été très actifs dans la mise en œuvre de règles optimisées à l’échelle européenne pour l’utilisation des interconnexions, sujet compliqué. Nous avons des sujets de préoccupation avec la Suisse et ceux liés au Brexit sont gigantesques : doit-on ou non couper et dans quelles conditions ?

Les gestionnaires se sont impliqués dans le couplage des marchés. L’équilibre entre achats et ventes sur les réseaux s’effectuant toutes les minutes ou toutes les trente secondes sur les réseaux,…

M. François Brottes, président du directoire du Réseau de transport d’électricité (RTE). Toutes les secondes !

M. Jean-François Carenco. …l’interconnexion européenne change complètement la donne. L’intégration des réseaux est fondamentale.

Concernant les enjeux européens, il convient de poursuivre le développement des interconnexions en veillant à ne le faire que pour celles utiles à la collectivité. Il s’agit d’éviter de faire porter au consommateur final français des coûts inutiles, de limiter les risques de coûts échoués et d’éviter des violences environnementales inutiles. Je rappelle que nous devons exporter 15 % de l’électricité française en chiffres bruts et 11 % en chiffres nets. Nous jouons donc aussi avec les réseaux un rôle économique considérable.

Au titre des succès, je citerai le projet d’interconnexion Golfe de Gascogne, réalisé, et le projet Celtic, sur le point de l’être. En revanche, nous sommes radicalement hostiles au projet STEP (South Transit East Pyrenees), qui n’apporterait pas d’avantage au consommateur final français et serait coûteux en termes de violences environnementales et de TURPE.

Face à un secteur énergétique en forte évolution, certains acquis doivent être préservés, mais il faut aller plus loin : les gestionnaires des réseaux doivent devenir des facilitateurs de la transition énergétique.

Les compteurs intelligents coûtent un peu cher, mais ils vont tellement rapporter qu’ils représentent un bon investissement. Économiquement, c’est déjà pas mal, mais Philippe Monloubou vous dira peut-être qu’Enedis a exporté récemment la technologie française en Inde.

Il convient d’anticiper les évolutions des usages sur les réseaux, induites par l’autoconsommation, les véhicules électriques et le stockage.

Je me permettrai de revenir sur l’autoconsommation. Je n’ai pas compris le sens de la rédaction de l’article 43 bis du projet de loi relatif à la croissance et à la transformation des entreprises (PACTE). J’ai la réputation d’être contre l’autoconsommation. À mon sens, le cadre proposé pour les expérimentations d’autoconsommation n’est pas une bonne affaire pour les réseaux. Où est l’équilibre financier ? Où est la recherche des méthodes d’équilibre des réseaux ? Où est le financement ? Je ne crois pas à l’isolationnisme énergétique, pour ne pas employer des mots plus lourds.

L’innovation, ce sont les réseaux. Il n’y a pas d’innovation sans un rôle parfait des réseaux.

Quant au rôle de la CRE, nous avons mis en place un comité de prospective dont un groupe « réseaux » participe toujours aux travaux, pour essayer d’anticiper. Il nous faut travailler sur des tests. Autant j’ai été surpris par les dispositions adoptées en matière d’autoconsommation, autant je me réjouis de la possibilité de mettre en œuvre un « bac à sable réglementaire » afin de réaliser des tests de manière intelligente. Je me félicite surtout qu’on y ait inclus le gaz. Ce qui va se passer en matière de gaz vert doit être testé et financé dans le cadre d’une expérimentation.

M. Philippe Monloubou, président du directoire d’Enedis. Madame la présidente, monsieur le rapporteur, merci de nous fournir l’occasion de nous exprimer sur un sujet clé. Vous l’avez intitulé « Freins à la transition énergétique », or, sans avoir atteint les objectifs affichés dans le projet de PPE, nous avons déjà fait beaucoup, en sorte que nous pourrions d’ores et déjà parler de leviers.

Quelque 17 gigawatts (GW) d’énergies renouvelables (ENR) sont d’ores et déjà raccordés aux réseaux. En dix ans, 24 000 bornes de recharge ont été installées, certes pas toutes publiques. On compte 17 millions de compteurs communicants et près de 400 000 producteurs. Ils ne sont pas tous du niveau des producteurs historiques, mais ce sont tout de même des producteurs, avec des contrats de production, c’est-à-dire avec l’ingénierie nécessaire et les impacts sur le réseau. Autrement dit, nous avons acquis une expérience ENR, parfois au prix d’adaptations réalisées au pas de course, aujourd’hui installée dans le processus industriel.

Madame la présidente, vous avez évoqué à juste titre la transformation fondamentale des entreprises. Il nous revient de le faire, et cela ne doit pas être un frein. J’ai coutume de dire, d’une façon un peu simplificatrice, qu’après avoir été des industries du temps long et de la linéarité, nous devenons des industries du temps réel et de la dimension systémique. Il ne s’agit plus de délivrer un kilowattheure top-down mais d’équilibrer à toutes les mailles l’intégration massive d’énergie renouvelable et de gérer des véhicules ou du stockage. Cette dimension doit être rendue industriellement soutenable, ce qu’il nous appartient de faire.

J’en reviens aux leviers. La transition énergétique s’effectue de plus en plus à l’initiative des territoires eux-mêmes, dans une logique de valorisation de leurs ressources. Leur capacité à développer les principes fondamentaux de la transition énergétique s’exerce à plusieurs niveaux. François Brottes le dira peut-être différemment, mais, pour intégrer massivement et raccorder ces énergies renouvelables, il convient d’en anticiper au maximum l’impact sur les réseaux dans la programmation, la vision, la mise en œuvre de la production des énergies renouvelables comme de la mobilité électrique. Nous avons eu ces débats à l’occasion de certaines évolutions législatives. C’est un point clé.

On peut parler de schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET), de plan climat air-énergie territorial (PCAET), de schémas directeurs à différents niveaux, des schémas que les syndicats d’électrification ont pu développer par eux-mêmes ou de la vision propre des collectivités, un des vecteurs de l’efficacité est la capacité de coordination. Nous avons une part de responsabilité, mais elle ne saurait être exclusive, elle devra être soutenue à tous les niveaux en vue d’une optimisation globale. C’est une question d’efficience, de rapport coût/efficacité, d’optimisation des investissements réseaux. Je rejoins ce que disait Jean-François Carenco : en fonction des modalités d’implantation et de la vision d’ensemble, l’impact sur le réseau et l’atteinte des ambitions de la transition énergétique seront différents. Compte tenu du fait que les constantes de temps ne sont plus les mêmes que celles que nous avons connues historiquement, il est indispensable que cette vision d’ensemble soit meilleure que celle que nous avons connue jusqu’à présent.

S’agissant des raccordements, nous sommes régulièrement sollicités, pour ne pas dire challengés, voire critiqués, parfois à juste titre. Par définition, les 100 % de qualité des processus industriels ne sont pas de ce monde. En outre, et le sujet avait été souligné par la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), certaines procédures de simplification tardent à venir. Certaines procédures administratives datent d’une époque où le numérique n’existait pas, où l’urbanisation et l’environnement des villes ou des collectivités n’obéissaient pas aux mêmes logiques de coordination. Si l’on veut éviter d’être confronté à des difficultés pour tenir les objectifs fixés localement et nationalement, il convient d’accélérer la simplification, non seulement au sein des entreprises, et cela relève de notre responsabilité, mais aussi dans le champ administratif.

En résumé, la clarification des liens entre les différents espaces de planification, la mise en cohérence des ambitions et la simplification en matière de raccordement seraient sans nul doute un facteur de réussite ou, à tout le moins, d’accélération de la réussite des ambitions de la transition énergétique.

Par ailleurs, il convient de donner au consommateur les moyens d’agir. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) contient de nombreux éléments liés au mix énergétique et d’autres liés à l’efficacité énergétique. Ce sujet concerne l’ensemble des parties prenantes, c’est-à-dire les collectivités mais aussi le citoyen consommateur dans une logique d’équité d’accès à la maîtrise de l’empreinte énergétique et de la consommation.

Jean-François Carenco a évoqué le compteur communicant Linky, outil en cours de déploiement. Aujourd’hui, le compteur communicant n’est plus une option. Cela vaut pour l’Inde comme pour n’importe quel autre pays. Comme l’a dit Jean-François Carenco, il n’y aura pas de transition énergétique sans compteur communicant, pour la simple raison que pour développer l’efficacité énergétique, comprendre la facture à l’échelle d’un bâtiment ou d’une collectivité, et tout simplement pour déployer massivement des ENR à l’échelle des territoires, il faut des données. Nous y travaillons. Plus de la moitié des foyers français sont équipés d’un compteur Linky. Il ne vous échappe pas qu’il subsiste encore quelques résistances, relevant parfois d’archaïsmes ou de visions exacerbées. Je souhaite là aussi l’envoi d’un message fort afin que l’opposition à certains dogmes ou visions hérités d’une autre époque soit soutenue l’ensemble des acteurs. Je ne vise pas le régulateur qui, sur ce point, nous apporte un soutien indéfectible.

J’évoquerai enfin la dimension tarifaire pour laquelle nous travaillons activement avec la CRE. L’évolution de l’autoconsommation justifie une révision de la structure même des tarifs afin d’envoyer des signaux économiques bons et justes. De plus, des niveaux d’investissement élevés seront nécessaires. Pour sécuriser durablement la capacité d’investissement sur les réseaux avec les bons actionnaires, il faut faire en sorte que le tarif rémunère durablement les investissements au bon niveau. Par conséquent, la PPE doit être juste et soutenable du côté actionnarial et du client final. Cet équilibre auquel travaillons avec la CRE sera un autre élément déterminant de la transition énergétique.

En conclusion, la solidarité et la péréquation deviennent plus que jamais des facteurs clés. La transition énergétique ne se fera pas sans une exigence accrue en matière de résilience et de qualité des réseaux. Parce que les métiers changent profondément, qu’il s’agisse du transport du gaz ou de la production d’énergie, il est besoin de niveaux d’opérateurs industriels d’une tout autre dimension que ceux que nous avons connus. Il nous faut aussi la durée, parce que les engagements et les durées d’investissement portent sur du temps long. C’est pourquoi nous gérons actuellement de nouveaux équilibres contractuels entre concédants et concessionnaires.

M. François Brottes. Madame la présidente, monsieur le rapporteur, mesdames et messieurs les députés, je ne pourrai pas, en cinq minutes, faire beaucoup plus que lire mon sommaire, avant de répondre à vos questions, bien que j’aie préparé une intervention pour vous être utiles. Merci de cette mission sur les freins à la transition énergétique. Je sais que, dans cette maison, on sait parfois lever les freins, et ce travail est destiné à vous éclairer sur des possibilités de déblocage…

Je rappelle que RTE est au cœur de la transition énergétique électrique aussi bien que gazière, secteur avec lequel nous entretenons des liens de plus en plus étroits, le gaz étant un élément de la réussite de la transition. Sans raccordement à un réseau, il n’y a pas de production. Or les producteurs autonomes potentiels ne souhaitent pas forcément se couper complètement du réseau, faute de quoi ils n’auraient plus d’assurance. Je remercie le président de la CRE d’y être attentif. Qu’on n’utilise pas le réseau ou qu’on veuille l’utiliser à n’importe quel moment, le prix est identique, puisqu’il est essentiellement constitué de charges fixes.

L’entreprise RTE travaille en France continentale et en Europe. Agir sur un réseau européen est une chance pour nous tous, car cela permet d’organiser nombre de solidarités. Nous regrettons toutefois que les parcs de production de nos différents pays ne soient pas coordonnés. Les pays prennent des initiatives, les parlements des pays prennent des initiatives, des PPE s’organisent ici ou là, mais chacun fait son mix dans son coin sans parler avec le voisin. Or les réseaux étant interconnectés, ils doivent parfois gérer les éléments de vulnérabilité qui se compilent faute de coordination.

Mon « sommaire » est ainsi composé : chapitre 1er, les contraintes liées aux lois de la physique, lesquelles ne font pas de politique ; chapitre 2, les contraintes liées aux règles du marché ; chapitre 3, les contraintes liées à des problèmes politico-sociétaux d’acceptabilité des ENR. Je pourrais développer longuement chacun de ces chapitres, mais je crains de ne pas en avoir le temps.

Concernant les lois de la physique, un réseau de transport doit être maintenu à une fréquence de 50 hertz, ce qui se joue à la seconde près. Quand la fréquence s’écroule, le réseau s’écroule, et c’est le « black-out », avec lequel on ne peut faire ni renouvelable ni non renouvelable. On peut battre des records d’exportation, comme cela a été le cas de la France le 22 février 2019, avec 17 415 mégawatts (MW), soit 23 % de la production, et avoir de temps en temps – quatre jours cette année, une quinzaine de jours l’année dernière – des moments de fragilité liés à des éléments de météo, qui ne fait pas non plus de politique. Un degré en moins, c’est un besoin de 2 400 MW supplémentaires. Je rappelle que nous sommes les plus thermosensibles d’Europe, avec beaucoup de chauffage électrique, et nous portons à nous seuls 50 % de cette thermosensibilité.

Le réglage de la tension est un autre sujet. Si la tension n’est pas maintenue, le réseau s’écroule. La question se pose plutôt par plaques régionales. Alors que l’équilibre entre demandes est au rendez-vous, on est obligé de recourir à des outils pour mettre la tension au niveau. Philippe Monloubou recourt de plus en plus au réseau de transport. Comme il y a de plus en plus de production locale, qu’il n’est pas chargé de l’équilibre entre demandes mais que cela relève de notre compétence, les équipes de Philippe Monloubou, quand elles en ont trop, en envoient chez le voisin. En décembre 2016 et décembre 2017, les deux mêmes mois, c’était plus 180 %, ce qui n’est pas rien. En moyenne, c’est plus 50 %. C’est bon signe, cela signifie qu’il y a de plus en plus de production décentralisée, mais cela nous oblige à changer nos modes de gestion, de langage, d’équilibre, donc d’exercer un nouveau métier, avec des milliers d’acteurs en plus.

Les énergies renouvelables sont très sensibles à la météo. Quand il n’y a pas de vent, c’est difficile pour l’éolien et quand il n’y a pas de soleil, c’est difficile pour le photovoltaïque. Cela se prévoit de plus en plus facilement mais c’est une prévision qu’on subit. Il y a tout de même lieu de se réjouir d’avoir battu, il y a peu, le record de production éolienne, avec l’équivalent de 82 % de la puissance installée. Là aussi, il y a un « faux ami » : ce n’est pas parce qu’on installe tant de GW en éolien que l’on obtient autant de GW en production. C’est beaucoup moins le cas pour le nucléaire, qui reste tout de même le principal élément du parc de production français, mais au cours du mois de décembre 2018, la production éolienne a varié entre 1 % et 82 % de la puissance installée. C’est un sport où il faut être assez flexible.

Concernant la contrainte des règles du marché, je ne reviendrai pas sur la multiplication des acteurs. Les règles de marché ne sont pas compatibles avec la physique. Ceux qui les conceptualisent considèrent que les blocs d’énergies vendus au pas horaire sont bâtis de la même façon et démarrent en même temps de la même façon. Or l’écroulement de fréquence auquel nous avons été confrontés le 10 janvier, à 21 h 02, était dû au fait qu’à l’heure ronde de 21 heures, un certain nombre de productions s’arrêtent et d’autres productions arrivent sur le marché. Le délai de prévision se raccourcit puisque les prévisions se font désormais plutôt en infrajournalier et non plus la veille, comme auparavant,. Le temps de démarrage d’une production éolienne n’a rien à voir avec celui d’une production thermique, nucléaire ou autre. On appelle cela du ramping. Cela ne fonctionne pas comme on veut et il y a du « retard à l’allumage ». Il est difficile de faire coïncider exactement la courbe de consommation avec la courbe de production. Il faut donc améliorer les règles du marché pour ne pas subir une nouvelle catastrophe, comme celle subie le 10 janvier.

J’ajouterai que 42 % du volume de l’électricité sont aujourd’hui échangés dans la journée sur les marchés, contre 2 % à 3 % auparavant. Cela signifie que les marchés fonctionnent, qu’il y a de plus en plus d’acteurs, mais aussi que la logistique doit suivre avec des moyens nouveaux. Heureusement que les régulateurs sont là !

De plus, il y a encore de l’idéologie. L’Europe nous dit que 15 % du volume de notre production potentielle devra être mis en interconnexions. Pour quoi faire ? Combien cela coûte-t-il ? Est-ce sérieux ? L’Europe nous dit : les interconnexions, c’est bien, mais nous en avons 50 avec les autres pays et 420 en Europe. Dès lors, 70 % des tuyaux doivent être laissés au marché, le reste pouvant être à la main des gestionnaires de réseau de transport. Ces 70 % sont-ils applicables sur l’année ou par seconde ? On peut se retrouver dans l’embarras en appliquant une règle débile pour la sûreté électrique du réseau.

Je vous alerte sur ces sujets, parce que les énergies renouvelables ont la chance d’avoir un réseau interconnecté. Comme il y a toujours du vent quelque part, elles trouvent une place pour s’exprimer sur les réseaux.

Nous travaillons sur la mutualisation, mais, pour moi, les contraintes sont politico-sociétales. Le droit au recours fait partie de la démocratie, comme le droit de manifester. Mais nous avons affaire à des opposants qui usent en permanence d’arguments dilatoires et pour qui il ne s’agit pas d’aménager un projet mais de l’empêcher. Depuis 2012, aucun projet de parc offshore n’a épuisé l’ensemble de ses recours. Des ouvrages indispensables à la sûreté électrique du pays sont arrêtés parce que les tribunaux prennent leur temps pour répondre. Il faut absolument que vous leur forciez la main en raccourcissant les délais. Il est inutile de fixer des objectifs à atteindre pour le climat ou pour la PPE si l’on est incapable de les mettre en œuvre. Or, aujourd’hui, dans beaucoup d’endroits, on en est incapable.

M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF. Je rebondirai sur les sept thèmes évoqués par le rapporteur. À GRDF, nous avons la conviction que deux de ces thèmes doivent être développés ensemble : la vision et les territoires. Nous sommes convaincus que la transition énergétique ne peut procéder de décisions de l’État seul mais qu’elle relève de choix sociétaux. Compte tenu de la complexité du challenge visant à aller vers un monde décarboné, la vision ne peut être acceptée par la société que si elle part des territoires. Cela doit être une préoccupation permanente du législateur et de tous les acteurs. Sommes-nous bien, dans les décisions qui sont prises, dans l’anticipation des attentes réelles des territoires ?

Philippe Monloubou parlait des PCAET, des SRADDET, de toutes les initiatives prises par des entreprises, des individus ou des collectivités locales pour participer à la transition énergétique. Le projet de PPE mentionne sur deux pages l’existence de ces schémas mais ne l’analyse pas. On ne peut réussir la transition énergétique si elle ne part pas des territoires. À l’évidence, les gestionnaires de réseau des territoires sont un opérateur essentiel. Le président Carenco rappelait que la distribution est un bien commun ; j’ajouterai qu’elle est un bien qui appartient aux collectivités locales, donc un bien public. Le challenge est bien pour GRDF de trouver le juste équilibre entre l’efficacité que permet un opérateur national et l’attente des collectivités locales. C’est bien parce que les attentes sociétales seront reflétées dans les différentes politiques mises en place que nous pourrons réussir la transition énergétique. Il convient en priorité de définir l’ambition des collectivités locales et les attentes de la société.

J’ai eu l’occasion de dire que nous avions été surpris de constater dans les annonces relatives à la PPE que les arbitrages budgétaires allaient à l’encontre du développement des énergies renouvelables plébiscitées lors du débat public. Je pense à la méthanisation et à la géothermie, alors que plus grand budget est prévu pour l’énergie renouvelable, qui avait recueilli le moins d’enthousiasme et qui correspondait le moins à une attente sociétale ou à une attente des territoires. Là aussi, la transition énergétique réussira si elle correspond aux attentes de la société, sauf à démontrer que des choix différents font sens économiquement.

Il faut être capable de justifier de plus en plus la pertinence économique. D’où l’intérêt d’avoir un régulateur qui monte en compétence et qui anime les débats pour définir le choix économique et indiquer les euros de dépense publique évités par tonne de CO2. J’ai vainement cherché dans la PPE une explication politique par politique, tout comme j’y ai cherché vainement la dépense publique attachée à certaines politiques. Il y a bien une annonce de milliards prévue pour les énergies renouvelables, mais le bilan en euros par tonne de CO2 évitée par ces différentes politiques n’est pas indiqué.

Plutôt que de ne voir le carbone que sous forme de taxe, ce qui provoque un rejet, une saine politique publique consiste pour nous à définir la valeur tutélaire du carbone, et quel est le bilan en euro par tonne de CO2 évitée des différentes politiques et les différents investissements proposés. Le frein majeur à un développement économique réussi et partagé, c’est l’absence de tels chiffrages et l’absence de débat contradictoire. Certes, l’analyse du bilan carbone d’un cycle de vie complet d’un véhicule électrique est complexe et peut donner lieu à des débats d’experts, mais il est incontournable et d’ailleurs souvent bien réalisé par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Les données existent, mais elles ne sont pas suffisamment débattues et mises sur la place publique. Seuls des débats comme on peut en avoir dans les groupes prospectifs de la CRE permettront de faire comprendre certains choix qui ne répondent pas à l’envie spontanée des habitants.

Des freins techniques évidents ont été mentionnés par mes collègues, notamment les délais. Pourquoi, dans notre pays, certains projets nécessitent trois à quatre fois plus de temps pour être réalisés que d’autres ? Ainsi, le Parlement, et je m’en réjouis, a voté le droit à l’injection pour les projets de méthanisation. Mais six mois après la promulgation de la loi, le décret définissant qui paie quoi n’est toujours pas publié. Ce sont six mois de perdus pour la transition énergétique et le développement de la méthanisation.

Un autre élément évident d’une transition énergétique réussie est la stabilité. Des règles changeant en permanence ne peuvent influer positivement sur les acteurs. C’est le cas du crédit d’impôt transition énergétique. Il donne lieu chaque année à des débats sans fin pour savoir s’il faut ajouter ceci ou supprimer cela, ce qui crée de l’incertitude. Lorsqu’il y a de l’incertitude, les seuls projets qui se réalisent et qui bénéficient de la subvention publique sont ceux qui se seraient réalisés de toute manière, en sorte qu’une dépense publique reste inefficace. Si nous sommes en retard en matière d’efficacité énergétique, c’est non seulement parce que ce n’est pas une priorité, mais aussi et surtout parce que les subventions et les certificats d’énergie changent tout le temps.

Enfin, comme nous sommes, à GRDF, intimement convaincus de la nécessité de l’efficacité énergétique, nous avons beaucoup plaidé pour l’instauration d’une prime à la casse des vieilles chaudières. Nous nous réjouissons que le décret soit enfin paru. Je rappelle que le potentiel est de 50 térawattheures (TWH) économisés, pour un parc de chaudières équivalent à celui des Pays-Bas. Il ne s’agit pas de rêver à des innovations technologiques qui arriveront dans dix ans. Il s’agit simplement de subventionner ce qui est le plus efficace. Remplacer sa vieille chaudière à gaz par une chaudière à condensation représente une économie immédiate de 30 %. Il n’y a pas à réfléchir sur des bouquets de travaux compliqués que personne ne fera. Il faut du pragmatisme, écouter la société, adopter une approche claire de l’avantage des différentes solutions. Or nous sommes convaincus, et Pierre Duvieusart y reviendra certainement, que le gaz est indispensable, notamment pour les usages chaleur, parce qu’il permet un stockage saisonnier. Le parc électrique français a appris à moduler sa production pour suivre le chauffage. Il doit le faire aussi en suivant la météo. S’il y a moins de soleil ou moins de vent, il ne pourra pas réaliser les deux modulations en même temps. Certains plaident pour une relance du chauffage électrique. Nous pensons que ce serait irresponsable du point de vue économique et environnemental.

M. Pierre Duvieusart, directeur général adjoint de GRT Gaz. Je souhaiterais vous faire partager deux convictions fortes de GRT Gaz à l’aune de la stratégie nationale bas-carbone.

La première, c’est qu’il y a plusieurs manières d’aboutir à la neutralité carbone à l’horizon 2050. Par définition, il y a beaucoup d’incertitudes sur le chemin : incertitudes technologiques, incertitudes sur l’évolution du développement de certaines filières, incertitudes comportementales d’acceptation. Il est important de rester collectivement ouverts aux différentes solutions possibles et de ne pas se fermer de portes trop vite. Autrement dit, il ne faut pas mettre trop tôt tous ses œufs dans le même panier.

La seconde conviction, c’est que, quelle que soit la cible en 2050, il y aura un vecteur gazier décarboné significatif. Pour gérer l’intersaisonnalité – je fais écho à ce qu’on dit certains de mes prédécesseurs – le fluide gazier a des atouts naturels. Aisément stockable, il se prête à des usages nécessitant de la puissance embarquée, c’est-à-dire des usages de mobilité. La complémentarité des systèmes énergétiques a déjà été évoquée et semble assez partagée au niveau européen tant par les gaziers que par les électriciens. Nous avons l’espoir que le quatrième « paquet énergie » européen qui va entrer en discussion en fera la démonstration. Un mix qui ne laisserait pas de place au gaz serait un mix désoptimisé pour la collectivité, pour les consommateurs comme pour les producteurs.

Forts de ces convictions, regardons, plus près de nous, les orientations à prendre à l’horizon 2030. La filière gazière soutient plusieurs vecteurs, notamment la production de biométhane en tant que source de gaz en développement et le nouvel usage du gaz en mobilité. Nous sommes convaincus que ces deux orientations seront sans regret pour la collectivité, parce qu’elle s’inscrit dans la cible et parce qu’elles présentent des externalités complémentaires positives.

On parle souvent – j’ai entendu le président Carenco l’évoquer – des quatre politiques soutenues par le biométhane : énergie et climat, aménagement du territoire, agriculture et agroécologie, déchets et économie circulaire. On peut d’ailleurs noter qu’aujourd’hui, seule la politique « énergie et climat » soutient le développement du biométhane et que la volonté de verdir le gaz ne bénéficie que d’une très faible partie de la contribution de l’énergie gazière aux équilibres budgétaires du pays.

Ces deux orientations sont très fortement soutenues par les territoires et se retrouvent dans les SRADDET.

J’évoquerai maintenant quelques freins concrets et immédiats.

Concernant les orientations, nous considérons que les cibles aujourd’hui affichées ne sont pas suffisamment ambitieuses - je pense principalement au biométhane – et sont même revues à la baisse, ce qui n’est pas un bon signal donné pour développer ces filières, qui plus est avec des conditions de rachat qui se durcissent. À notre connaissance, cela n’avait jamais été envisagé pour aucune autre filière ENR.

Dans certains cas, les textes sont publiés en décalage temporel par rapport aux votes du législateur. Un texte a été évoqué. Nous pensons également à un arrêté tarifaire sur la réfaction, pour lequel il s’est écoulé une bonne année entre le vote de la loi et l’opérationnalité, donc à l’utilisation par les porteurs de projets.

Un troisième frein est représenté par le stop-and-go, qui envoie un signal très négatif sur le biométhane. Annoncer une baisse des prix assez forte induit une efficience économique et une efficience de la dépense publique évidentes, mais annoncer rapidement des baisses de soutien fortes conduit à une accumulation de projets en un temps resserré. Les porteurs de projets disent que cela conduit mécaniquement à un renchérissement des coûts immédiat, avec un risque de réduction brutale. Nous militons pour réduire ces stop-and-go.

On peut d’ailleurs prendre exemple sur ce qui a été fait en matière de mobilité, où l’aide est plus permanente. Le développement du gaz dans les mobilités poids lourds et pour les véhicules utilitaires est positif. Nous espérons que ce soutien perdurera, nous en espérons même davantage sur certaines filières.

Il faut être vigilant sur l’action au niveau européen. Je rejoins ce qu’a dit Édouard Sauvage sur l’importance de l’analyse des cycles de vie. Elle n’est pas réalisée au niveau européen. On s’en tient aux émissions des pots d’échappement, ce qui ne va pas dans le bon sens pour prendre les bonnes décisions collectives.

À un horizon plus lointain, concernant les « nouveaux gaz », c’est-à-dire les filières power to gas, ou pyrogazéification, il importe de passer dès à présent de la phase expérimentale à la phase industrielle et de mettre en place des mécanismes de soutien plus pérennes.

En conclusion, le réseau de gaz, qui est aujourd’hui construit et en bonne partie amorti, et dont le coût marginal est donc assez faible, constitue un actif collectif plus que précieux. Il dispose d’une puissance d’appel considérable, aujourd’hui 50 % supérieure à celle du réseau électrique, et est très rapidement mobilisable. D’une longueur de plus de 200 000 kilomètres en France, le réseau gazier est discret, opérationnel vingt-quatre heures sur vingt-quatre, sept jours sur sept, quelles que soient les conditions climatiques. Il présente une grande qualité pour les paysages et la biodiversité. C’est donc un atout à cultiver pour notre transition énergétique.

M. Pascal Sokoloff, directeur général de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR). Merci, madame la présidente, monsieur le rapporteur, mesdames et messieurs les députés, d’avoir invité les représentants des territoires que nous sommes. Les collectivités locales et les territoires sont des acteurs incontournables de la réussite de la transition énergétique. Nos territoires sont présents sur tous les maillons de la chaîne énergétique, de la production aux usages en passant par les réseaux. Au regard du format de cette audition, j’évoquerai plus particulièrement les réseaux.

Le dénominateur commun des trois réseaux de distribution d’énergie – électricité, gaz et chaleur – est leur appartenance aux collectivités locales en leur qualité d’autorités concédantes de la distribution d’énergie de réseaux et, parfois, de maîtres d’ouvrage de travaux.

Nous représentons les collectivités décentralisées et nous pensons que la décentralisation ajoute à l’efficacité de la transition. Pour autant, comme l’évoquait le président Carenco, nous sommes attachés à la préservation de la cohésion territoriale et de ce qui l’incarne, c’est-à-dire la péréquation, notamment s’agissant de l’électricité. Le sujet est pour nous de bien positionner nos collectivités sur une synthèse entre l’efficacité territoriale locale et la participation à une vision nationale incontournable.

Je me livrerai à un « zoom » rapide sur les trois réseaux d’énergie.

Les collectivités que nous représentons, c’est-à-dire, pour l’essentiel, de grands syndicats d’énergie et des métropoles, sont les autorités organisatrices de la distribution d’électricité, qu’elles concèdent aux gestionnaires de réseau que sont Enedis et les entreprises locales de distribution non nationalisées. Je signale au passage que ces concessions comprennent également un volet fourniture, puisqu’elles conduisent la collectivité à concéder de l’activité de fourniture au tarif réglementé de vente à l’opérateur de fourniture, par exemple, à EDF pour la majeure partie du territoire. Dans le cadre de ces concessions, les collectivités ont d’abord un rôle d’impulsion qui s’incarne dans les contrats de concession.

Rappelons ici que nous avons opéré en partenariat avec France Urbaine et Enedis, à la fin de l’année 2017, une rénovation des contrats de concession en diffusant un nouveau modèle qui avait pour ambition d’inclure très largement les enjeux de la transition énergique. Nous avons évoqué à plusieurs reprises la nécessité d’avoir une vision. C’est un point important de ces nouveaux modèles, puisque nous y avons intégré de nouveaux outils : des schémas directeurs, des programmes pluriannuels d’investissement qui ont précisément pour vocation de clarifier la façon dont la transition énergétique et le développement des énergies renouvelables vont s’opérer dans les territoires. Il y a donc des leviers intéressants.

Il y a également des freins. Je me limiterai à signaler l’insuffisante agilité de l’outil pourtant remarquable qu’est le compte d’affectation spéciale (CAS) « financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale » (FACE). Ce fonds, ancien, qui a joué un rôle fondamental dans l’équipement du territoire en réseaux d’électricité, doit aujourd’hui s’adapter à la transition énergétique. D’ailleurs, la Cour des comptes, après l’avoir contrôlé, l’a signalé dans son rapport public de l’année dernière. Il ne s’agit pas de renoncer au caractère rural du FACE. La ruralité est un partenaire essentiel de la transition énergétique, car c’est bien dans la ruralité que l’on peut déployer des capacités d’énergie tout simplement parce que c’est là que le foncier se trouve. Toutefois, cet outil n’a pas été suffisamment adapté aux nouveaux objectifs de la transition énergétique. S’il est bien adapté au financement des extensions et des renouvellements de réseaux, à la sécurisation physique des réseaux, en revanche, toute une série d’objets nouveaux évoqués par la Cour des comptes - économies d’énergie, rationalisation des réseaux, rénovation énergétique, stockage – mériteraient d’être inclus dans ce dispositif. Nous en avons fait la demande à plusieurs reprises.

Nous trouvons que l’État tarde un peu à prendre les mesures réglementaires capables de mettre en place les sous-programmes correspondants. En particulier le FACE pourrait traiter le déploiement des bornes de recharge des véhicules électriques. Les autorités concédantes que nous représentons ont assuré le déploiement d’environ les deux tiers des infrastructures de recharge actuellement présentes sur le domaine public. Pour autant, l’équipement du territoire n’est pas terminé et doit être parachevé. Pour ce faire, nous avons besoin de financements complémentaires. Il nous semble que, compte tenu de l’articulation entre les bornes de recharge, la mobilité électrique et le stockage, il y aurait un intérêt à l’inclure dans le périmètre du FACE.

J’évoquerai également les questions gazières qui viennent d’être abordées. Nous adhérons à l’idée que le gaz concourt positivement au mix énergétique local et qu’il peut être un point d’appui de la transition énergétique, notamment par le développement du biométhane. Toutefois, je partage les points de vue avancés notamment par Edouard Sauvage. Nous trouvons que les signaux qu’on s’apprête à donner dans la PPE manquent d’ambition au regard du développement du biométhane.

Nous rencontrons aussi un problème de réglementation. Si le législateur, dans la loi du 30 octobre 2018 pour l’équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous, dite « loi EGALIM », a bien intégré les collectivités que nous représentons dans les boucles de procédure du déploiement du biométhane sur le territoire, en revanche, nous ne sommes pas associés à la préparation des textes réglementaires d’application. Les quelques informations fragmentaires que nous avons captées nous laissent craindre que, dans la rédaction de ces projets de décrets, les collectivités locales soient purement et simplement oubliées, à la fois comme parties prenantes de la planification énergétique locale et comme cofinanceurs du développement des réseaux qui raccorderont les méthaniseurs au réseau de distribution. Ce serait créer une fragilité juridique et une insuffisance en termes de bouclage financier. Nous pensons qu’il faut rapidement remettre les choses en place sur ce plan.

La CRE est un acteur important. Il faut travailler à une meilleure coordination entre le régulateur national qu’est la CRE et les régulateurs locaux que sont les autorités concédantes. Nous intervenons parfois sur des sujets communs, tels que des indicateurs de performance ou une vision prospective du développement des réseaux, mais nous trouvons que cette coordination est insuffisamment assurée.

Les collectivités organisent également les réseaux de distribution de chaleur et de froid. La chaleur renouvelable étant un bon vecteur de la décarbonation des systèmes énergétiques. Nous soutenons son développement, mais nous regrettons que la PPE mette insuffisamment l’accent sur le froid renouvelable. On ne lui a pas fixé d’objectifs spécifiques, alors que l’évolution du climat va rendre la problématique des îlots de chaleur et de la climatisation de plus en plus prégnante.

Pour conclure, vous l’avez compris, nous pensons que les territoires sont des points d’appui incontournables de la transition énergétique et surtout des lieux de synthèse entre l’efficacité environnementale, l’efficacité économique et la préservation de la cohésion sociale et territoriale, à condition que l’on sache situer les compétences au bon niveau, c’està-dire un niveau de collectivités organisatrices de taille suffisante, ce qui est le modèle que nous défendons.

M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE). Je tiens à vous remercier tout particulièrement de nous avoir conviés à ce débat puisque, au regard de notre taille de représentants des réseaux de chaleur, avec 5 000 kilomètres de réseau, nous sommes des nains. Nous sommes d’ailleurs souvent traités comme tels dans le débat public comme dans le débat politique, voire dans les comités de prospective ou les conseils nationaux. Toutefois, paradoxalement, en matière de transition énergétique, notamment en matière de décarbonation de l’énergie, donc de développement d’énergie renouvelable, nous sommes un des principaux vecteurs de soutien au développement de la distribution et de la promotion de la chaleur renouvelable.

Nous sommes un nain particulièrement efficace si l’on considère notre parcours sur les dernières années, depuis la création du fonds chaleur. Les réseaux qui véhiculaient 8 TWH de chaleur renouvelable en 2009 en véhiculaient 17 TWH en 2017, soit une progression tout à fait notable de notre contribution. Ces térawatt-heures pèsent très lourd dans le bilan national en matière d’émission de carbone. En pratique, nous avons divisé par deux, les émissions de CO2 par kilowattheure (KWh) produit et distribué par les réseaux de chaleur.

Nous sommes également efficaces en matière économique. M. Carenco le rappelait tout à l’heure, on a souvent oublié ce qu’on appelle aujourd’hui la maîtrise des coûts collectifs, que la PPE désigne comme un objectif majeur. De ce point de vue, avec la chaleur renouvelable et les réseaux qui les véhiculent, d’après le rapport de la Cour des comptes et le rapport de la direction du Trésor, nous sommes de très loin la solution la plus efficiente en termes d’euros de soutien public par tonne de CO2 économisée.

Dernier point sur lequel nous ne sommes pas des « nains » : nos projets, et les projets de chaleur renouvelable de façon générale, sont des projets de croissance verte. Si la loi du 17 août 2015 est intitulée « loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte », c’est parce que la chaleur renouvelable véhiculée par les réseaux se substitue à des importations d’énergie fossile, puisque la production de chaleur reste majoritairement d’origine fossile. Il s’agit de solutions locales, qui passent par des investissements, des emplois locaux, l’exploitation de ressources locales comme la biomasse et la géothermie. Ces projets sont des leviers de la croissance économique, parce qu’à travers les investissements, on génère, en substitution des importations des emplois locaux.

Tout cela fait que les réseaux de chaleur sont reconnus comme étant un vecteur important de cette transition.

Or, dans la pratique, nous ne sommes pas traités comme tels. Les résultats sont en retard. Nous sommes à environ la moitié du rythme de développement annuel attendu dans la précédente programmation pluriannuelle et répété dans la suivante, tout simplement parce que, bien que nous soyons économiquement le plus efficients, l’allocation de moyens financiers n’est pas suffisante. Nous réclamons non pas une enveloppe globale d’un fonds chaleur mais un peu plus d’aides par projet, d’autant plus indispensables que la trajectoire de la valorisation carbone à travers la contribution climat-énergie est actuellement suspendue. Nous pensons avoir une capacité de réaction importante pour atteindre ces objectifs. Nous estimons que la chaleur transportée par les réseaux de chaleur pourrait être multipliée par cinq. Nous l’avons vérifié auprès des territoires en matière de ressources et de capacité à le faire. C’est un objectif facilement atteignable pour autant qu’on le mette en tête de gondole et qu’on lui en donne les moyens.

À court terme, nos demandes et préconisations sont donc de réévaluer les dispositifs d’aide en fonction des projets. En outre, une partie de la compétitivité des réseaux de chaleur a été obtenue au travers de cogénérations de gaz, outils particulièrement efficients en matière de performance énergétique. Dans les prochaines années, ces installations vont sortir des dispositifs d’aide à travers des tarifs d’achat. Nous souhaiterions la mise en place d’un dispositif de soutien destiné à tout le moins à amortir au moins les installations existantes, de sorte qu’elles puissent continuer à contribuer, comme par le passé, à la compétitivité de la chaleur distribuée par réseau.

Enfin, les réseaux de chaleur doivent faire l’objet d’approches systémiques, ce qui est le cas d’à peu près tous. Un point d’équilibre doit être trouvé dans les plans d’aménagement urbain et les projets territoriaux entre la nécessité de garder une consommation suffisante et le besoin d’extension des réseaux. Nous souhaitons que ce sujet soit mieux pris en compte dans les SRADDET, les PCAET et les dispositifs de cette nature.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Nous en arrivons au jeu des questions et réponses.

Au fil de toutes ces auditions, nous avons mis en évidence le fait que le rôle des gestionnaires de réseau est amené à évoluer. Chacun d’entre vous l’a dit, l’adaptation et la transformation des entreprises sont nécessaires. Votre rôle premier de transporteur va passer à celui de facilitateur d’énergie produite. Quels freins identifiez-vous à cette évolution ?

Nous avons aussi mis en évidence la complémentarité entre les réseaux de gaz et d’électricité, mais il en est moins souvent question avec les réseaux de chaleur. Une telle complémentarité doit-elle être, comme je le pense, renforcée ?

Quel rôle peut jouer l’hydrogène ?

Monsieur Monloubou, vous avez parlé de la révision de la structure tarifaire. Quelles pistes pouvez-vous nous indiquer en ce sens ?

L’autoconsommation a été évoquée à plusieurs reprises. Il convient de veiller à l’équilibre entre la production centralisée et la production décentralisée avec, en arrière-plan, la pérennité ou le danger que pourrait présenter la péréquation tarifaire. C’est aussi un sujet de débat régulier. Quel est votre regard sur ce sujet ?

Le développement du biogaz peine. La projection de la PPE à 2030 est-elle atteignable avec les moyens qui y sont alloués ?

Un élargissement de périmètre du FACE à enveloppe constante risquerait de provoquer une dilution des aides. Quels apports complémentaires voyez-vous pour cette enveloppe ?

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Je n’arrive pas encore à visualiser où l’on va stocker l’électricité fatale. Sera-ce localement ou centralement ? Avez-vous eu connaissance d’une expérience de power to gas, où l’électricité devient hydrogène réinjecté dans le méthane pour chauffer des logements ? Ce paysage est encore flou. Les collectivités locales imaginent pouvoir récupérer cette électricité fatale pour la mettre dans leurs réseaux. Où en est-on sur ce sujet ?

M. Philippe Bolo. Merci pour vos explications et vos présentations respectives. Je vous interrogerai sur un sujet que plusieurs d’entre vous ont mis en évidence, à savoir la place des territoires dans la réussite de la transition énergétique. Vos propos ont également mis en évidence deux échelles aux antipodes l’une de l’autre : d’un côté, l’échelle européenne avec des contraintes liées aux interconnexions, et, de l’autre côté, l’échelle des territoires, avec des productions décentralisées injectées dans vos réseaux respectifs. Entre ces deux échelles, où vous situez-vous ?

Vous avez décrit des objectifs communs : l’envie de réussir la transition énergétique, sa nécessaire efficience nécessaire et la stabilité réglementaire. Vos propos ont également mis en évidence des éléments de différenciation. Ils concernent la composition du mix énergétique, les innovations variables selon qu’on considère les énergies ou les objets utilisateurs de ces énergies, et les simplifications administratives qui peuvent varier selon le mix et selon qu’on considère la mobilité ou le chauffage dans les bâtiments. Compte tenu de ces différences, comment voyez-vous la coordination au niveau des territoires, que vous appelez de vos vœux ? De surcroît, cette coordination vient se heurter au millefeuille de dispositifs qui complexifie la mise en place de la transition énergétique par les uns et les autres, animés chacun d’une volonté politique pour leurs territoires – je pense au SRADDET, au PCAET, aux différents schémas qui, pourtant, devraient dialoguer entre eux. Comment voyez-vous cette coordination indispensable à l’acceptabilité sociétale du développement des énergies renouvelables, donc à l’atteinte des objectifs de la transition énergétique ?

M. Raphaël Schellenberger. Ma question porte sur l’hydrogène, qui peut être un élément de rencontre des différents réseaux que vous gérez.

S’agissant de la production, nous sommes aujourd’hui dans une logique de soutien de l’hydrogène vert considéré comme un outil de stockage de l’électricité. Mais on peine à admettre que l’hydrogène « gris » et l’hydrogène fatal, issus de process industriel, puissent aussi être valorisés. Ils ne sont pourtant pas moins verts que d’autres hydrogènes issus d’une électrolyse anticipée dans le cadre de la gestion d’une pointe d’électricité. Je pense à une entreprise de ma circonscription qui produit de l’hydrogène fatal par électrolyse de l’eau, parce que le process industriel comprend une électrolyse. On n’arrive pas à mettre en place les règles relatives à la valorisation de ce produit, alors qu’il est techniquement et environnementalement tout à fait comparable à celui réalisé dans une usine spécialisée dans l’électrolyse. Alors que la transition énergétique devrait nous inciter à être ouverts à l’expérimentation, alors que vous dites qu’il faut se garder des certitudes et que nous sommes plutôt dans une phase de questionnement, n’est-on pas en train de répéter une attitude qui a conduit souvent la France à l’échec en matière d’innovation ?

Après la production se pose la question du stockage de l’hydrogène. L’acceptabilité de stockage d’hydrogène peut-elle être mise sur la place publique ? Est-on prêt à porter ce genre de débat ? J’ai conscience de l’incongruité de la question, puisque c’est un politique qui la pose à des techniciens alors que cela devrait être l’inverse, mais votre réponse m’intéresse.

Comment voyez-vous se construire le marché de la mobilité hydrogène ? On a beaucoup parlé de la mobilité électrique. J’ai retenu que l’essentiel serait la pluralité des modes énergétiques pour la mobilité mais, pour l’hydrogène, j’ai l’impression qu’on prend du retard.

Enfin, est-ce qu’on n’est pas en train, par dogmatisme, parce que l’on considère que le gaz n’est pas suffisamment vert, de se priver d’unités de production d’électricité au gaz, alors qu’on peut verdir le gaz et qu’on pourrait ainsi anticiper des cycles plus vertueux dans la production d’électricité ou d’autres sources de chaleur à base de gaz, qui auraient été verdies ?

M. Jean-François Carenco. Aujourd’hui les engagements de la nation pris pour les trente ans qui viennent varient, suivant que l’on estime le prix du marché à 42 euros ou à 60 euros le MWh, entre 100 et 130 milliards d’euros. On ne peut pas échapper à cette donnée.

Tout est intéressant, mais les réseaux doivent obéir à un minimum de rationalité économique pour les réseaux, c’est-à-dire dépenser moins et produire moins d’agressions environnementales. Cela s’appelle la flexibilité, mot qui n’a pas été employé ce matin. La flexibilité par le stockage, les interconnexions, le stockage interne sur les réseaux est une donnée essentielle qu’on ne prend pas encore suffisamment en compte. Tous les moyens de productions sont bons, mais certains ne trouvent pas leur modèle économique. J’ai le souvenir d’un haut responsable d’un groupe de production par éoliennes, qui m’avait dit : nous serons entre 100 et 150 euros le MWh d’ici dix ans. Je l’avais invité à ne rien faire. Les réseaux doivent donner de la flexibilité mais ils ne peuvent permettre tout.

Quant à l’hydrogène, il n’a pas de modèle économique, sauf l’hydrogène fatal, dans des conditions particulières. La Société anonyme de la raffinerie des Antilles (SARA), en Martinique, qui dispose d’hydrogène fatal dans une raffinerie a annoncé son intention de s’en servir pour produire de l’électricité. On n’a pas besoin de produire plus d’électricité en Martinique, puisqu’il y a surcapacité dans tous les outre-mer, mais on en fait quand même, pour l’innovation. J’ai dit au dirigeant de la SARA : donnez-la nous puisqu’elle ne vaut rien. Il m’a répondu : non, je vais la vendre. Le sujet est le même pour les ordures ménagères et le gaz. On doit maintenant s’attacher à la valorisation de ce qui était auparavant res nullius, comme l’hydrogène fatal ou les ordures ménagères.

Monsieur Bolo, j’ai la réputation d’être hostile à l’autoconsommation et d’être un vieux jacobin. Mais, en matière de production d’énergie, je considère que nous devons nous entraider pour créer de la richesse dans les territoires à leur profit, au-delà des problèmes juridico-juridictionnels ou judiciaires. La présidente du conseil régional d’Occitanie, Carole Delga, « met le paquet » sur tel ou tel schéma d’énergie en vue de créer de la richesse.

Par ailleurs, comment aider, à des échelles plus petites, l’échange et l’innovation ? Il y a des innovations intéressantes comme les smart grids, dont Philippe Monloubou est un spécialiste. Concernant la production du gaz vert, une planification est nécessaire pour la création des réseaux et ne pas installer n’importe quoi n’importe où. Mais il faut veiller à ne pas couper la France en vingt-huit territoires…

M. François Brottes. Dans le prolongement de ce que vient de dire Jean-François Carenco, n’oubliez pas, dans cette enceinte qui se préoccupe d’aménagement du territoire, la péréquation. Les réseaux n’y sont pas pour rien. Les décalages entre les territoires, et ce que nous vivons dans notre pays aujourd’hui, le montrent aussi : il est inacceptable de ne pas garantir la même qualité et le même service partout sur le territoire. Le gaz est sur un marché, mais l’électricité est fournie en égale qualité et en même temps partout, et beaucoup y sont attachés.

Madame la présidente, vous parliez de facilitation. Comme il est de plus en plus difficile de réaliser des infrastructures, il est indispensable de « booster » les infrastructures existantes. Nous marchons maintenant sur deux jambes : une jambe électrique et une jambe numérique. Nous gérons 300 000 données à la seconde et, demain, ce sera 3 millions ! On met partout des capteurs et de l’intelligence déportée, on installe des outils de flexibilité que sont les batteries pour réduire les investissements d’infrastructure et faciliter l’entrée des renouvelables. Nous n’avons pas le choix car s’il fallait attendre quinze ans pour accueillir confortablement les renouvelables, vos calendriers prévisionnels prendraient beaucoup de retard. C’est une course contre la montre.

De même, nous mutualisons. Nous sommes un monopole, que justifie la mission éthique que nous ont confiée la loi et la Constitution. Cela nous permet d’optimiser les coûts, de limiter les délais et de réduire l’impact environnemental. Si chacun se raccorde au poste qu’il veut à l’heure qu’il veut, on ne s’en sortira pas, et cela coûtera beaucoup plus cher pour tout le monde.

Concernant l’acceptabilité, dont j’ai dit tout à l’heure qu’elle était le frein majeur, on ne fera rien sans l’appétence des territoires, sans la contribution des élus locaux, sans la compréhension des populations, même si c’est long et parfois coûteux. Sur 4,6 milliards d’euros de chiffre d’affaires, nous versons presque 600 millions d’euros d’impôts locaux, mais je ne souhaite qu’on en verse moins parce que la fiscalité est un dialogue.

Philippe Monloubou évoquait le FACE, qui permet aux territoires d’être à l’écoute et en compréhension. Si une contrainte est imposée, il est normal qu’elle donne lieu à contrepartie. Nous plaidons, et c’est à la main du législateur, pour marier le temps des SRADDET et celui des ENR. Il faut maintenir les SRADDET, qui sont la parole politique d’un territoire régional, et qui participent de l’acceptation. Mais si le technicien que nous sommes, en lien avec les distributeurs, est capable d’indiquer aux élus politiques les éléments techniques capables d’accélérer le développement à tel endroit, cela rationalise le débat et évite de découvrir qu’une zone déterminée ne sera pas raccordable avant dix ans. Vous pourriez imposer la concomitance des deux, afin de rationaliser le débat. Il ne s’agit pas d’éliminer l’un, les deux sont utiles, voire indispensables.

Nous faisons d’ailleurs en sorte de booster les schémas de raccordement. Quasiment arrivés au taquet pour les possibilités de raccordement aux ENR, sous la vigilance du régulateur, nous dénouons des parties du réseau pour faciliter un accueil beaucoup plus important dans le même schéma. Mais le jour où nous serons arrivés à saturation, il faudra faire le schéma d’après. C’est ainsi que nous devenons facilitateurs.

Concernant le stockage de l’énergie fatale, nous avons considéré que nous, transporteur d’électricité, ne pouvions pas ne pas nous intéresser au stockage de l’hydrogène et de l’aspect power to gas, sachant que, même si ce n’est pas tendance, le gas to power a encore de beaux jours devant lui. On ne peut pas tout éliminer. Quand nous avons besoin de démarrer rapidement une production sur le réseau, le thermique, et celui-ci en particulier, est utile, car visiblement moins polluant. On me reproche de défendre le gaz alors que je transporte de l’électricité, mais je suis lucide. Je ne suis pas un intégriste des sujets. Nous travaillons avec GRT Gaz, via le projet Jupiter 1000 dont ils sont porteurs, dans lequel nous explorons les pistes, les coûts, la faisabilité de plusieurs technologies de stockage de l’hydrogène pour la remettre dans les réseaux de gaz ou dans les transports. Mon collègue Thierry Trouvé, absent ce matin, sera d’accord pour organiser une visite de parlementaires sur le site de Jupiter 1000. Situé à Fos-sur-Mer, il est quasiment fini, et il est desservi par le train. Vous verrez ainsi par vous-mêmes où nous en sommes. Ce n’est pas gagné, on n’est pas sûr que ça ne coûte pas cher. Le président de la CRE a raison de pointer le coût, mais ce n’est pas une raison pour ne pas s’intéresser à l’expérimentation.

M. Jean-François Carenco. Surtout qu’on vous a autorisés à le faire !

M. François Brottes. Absolument ! Merci, monsieur le président. Nous avons le devoir collectif d’essayer de mieux comprendre, et quoi de mieux qu’un prototype pour ce faire ?

Grâce au régulateur, nous avons l’autorisation d’utiliser les batteries pour le réseau. La directive européenne n’interdit pas de le faire. Demain, les voitures électriques constitueront un volume de stockage extrêmement important. Mais le problème de cette énergie fatale stockée, c’est de savoir comment la délivrer, quel volume, quelle puissance délivrer. Le sujet n’est pas tant de stocker que de déstocker. On a toujours un peu de perte en ligne, mais après il faut restituer. Je suis de ceux qui pensent que le vehicle to grid, donc l’injection via le stockage massif, facilitera la gestion du système électrique. C’est un grand enjeu pour l’avenir, qui court-circuite un peu l’intérêt économique de l’hydrogène, mais il faut travailler sur les deux.

S’agissant du dialogue avec les territoires, j’ai dit le fond de ma pensée.

Je rappelle enfin que pour faire de l’hydrogène, il faut de l’électricité. Nous raccordons des producteurs d’hydrogène, comme H2V Industry, à Dunkerque et en Normandie, qui réalisent actuellement des usines. Nous essayons d’être facilitateurs afin qu’eux-mêmes deviennent des exploitants à titre expérimental, mais si on ne part jamais on est sûr de n’arriver jamais.

M. Pierre Duvieusart. Madame et messieurs les députés, j’ai le plaisir de vous inviter à une visite des installations de Fos-sur-Mer, à une date à convenir avec mon directeur général.

Concernant l’hydrogène, sachez également que le ministre de Rugy nous a demandé, à nous, opérateurs de réseau, d’examiner dans quelle mesure les réseaux de gaz pourraient répondre directement non pas à une filière hydrogène qui n’est pas encore un modèle économique complet mais à l’utilisation de l’hydrogène fatal. Nous vous communiquerons les résultats de l’étude en juin. Toute la filière gazière a travaillé de conserve pour évaluer dans les différents maillons – transport, distribution, stockage, utilisateur – le taux d’hydrogène qui pourrait facilement et rapidement, être accepté dans nos réseaux.

S’agissant des convergences entre les opérateurs, des éléments ont été communiqués par M. Brottes. Nous réalisons de nombreux travaux en commun. Nous croyons aussi au gas to power, même si nous croyons d’abord au power to gas. Ces convergences se sont plutôt développées récemment. Nous avons toujours coopéré historiquement avec GRDF, mais à la suite du développement du biométhane, nous préparons ensemble des schémas directeurs pour définir la meilleure manière d’implanter les raccordements d’hydrogène sur nos réseaux. Avec RTE, nous réalisons des exercices de simulation communs et de publications de données communes. Nous travaillons ensemble sur ces sujets.

Enfin, madame la présidente, vous avez évoqué le biométhane dans la PPE. Nous estimons que le projet de décret n’est pas à la hauteur des ambitions nourries par beaucoup de porteurs de projet, par les territoires et par nous-mêmes. S’il y avait trois éléments à retenir, ce serait, d’abord, de rehausser la cible d’ambition, ou de plutôt confirmer la cible de la précédente PPE avec 8 TWH en 2023 et un « vrai » 10 % de biométhane injecté en 2013 ; ensuite, de permettre une visibilité des coûts pour les porteurs de projet et une plus grande progressivité dans la baisse ; enfin de s’adapter à la taille des projets. Il y a des projets de petite taille et des projets de taille plus importante. Les projets de petite taille ont besoin de visibilité, avec un guichet unique, tandis que les appels d’offres doivent être réservés aux plus grands projets, soit au-delà de 40 GWH par an.

M. Philippe Monloubou. Nous avons vu au travers des échanges qu’il existe une dimension nationale industrielle, qui est l’apanage de grands opérateurs dont nous avons la chance de disposer dans notre pays, et une dimension hyperlocale qui est celle des territoires. Cela mérite d’être mis en regard du savoir-faire de la France, au moment où tous les pays s’interrogent sur leur capacité à conduire la transition énergétique. Il est intéressant, comme levier de la transition énergétique, de capitaliser sur notre capacité à gérer deux dimensions en apparence opposées, la gestion du temps, voire du long terme, et la gestion du temps réel, contrairement à d’autres pays qui peinent à investir durablement dans les réseaux ou à en maîtriser la planification et la « smartisation ». Jean-François Carenco ne me démentira pas, ce n’est pas seulement une question de dogme ou de principe républicain, c’est une question de solidarité des territoires et de capacité d’action dans une logique maîtrisée de coûts, de ressources et de faisabilité, au regard des enjeux.

Il est évident qu’entre la part fixe et la part consommation, une évolution est nécessaire. Je n’indiquerai pas de pourcentage. Nous y travaillons avec la CRE. C’est une évidence, François Brottes l’a souligné. On pourrait parler de « part assurantielle du réseau ». Des coûts de réseau seront nécessaires, quel que soit le développement de l’autoconsommation collective et des communautés énergétiques locales. Ils pourront même se renforcer, car la transition énergétique nécessite des investissements importants.

Je soulignerai aussi la transformation : transformation des entreprises, des compétences, des organisations, de la capacité à fonctionner de manière horizontale. Vous y avez insisté d’emblée et vous l’avez repris à juste titre dans votre formulation. C’est une autre innovation, non exclusive des grands groupes que nous sommes. Elle est de plus en plus horizontale, transverse, on parle d’« open innovation ». Je peux vous le dire par mon engagement dans l’association pour les réseaux électriques intelligents, nous avons un vrai savoir-faire. Il convient de le renforcer, car c’est la condition pour être dans le time to market, le temps d’accès au marché, et permettre la réactivité de nos entreprises.

L’énergie fatale peut être associée à la logique de flexibilité, à la logique de stockage, à la logique de développement des smart grids. La transition énergétique pose de plus en plus de questions, mais jamais, sans doute, autant de réponses ne nous avaient été apportées par les évolutions des technologies numériques et digitales, qui sont aussi des outils nouveaux mis à notre disposition. L’énergie fatale, nous en voyons une expérimentation à la frontière avec le Luxembourg, qui permet la recharge directe de véhicules électriques. Il faudra en vérifier les conditions économiques, mais il y a un espace potentiel pour ces nouveaux outils.

Quant aux territoires, il nous faut, là encore, capitaliser sur ce que nous savons faire pour développer demain la valeur industrielle et la réactivité nécessaires pour s’adapter à des enjeux de plus en plus locaux. On a parlé de schémas directeurs, d’engagements sur la durée, donc de compréhension mutuelle beaucoup plus fine. Nous savons le faire en France.

M. François Brottes. J’ai parlé d’intelligence des réseaux. Nous avons absolument besoin du compteur Linky, qui permet de communiquer du début à la fin, du transport au consommateur final. C’est un outil majeur dont nous en avons un besoin impérieux pour améliorer la flexibilité du réseau. Je le dis au risque de prendre des coups sur le terrain alors que nous ne sommes pas concernés.

M. Philippe Monloubou. Merci !

M. Pascal Sokoloff. Je répondrai à la question sur le FACE et sur le risque de dilution des aides. Nous avons connu trois temps dans l’histoire. Nous avons commencé par assurer la desserte électrique de la France. Après les tempêtes de 1999, le FACE a eu une mission importante de sécurisation des réseaux, qui va à son terme. La transition énergétique est une nouvelle phase dans laquelle nous entrons.

Nous avons la conviction qu’à enveloppe constante, il est possible d’opérer un redéploiement des moyens du FACE sur des actions considérées par les territoires comme légitimes, pertinentes, voire urgentes. La rénovation énergétique n’est pas déconnectée des problématiques de réseaux, parce qu’elle réduit la consommation de pointe et permet de repousser les besoins de renforcement des réseaux. Il faut procéder à plusieurs rénovations, par exemple en matière d’éclairage public.

Concernant la mobilité propre, je ne peux qu’acquiescer à ce qui a déjà été dit. Une capacité de stockage améliorée qui confortera les équilibrages des réseaux. Il serait dommage de priver les territoires de cette opportunité. Mais il faut financer les bornes de recharge. Si les collectivités ont une capacité de maîtrise d’ouvrage, en revanche, il y a un besoin de financement que le FACE peut satisfaire. Nous vous incitons à veiller, dans le cadre des lois de finances, à assurer à cet outil les moyens qui lui sont nécessaires.

Quant à l’hydrogène, il fait l’objet de nombreuses expérimentations par des syndicats d’énergie. C’est le cas dans le Morbihan, pour le ferroviaire ou la recharge de bateaux. Dans les DOM, on peut voir à La Réunion, sur le site de La Nouvelle, alimenté jusqu’à présent par des panneaux photovoltaïques, l’expérimentation d’une solution de stockage d’électricité via l’hydrogène. L’énergie fatale excédentaire alimente un électrolyseur. L’hydrogène est stocké et utilisé par une pile à combustible quand le soleil fait défaut. Cela préfigure peut-être ce que nous pourrions faire demain avec cette technologie.

M. Pascal Roger. Je rebondirai sur deux mots : « innovation » et « flexibilité », deux maîtres mots des problématiques énergétiques que nous rencontrons. Les solutions sont encore en cours de déploiement. À cet égard, les réseaux de chaleur sont un outil extrêmement flexible en termes d’évolution d’une énergie par rapport à l’autre. Nous avons montré comment passer très rapidement d’une énergie plutôt carbonée à des réseaux devenus majoritairement ENR. Demain matin, une nouvelle technologie innovante et à coût collectif maîtrisé pourrait parfaitement être véhiculée par les réseaux de chaleur.

Les réseaux de chaleur étant généralement multi-énergies, nous pouvons jouer un rôle de buffer pour la régulation de la demande. C’est une façon de massifier des actions d’effacement ou d’appel d’énergie en période creuse pour trouver un optimum économique et contribuer à l’équilibre global de la démarche réseaux. Les réseaux doivent être vus en termes d’aménagement, en termes d’outils et en termes de systèmes intégrés. De ce point de vue, nous avons encore pas mal de travail à faire, y compris entre nous.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Il me revient de vous remercier tous pour vos interventions et pour les contributions que vous nous avez fournies en tant que gestionnaires de réseaux, à l’interface de la production et la consommation. Nous avons bien compris qu’il n’y aura pas de transition énergétique sans réseaux. Nous allons alimenter les recommandations de notre mission avec l’ensemble de vos contributions.

L’audition s’achève à douze heures cinquante.

25. Jeudi 28 mars 2019 : Audition, en table ronde, ouverte à la presse, sur l’industrie et la transition énergétique : – M. Gildas Barreyre, président de la commission électricité de l’Union des industries utilisatrices d’énergie (UNIDEN), et M. Édouard Oberthur, responsable des contrats long terme en gaz naturel et électricité chez ArcelorMittal ; – M. David Marchal, directeur adjoint à la direction productions et énergies durables de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), et M. Thomas Gourdon, responsable adjoint du service entreprises et dynamiques industrielles ; – M. David Bardina, directeur général adjoint de Métron ; – M. Philippe-Emmanuel Rauzier, expert industrie au sein de l’Association négaWatt.

L’audition débute à dix heures.

M. le président Julien Dive. Messieurs, j’ai le plaisir de vous accueillir à cette réunion de la mission d’information commune sur les freins à la transition énergétique. J’ai à mes côtés M. Bruno Duvergé, rapporteur de cette mission. Cette audition est ouverte à la presse. Elle est enregistrée et visible en ligne sur le site de l’Assemblée nationale. Un compte rendu détaillé sera produit à son issue. Vous avez par ailleurs la possibilité de déposer vos contributions sur une plateforme consultative, lancée le 6 mars dernier. Voilà une démarche assez nouvelle, qui permet aux personnes auditionnées de compléter leurs propos et d’apporter des précisions à la suite de leur audition. Enfin, elle permet à chaque citoyen, quel que soit son engagement, de contribuer à l’objet de la mission et au rapport final. La plateforme est ouverte jusqu’à la mi-avril, 4 000 contributions ont déjà été fournies, selon sept rubriques que je détaillerai rapidement. Les contributeurs sont aussi amenés à voter sur chacune des contributions, pour distinguer celles qui retiennent le plus leur attention.

Nous avons mené, depuis le mois de septembre, 25 auditions. La mission a été créée en juillet 2018 par la conférence des présidents de l’Assemblée nationale. Les auditions ont été organisées selon différents thèmes. La thématique de ce matin porte sur l’industrie et la transition énergétique et concerne principalement les acteurs de l’énergie. Les sept thèmes des auditions sont les suivants : équation entre production et consommation d’énergie, développement des énergies renouvelables, mobilité, économies d’énergie, évolutions et mutations des grands groupes énergétiques – vous en êtes les témoins –, place des territoires, notamment des intercommunalités – le témoignage, la semaine dernière, de l’eurométropole de Strasbourg était très intéressant –, et enfin fiscalité écologique.

Notre audition sera suivie d’une seconde audition à onze heures trente. Je vous propose d’intervenir à tour de rôle entre cinq et dix minutes, d’aller directement au but pour nous exposer les freins que vous avez identifiés, les réponses, les solutions et les écueils à éviter. Nous aurons ensuite un moment d’échange. Je passe la parole à M. le rapporteur.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Monsieur le président, vous avez été très complet dans la description de la mission. Je rajouterai un point important : l’un des freins est l’absence d’une vision, à terme, du monde de demain, dans dix, vingt ou trente ans, ce dans tous les domaines, qu’il s’agisse de la mobilité, des économies d’énergie, des filières énergétiques, etc. À quoi ressemblera l’industrie de demain, dans un nouveau contexte énergétique ?

M. le président Julien Dive. Nous recevons ce matin M. Gildas Barreyre, président de la commission électricité de l’Union des industries utilisatrices d’énergie (UNIDEN) ; M. Édouard Oberthur, responsable des contrats long terme en gaz naturel et électricité chez ArcelorMittal ; M. David Marchal, directeur adjoint à la direction productions et énergies durables de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), et M. Thomas Gourdon, responsable adjoint du service entreprises et dynamiques industrielles ; M. David Bardina, directeur général adjoint de Métron, start-up française innovante d’intelligence énergétique pour l’industrie ; M. Philippe-Emmanuel Rauzier, expert industrie au sein de l’association négaWatt.

M. Gildas Barreyre, président de la commission électricité de l’Union des industries utilisatrices d’énergie (UNIDEN). Monsieur le président, je vous remercie. L’UNIDEN représente les industries énergo-intensives, pour lesquelles la consommation d’énergie représente une part importante des coûts de production. Nous sommes environ 50 membres, et représentons 70 % de la consommation énergétique industrielle française, qu’il s’agisse d’énergie électrique ou d’énergie chaleur.

Concrètement, pour la transition énergétique, nous souhaitons faire passer un message sur l’indicateur de performance des politiques publiques. Nous mesurons aujourd’hui les émissions domestiques. Or, le seul véritable indicateur efficace pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) au niveau mondial est celui de l’empreinte carbone : il porte non seulement sur les émissions domestiques, mais aussi sur les émissions des produits importés. Un aluminium importé de Chine a un contenu en CO2 bien supérieur à celui produit en France. Notre message est donc positif. L’industrie et la relocalisation de l’activité industrielle en France accélèrent la transition écologique et la réduction de nos émissions de GES.

Entre 1995 et 2015, les émissions françaises de C02 ont diminué de 20 %, essentiellement grâce aux efforts consentis par le secteur industriel, dont les émissions de CO2 ont massivement chuté. Cependant, dans le même temps, l’empreinte carbone française, c'est-à-dire la contribution nette de la France au réchauffement climatique, a augmenté de 11 %, d’après les chiffres du ministère de la transition écologique et solidaire. Tous les efforts investis dans cette transition ont conduit chaque Français à émettre plus de CO2, à cause de leur consommation de produits importés de pays à fort contenu carbone.

Aujourd’hui, nous sommes convaincus que, du point de vue du climat, il faut relocaliser l’industrie en France. La stratégie nationale bas carbone (SNBC) propose par ailleurs un tel scénario, qui permet, selon elle, de réduire notre empreinte carbone de l’ordre de 10 % en 2050, par rapport au scénario de base sans relocalisation de notre industrie. Ce point est crucial.

Un second point très important concerne l’innovation, notamment l’apport de l’industrie à l’innovation dans les technologies à bas carbone. Or, que ce soient les éoliennes, les panneaux photovoltaïques, les batteries, les infrastructures, les véhicules, etc., ces technologies ne pourront se développer dans un désert industriel. Ne reproduisons pas l’erreur des panneaux photovoltaïques : si les technologies sont développées dans d’autres régions du monde, la France ne sera pas motrice et ces solutions seront peut-être développées sur un mix énergétique plus carboné. Notre message sur les apports de l’industrie à la transition écologique est donc positif.

Concernant les freins que subissent nos industries, le premier est celui de la compétitivité : compétitivité de l’industrie et compétitivité de l’accès à l’énergie. La compétitivité actuelle est fortement altérée par la fiscalité écologique et par le système des quotas de GES. Or, en grevant cette compétitivité, nous réduisons les marges de manœuvre pour l’innovation et les investissements dans la transition écologique. Voilà un point à prendre en compte à très court terme.

À moyen terme, un soutien fort des pouvoirs publics dans la transition énergétique est plus efficace qu’une fiscalité punitive. Le soutien est un levier beaucoup plus fort que la fiscalité. C’est le choix qu’ont fait la France et l’Europe pour le secteur électrique, où la transition écologique a été accélérée par un soutien aux énergies renouvelables. Pourquoi ne pas reproduire ce modèle dans l’industrie française, pour en faire une vraie tête de pont de l’efficacité énergétique et des solutions bas-carbone de demain ?

Enfin – je rejoins ici les propos de M. le rapporteur –, nous avons besoin de visibilité. Investir dans des solutions lourdes pour accélérer la transition énergétique exige une visibilité à long terme. En vingt ans, l’industrie a réduit de plus de 50 % son intensité énergétique, c’est-à-dire la consommation d’unité énergétique par unité de produit fini. Tout ce qui était facilement accessible, nous l’avons fait, très clairement. Pour faire un pas en avant, nous demandons une certaine visibilité, car les investissements dans ces nouvelles technologies sont lourds.

Voilà les messages que nous souhaitions vous transmettre. Certains freins existent, mais le point essentiel est de considérer enfin l’industrie comme une solution. Nous ne pourrons pas développer les solutions bas-carbone dans un désert industriel.

Je citerai un autre exemple : l’industrie peut apporter les « flexibilités » demandées. Nous parlons beaucoup d’énergie renouvelable intermittente, qu’elle soit électrique ou chaleur. L’industrie, par la nature de sa production, peut baisser instantanément sa consommation ; elle peut également soutenir une réduction du coût de l’intégration de ces énergies renouvelables pour la collectivité.

M. Édouard Oberthur, responsable des contrats long terme en gaz naturel et électricité chez ArcelorMittal. Monsieur le président, monsieur le rapporteur, ArcelorMittal est l’acteur principal de la sidérurgie en France. L’entreprise représente 70 % de la production sidérurgique et 70 % des emplois dans la sidérurgie française. Nous sommes membres de l’UNIDEN, en tant que gros consommateur d’énergie. Je souhaite vous présenter quelques ordres de grandeur. ArcelorMittal Atlantique et Lorraine est l’un de nos principaux outils de production, avec ArcelorMittal Méditerranée à Fos. La consommation d’ArcelorMittal Atlantique et Lorraine représente plus de 3 % de la consommation électrique totale française, en considérant le charbon et toutes les autres énergies nécessaires – électricité, gaz naturel et chaleur – à la production de l’acier.

Nous sommes donc de gros consommateurs d’énergie. À ce titre, nous cherchons depuis longtemps à réduire nos consommations, pour limiter notre facture globale, optimiser notre autoconsommation, grâce à la chaleur fatale issue des processus de production sidérurgique, et recycler l’ensemble de nos coproduits, qu’ils soient énergétiques ou non, dans notre tissu industriel propre, ou dans un tissu industriel ou sociétal environnant. Notre site de Dunkerque, depuis 1982, produit de la chaleur utilisée par la ville et l’agglomération de Dunkerque : sont ainsi chauffés plus de 6 000 logements, les écoles, l’hôpital et la piscine municipale de Dunkerque. Ces actions sont anciennes.

Je rejoins les propos de M. Barreyre : nous avons beaucoup fait. Pour continuer dans cette voie, les nouveaux projets sont de plus en plus difficiles à trouver et à financer, du fait de leur faible profitabilité. Nous avons donc besoin d’outils, élaborés par l’État. Nos principaux sites sont certifiés ISO 50001. Les plans de réduction de consommation énergétique sont, selon nous, particulièrement importants. Nous sommes particulièrement sensibles aux décisions incluses dans les politiques publiques, pour réussir à atteindre ces objectifs.

Je vous livrerai des éléments précis. Nous avons des difficultés à trouver des aides de financement, alors qu’elles nous sont extrêmement nécessaires – nous parlons parfois de plusieurs dizaines de millions d’euros –, pour des cas particuliers à l’industrie de l’acier qui ne rentrent pas dans des mécanismes de soutien. Je pense notamment aux turbines TRT – top pressure recovery turbines – qui produisent de l’électricité sur les hauts-fourneaux, et qui, étant trop spécifiques, ne rentrent ni dans le fond chaleur, ni dans les mécanismes de certificats d’économie d’énergie (CEE).

Je souhaite porter un autre élément à votre connaissance, qui rejoint la nécessité de la visibilité. Le législateur nous apporte un certain nombre d’aides fiscales. Cependant, lors de leur mise en œuvre, notamment avec les douanes, nous souhaiterions plus d’efficacité. Dans la pratique, les douanes sont particulièrement tatillonnes. Cela est respectable, mais ce n’est pas ce qui était attendu du législateur.

Je reviens sur un élément très important, mentionné par M. Barreyre : les mécanismes de fuite carbone, qui sont des compensations indirectes aux émissions de CO2. Très clairement, pour continuer à investir en Europe, et en France en particulier, ces mécanismes doivent être pérennisés. Nous avons besoin de visibilité. À défaut, la fuite carbone continuera, vers d’autres territoires, tout comme la réduction de consommation énergétique de l’industrie française, qui n’est pas seulement liée à l’optimisation de nos outils, mais aussi, pour beaucoup, à la réduction du tissu industriel français.

Je souhaite conclure par un propos très positif. La sidérurgie française rencontre des barrières pour réduire sa consommation de CO2. Nous avons des objectifs importants de réduction pour les dix prochaines années. Nous devrons utiliser des technologies de rupture. 800 des 1 300 salariés employés dans la recherche-développement d’ArcelorMittal sont installés en France. Nous ne développerons ces technologies de rupture qu’à partir des technologies développées par nos concurrents. Le lien entre la recherche-développement et l’outil industriel est primordial pour déployer ces technologies, qui, paradoxalement, nous obligeront à augmenter massivement notre consommation de gaz naturel et d’électricité, pour réduire notre production de GES. Il sera particulièrement important, dans les prochaines années, de nous donner une visibilité sur le prix des utilités, que ce soit le CO2, le gaz naturel et l’électricité, pour que les technologies de rupture soient intégrées à nos sites.

Comme le disait M. Barreyre, il est crucial de maintenir le tissu industriel en Europe, pour que l’acier ne soit pas produit en Chine, en Inde ou aux États-Unis, à partir de mix énergétique beaucoup plus carbonés.

M. David Marchal, directeur adjoint à la direction productions et énergies durables de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). L’ADEME est un acteur de la transition énergétique de l’industrie, grâce au soutien à l’innovation, à des guides, à la diffusion de bonnes pratiques, au soutien à des financements, tels que le Fonds chaleur. Vous avez auditionné précédemment d’autres représentants de l’ADEME à ce sujet.

Concernant l’industrie – nous pourrons vous transmettre des chiffres précis – nous constatons que le secteur a déjà fait beaucoup de progrès, puisque les consommations d’énergie ont diminué de 10 % en vingt-cinq ans. Dans le même temps, le secteur a diminué de 50 % ces émissions de GES, alors qu’il représente un quart de la consommation d’énergie et un tiers de la consommation d’électricité en France.

Dans les visions prospectives que nous avons publiées en 2017, nous estimons cependant que le secteur peut encore augmenter de 20 % son efficacité énergétique d’ici 2035. Dans ces 20 % supplémentaires, la plus grande partie est constituée de solutions matures ou organisationnelles. Seulement un quart tient à l’innovation. Le soutien à l’innovation est très important, mais beaucoup de solutions existent déjà.

Nous sommes assez convaincus – mes prédécesseurs l’ont dit – que la performance énergétique et la performance économique sont synonymes. Cependant, cela varie en fonction des secteurs d’activité, puisque le monde industriel est varié. Du point de vue de la consommation énergétique, nous pouvons distinguer trois groupes. Le premier est constitué des très forts consommateurs, que représente l’UNIDEN, pour lesquels la facture énergétique peut représenter 10 % à 20 % de la valeur ajoutée. Le second secteur se situe à 5 % : chimie organique, papier, etc., activités pour lesquelles l’énergie est aussi une question importante. Le troisième secteur est constitué d’un très grand nombre de petits sites, pour lesquels la facture énergétique représente moins de 1 % de la valeur ajoutée, et pour lesquels les dispositifs d’accompagnement à imaginer sont différents. Un pourcent des sites industriels en France concentre les deux tiers de la consommation d’énergie.

Pour les deux premières catégories, gros et moyens consommateurs, la question de la performance énergétique est la plus importante. Deux leviers existent pour améliorer cette performance : abaisser le prix de l’énergie et baisser les consommations. Grâce au Fonds chaleur, l’ADEME agit sur le premier levier, en subventionnant les énergies renouvelables notamment. Des entreprises montrent que la marche n’est pas si grande, et que la performance économique est au rendez-vous. Par exemple, la plateforme chimique du Roussillon, dans la vallée du Rhône, a mis en place un opérateur énergétique sur site, dont la mission est de vendre des utilités aux entreprises présentes sur le site. La plateforme consomme 30 % d’énergie renouvelable, et ils envisagent d’atteindre 60 % ou 70 % d’ici 2020, grâce à une chaufferie bois et au raccordement d’un incinérateur. Cette plateforme attire : un fabricant de carbone destiné à l’aéronautique s’est installé. Voilà un exemple intéressant en termes de compétitivité.

Dans le secteur agro-alimentaire, nous avons soutenu, dans le cadre du Fonds chaleur, l’entreprise Chamtor, dans le département de la Marne : elle récupère de la chaleur fatale pour des processus agro-alimentaires tels que la fabrication de protéines d’amidon. L’investissement s’élevait à 2,2 millions d’euros pour l’entreprise : l’ADEME a fourni une subvention de 450 000 euros, et le montant restant sera rentabilisé en trois ans, grâce à environ 600 000 euros d’économies réalisées par an. Des projets sont donc fortement rentables, et répondent aux exigences de rentabilité du secteur industriel.

Concernant ArcelorMittal, nous avons soutenu des investissements pour de la récupération de chaleur fatale sur son site de Saint-Chély-d’Apcher, en Lozère. Dans ce cas, un tiers financeur est intervenu, a pris en charge les investissements, et a permis à ArcelorMittal de réduire ses coûts, sans avoir à investir.

M. Édouard Oberthur. Sans avoir à investir en direct !

M. David Marchal. Exactement. La question est de savoir comment démultiplier ces exemples probants. C’est un peu la quadrature du cercle : nous voulons maintenir la compétitivité et l’industrie sur notre territoire, et les pouvoirs publics utilisent le prix de l’énergie ; cependant, l’ADEME constate que cette baisse ne favorise pas les projets d’efficacité énergétique et de passage aux énergies renouvelables : ils sont moins rentables et réclament davantage de subventions.

Voilà le cœur de mon propos. Pour favoriser la compétitivité à court terme, abaisser le prix de l’énergie est pertinent. Pour la favoriser à moyen terme, il faudrait accompagner ces baisses du prix de l’énergie par des politiques qui orientent les investissements industriels vers la transition énergétique et écologique. Je vous donnerai deux exemples. Concernant la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN), nous sommes assez choqués de constater que 40 % de la consommation de gaz de l’industrie est exonérée de cette taxe ou fait l’objet de tarifs réduits. Certes, nous pouvons le comprendre pour des secteurs soumis à une forte concurrence. Mais tout de même : 40 % ! Sans contrepartie exigée ! Concernant ces contreparties, je préciserai ensuite mon propos. L’autre exemple est celui des exonérations de tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) : les sites électro-intensifs font l’objet d’une exonération, sous réserve de produire un plan de performance énergétique (PPE). L’année dernière, l’ADEME a instruit ces plans auprès des directions régionales de l'environnement, de l'aménagement et du logement (DREAL). Nous sommes convaincus qu’il s’agit d’une bonne mesure, qui pousse les industries énergivores à établir des PPE. Nous sommes toutefois déçus par l’ambition de ces PPE, ou plutôt par l’hétérogénéité des ambitions : certains sites présentent des plans tout à fait à la hauteur des attentes, d’autres présentent des PPE dans lesquels les investissements consentis par les industriels sont bien en dessous de la subvention indirecte perçue via l’exonération de TURPE. Ce système pourrait être amélioré si nous exigions un niveau de qualité et d’engagement de ces PPE qui soit au moins à la hauteur de l’exonération perçue. Nous souhaitons en même temps favoriser la compétitivité et donner un signal à l’investissement, qui aille dans le sens de la transition énergétique, pour qu’à moyen terme ces industries abaissent leur consommation.

J’en viens aux mesures que nous proposons. En termes de soutien public, le bâton est toujours moins attractif que la carotte. Cependant, exiger des contreparties solides quand nous octroyons des exonérations diverses permettrait de nous assurer de maintenir, à moyen terme, le tissu industriel français, parce qu’il aura su se moderniser. Notre tissu industriel est ancien, ce qui est à notre avantage ; cependant, les usines qui se développent à l’étranger sont souvent modernes. Nous sommes face à un enjeu immense de modernisation de notre outil industriel, qui peut rejoindre l’enjeu de la transition énergétique, tout comme celui du numérique. Nous souhaiterions que les aides à la politique industrielle, par exemple numériques, incluent les co-bénéfices de la transition énergétique. Je pourrai également évoquer l’effacement, si vous le souhaitez.

Sur le long terme, le secteur de l’industrie présente cette particularité d’avoir une vision moins claire sur ses feuilles de route à long terme. De plus, nous constatons un manque de vision commune sur l’ensemble des effets que pourrait avoir la transition énergétique sur ce secteur, et sur les pans qui exigent un développement impératif. Il faut construire cette vision. Dans le cadre du comité national de l’industrie (CNI), la perspective de feuilles de route industrielles bas-carbone a été évoquée, pour aller dans ce sens.

Les gros industriels pourraient devenir des opérateurs énergétiques territoriaux – vous parliez, monsieur Oberthur, du Site de Dunkerque, et j’ai pour ma part évoqué la plateforme de Roussillon. Ces sites ont vocation à devenir des hubs énergétiques territoriaux, où les consommateurs auront vocation à fournir des services et différents vecteurs énergétiques sur le territoire.

M. le président Julien Dive. Je propose maintenant à M. David Bardina, directeur général adjoint de la start-up Métron, spécialisée dans l’intelligence énergétique pour l’industrie, de nous présenter son activité et les leviers et les freins à la transition énergétique qu’il a identifiés.

M. David Bardina, directeur général adjoint de Métron, start-up française innovante d’intelligence énergétique pour l’industrie. Monsieur le président, monsieur le rapporteur, je vous remercie de me donner l’occasion de m’exprimer devant vous aujourd’hui. Métron est une tout petite société. Elle a cinq ans, fait moins de 5 millions d’euros de chiffre d’affaires annuel et a moins de 100 collaborateurs. C’est une jeune petite pousse, qui est néanmoins innovante, et dont le métier est de développer des solutions digitales pour optimiser l’efficacité énergétique de l’industrie. C’est le seul segment dans lequel nous intervenons à ce stade – peut-être en sera-t-il autrement à long terme.

Notre innovation consiste à apporter à l’industrie de nouvelles technologies digitales : manipuler un grand nombre de données en temps réel, se connecter aux réseaux informatiques et aux compteurs des sites de manière « agnostique », si je puis dire. Nous pouvons déployer nos solutions de manière peu coûteuse et efficace, en ayant cependant des résultats intéressants, avec des retours sur investissements inférieurs à un an. Dans la pratique, Métron est une jeune société qui se développe sans compter sur grand monde. Nous comptons sur nous-mêmes. Nous intervenons de manière agnostique par rapport aux politiques publiques. Métron est une toute petite société, mais nous sommes présents en France, à Bogota, à São Paulo, à Dubaï, à Singapour et en Italie. Nous nous intégrons à des contextes de politiques publiques très différents et notre mission est d’être efficaces quels qu’ils soient.

Les politiques publiques sont pour nous un peu anecdotiques. Néanmoins, dans certains pays, il existe des politiques publiques qui nous aident plus. L’Italie a mis la force de la preuve au service des certificats blancs, ce qui n’est pas le cas en France. Nous pouvons d’ailleurs nous étonner qu’il ait fallu attendre la quatrième période des certificats d’économie d’énergie en France pour voir apparaître une fiche standard CEE spécifiquement dédiée au sujet de la mesure de la performance énergétique industrielle. Ceci étant, nous nous développons sans ces outils, et nous sommes très satisfaits de voir cette fiche apparaître. Elle donnera sûrement un petit coup de pouce. D’ici quelques années, nous pourrons probablement présenter un retour d’expérience intéressant sur ce sujet.

En revanche, ce qui nous aide, c’est de constater que nous aidons nos clients : l’industrie directement, mais aussi tous les acteurs qui proposent des services d’efficacité énergétique à ces clients industriels. Je parle des utilités, des sociétés de services énergétiques et des fournisseurs d’équipements. Nous nous rendons compte que mettre en place une transition énergétique dans l’industrie est porteur de nombreux risques et de nombreuses difficultés. Je ne les citerai pas tous : risque technologique, risque de l’innovation technologique, risque de performance technologique, risque des projets, risque de marché sur les prix de l’énergie, difficultés de financement des projets, etc. Voilà qui n’est pas simple. Le métier de l’industriel lambda est de produire, et non de produire en émettant le moins de CO2 possible. Ce dernier objectif devient certes inhérent à son métier, mais le premier métier reste bien de produire.

Nous voyons d’un bon œil l’émergence des contrats de performance énergétique portés par des tiers. Voilà de bonnes solutions pour répartir les risques de manière efficace. Ainsi les industriels peuvent s’engager sur la performance de leurs technologies, et une concertation a lieu pour une meilleure répartition des risques. Aider ces acteurs, c’est nous aider. Dans ce type de montage, restent des risques peu couverts. J’en citerai deux.

Le premier risque est celui de contrepartie : quand on élabore un tel montage, il faut que l’ensemble des acteurs autour de la table aient confiance dans le fait qu’ils existeront, tous, dans dix ans. Ce risque n’est pas couvert, peu de solutions existent actuellement. Des compagnies d’assurances et des actions privées peuvent en proposer, mais des fonds de garantie pourraient les prendre en charge à l’échelle de l’État.

Le second risque est le suivant : les acteurs doivent pouvoir compter sur un cadre réglementaire et fiscal stable. Les clients comptent dessus, et nous-mêmes, pour nous développer, avons besoin que nos clients aient confiance. Nous aider directement, ce n’est pas vraiment nécessaire ; en revanche, il faut absolument aider nos clients. Nous apportons aujourd’hui des solutions, comme d’autres acteurs de ce marché en pleine expansion. Nous levons des fonds pour financer notre recherche-développement sans trop de difficultés. En revanche, nos clients doivent pouvoir avoir confiance en l’avenir, et avoir à disposition des mécanismes qui leur permettent de bien faire leur métier. Ainsi, nous pourrons bien faire le nôtre.

M. le président Julien Dive. M. Philippe-Emmanuel Rauzier, expert industrie au sein de l’association négaWatt, nous a remis un scénario pour l’industrie française à l’horizon 2050. Je lui cède la parole.

M. Philippe-Emmanuel Rauzier, expert industrie au sein de l’association négaWatt. Monsieur le rapporteur, monsieur le président, je vous remercie pour votre invitation.

L'association négaWatt, depuis une quinzaine d'années, s’intéresse à notre préoccupation commune : léguer des bienfaits et des rentes à nos générations futures, plutôt que des fardeaux et des dettes. Nous essayons de mettre des chiffres derrière ces paroles, c'est-à-dire de construire, au-delà de la stratégie bas-carbone, un véritable scénario de développement durable à l'horizon 2050.

Ce scénario est avant tout une démarche : plutôt que de nous préoccuper des moyens de production d'énergie futurs, nous commençons, en aval, par nous interroger sur les services énergétiques dont nous souhaitons disposer dans le futur et la demande énergétique que cela impose, et par réduire les gaspillages en faisant preuve de sobriété.

Sobriété n’est pas austérité. La sobriété signifie plutôt citoyenneté, organisation des moyens et économie circulaire. Nous nous intéressons ensuite à l’efficacité des moyens mis en œuvre – chaudière, voiture, moyens de chauffage et processus industriels – et aux vecteurs énergétiques nécessaires à cette transition énergétique – énergies renouvelables, et vecteurs propres à l’industrie, tels que l’hydrogène. Si l'efficacité et les moyens de production d'énergie sont relativement bien étudiés, j’insisterai davantage sur ce qui fait l'originalité notre scénario : une tentative pour chiffrer la sobriété dans l'industrie, c'est-à-dire une mise en œuvre de l'économie circulaire.

L'économie circulaire s’intéresse aux besoins en matériaux, à la demande de biens de consommation et d'équipement et aux matériaux que leur fabrication induit, ce à l'horizon 2050. Il faut prendre en compte la baisse en demande de matériaux qu’implique l’utilisation de produits durables. La loi de transition énergétique a banni l’obsolescence programmée. Les produits peuvent être réutilisés, réparés, réutilisés par le biais des consignes, par le biais de « ressourceries », etc. Nous préconisons que les emballages puissent être consignés dans le verre et les plastiques. La réparation est aujourd’hui en déclin en France, malgré la présence du secteur automobile. Selon une étude de l’Union européenne, ces deux leviers de la réparation et du recyclage, permettraient, selon chaque point gagné, de générer 23 milliards d’euros et entre 200 000 et 400 000 emplois. Voilà pour ce qui concerne les biens de consommation.

Tout ceci a une incidence sur les matériaux utilisés. Nous avons élaboré une sorte de matrice qui fait la relation entre ces biens de consommation et d'équipement et les matériaux. Cette matrice a beaucoup attiré l'attention de la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) avec laquelle nous avons eu de nombreux contacts lors de la préparation des scénarios bas-carbone et lors de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

La question n’est pas seulement de savoir comment produire, mais aussi que produire. Certains diront qu’une réduction de la demande peut induire une baisse de l’activité industrielle. Je rejoins les propos de M. Barreyre : aujourd'hui, il faut s'interroger sur la relocalisation de certaines activités, notamment celles qui correspondent à nos besoins futurs.

Je vais vous donner un exemple. Une agriculture raisonnée signifierait une baisse de 50 % de la consommation des engrais azotés, qui aujourd'hui sont trop répandus et qui épuisent les sols. Cela a des conséquences sur la consommation d'ammoniac ; or, la France est largement déficitaire en ammoniac : nous en produisons à peu près 1 000 kilotonnes, pour une consommation de 1 600 kilotonnes. Il en va de même pour les engrais azotés : nous sommes très importateurs. Nous pourrions imaginer une baisse de la consommation qui n’affecte pas la production française, mais qui touche davantage les importations. Ainsi, nous continuerions de moderniser notre industrie et de la valoriser, tout en faisant en sorte qu’elle réponde à nos besoins, et que la baisse de la demande soit répercutée sur les importations.

Quant au recyclage, la France n’est pas la plus performante, alors qu’il est une partie intégrante de l’économie circulaire. Le recyclage concerne, d’une part, la collecte des déchets et leur valorisation, et, d’autre part, le taux d’incorporation dans la fabrication, qui demande parfois des schémas industriels différents. Par exemple, pour les plastiques, le taux de collecte sur le gisement de déchets et de 21 %, y compris les chutes de transformation. Nous exportons une partie de ces déchets à l’étranger, car les systèmes de régénération des résines ne sont pas aussi performants en France. Ce taux de collecte est plus élevé dans certains pays : 38 % dans nos pays voisins. Par ailleurs, nous exportons des résines régénérées. Finalement, le taux d’incorporation dégringole de 21 % à 4 % dans les plastiques. Nous pourrions imaginer, demain, un système de valorisation du tri plus performant, et un système industriel d’incorporation qui nous permettrait de répondre au défi de l’économie circulaire.

Nous sommes aussi très importateurs d’activités d’avenir, comme le numérique et les énergies renouvelables. Dans notre scénario, nous essayons de mettre en évidence ce que peut représenter en termes de matériaux le développement des énergies renouvelables. Nous disposons d’un scénario sans relocalisation et d’un autre avec relocalisation, pour comprendre les conséquences en termes de consommation énergétique.

Ce défi est important. Le frein à la transition énergétique est le manque de vision d’avenir, à cause de préoccupations économiques particulières. Les investissements dans l’industrie sont lourds et les transformations, nécessaires, doivent être bien préparées en amont, pour s’appuyer sur les modèles de demande et de société pertinents à l’horizon 2050.

M. le président Julien Dive. Messieurs, je vous remercie. Je cède la parole à M. le rapporteur.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. J’aurais trois questions. Les chiffres fournis par le rapport négaWatt montrent que la consommation énergétique de l’industrie est stable, voire à la baisse. Pour expliquer ce fait, quelles sont les parts respectives de la désindustrialisation et des économies d’énergie ?

Ma deuxième question est inspirée par notre visite de la communauté urbaine de Dunkerque, où ArcelorMittal était présent. La communauté urbaine a modélisé le paysage des flux énergétiques – gaz, produits, etc. – entre les différentes industries du territoire et met en relation les émetteurs et les récepteurs, dans une logique de valorisation. Plusieurs exemples ont été présentés par ArcelorMittal : chaleur, laitier réutilisé pour fabriquer des enrobés, CO2 revendu à une société belge pour fabriquer de l’éthanol, etc. Voilà qui est très intéressant. L’entreprise valorise son activité au sein de son écosystème. Pourriez-vous développer ce point, monsieur Oberthur ? Nous parlons peu, aussi, de la chaleur fatale des datacenters, alors que leur production d’énergie est importante.

Enfin, monsieur Marchal, vous avez fait une proposition intéressante, à savoir que le niveau d’investissement dans les réductions d’énergie soit égal aux exonérations de taxe consenties. La question est de savoir comment. Quels dispositifs mettre en place pour rendre cette proposition effective ?

M. Philippe-Emmanuel Rauzier. Depuis une dizaine d’années, les baisses de consommation d’énergie dans l’industrie sont dues pour moitié à une baisse de l’intensité énergétique, et pour moitié à la désindustrialisation. Le scénario négaWatt ne prévoit pas de désindustrialisation, mais plutôt une réorientation de la production industrielle. Le recyclage génère des économies d’énergie, mais certainement pas une baisse de l’activité industrielle. Les secteurs sont différents. Il faut s’intéresser, pour les plastiques, à la régénération, qui consomme beaucoup moins d’énergie et crée des emplois dans le domaine du tri, plutôt que d’utiliser le vapocraquage, dont les éléments de chimie organique consomment beaucoup d’énergie. Vous trouverez dans le document que je vous ai distribué un diagramme, principalement fondé sur la demande. Le scénario sans relocalisation permet environ 46 % d’économie d’énergie. Le scénario avec relocalisation génère entre 40 à 60 térawattheures (TWh) supplémentaires de production, est soutenable, et permet d’atteindre 100 % d’énergie renouvelable.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Cependant, si nous relocalisons, nous allons peut-être baisser l’empreinte carbone de la France, car nous serons peut-être plus performants que la Chine, par exemple. Est-il possible que la consommation d’énergie en France augmente, tout en réduisant l’empreinte carbone ? Êtes-vous d’accord avec cette hypothèse ?

M. Philippe-Emmanuel Rauzier. Oui et non. Nous sommes très surpris de constater, dans certains pays émergents, que les processus de production sont plus économes en énergie qu’en France. Dans le scénario négaWatt, nous n’avons pas vraiment évalué cette empreinte carbone. Cette évaluation est très complexe, car elle demande de bien connaître les processus de production et de connaître précisément les pourcentages d’importation en fonction des pays. En revanche, nous avons essayé d’évaluer les conséquences, en termes d’augmentation d’énergie, d’une relocalisation de l’activité en France, avec des techniques et un mix énergétique performants.

Dans les accords internationaux, nous parlons de la réduction de GES, et non de l’empreinte de chacun des pays. Si demain, par exemple en 2040, nous nous préoccupions de cette empreinte carbone, cela changerait beaucoup la donne pour nos pays développés.

M. Gildas Barreyre. Pour l’empreinte carbone, trois aspects sont à prendre en compte pour l’industrie. Le mix électrique, en France, est l’un des plus faiblement carboné ; nous avons donc intérêt à orienter la consommation, en France, vers ce mix, quitte, d’ailleurs, à imaginer des transferts d’usage de la chaleur vers l’électricité. Le mix énergétique, plus général, a plutôt tendance à être moins carboné ; nous utilisons plus massivement du gaz que la Chine, qui utilise plus le charbon. Enfin, notre tissu industriel est plus ancien que les pays émergents. Certains procédés industriels pourraient être plus performants. Néanmoins, un certain nombre de nos industries sont en benchmark, notamment l’industrie de l’aluminium française, et la chimie française, qui a beaucoup investi ces dernières années, n’en est pas loin. Le groupe auquel j’appartiens est présent sur la plateforme de Roussillon. Pour vous donner un exemple, nous avons récemment investi dans une distillation réactive, pour lequel nous avons reçu le prix Pierre-Potier de l’innovation, qui utilise la chaleur de la réaction pour distiller. Nous consommons ainsi « zéro » énergie, puisque la réaction est exothermique et distille directement le produit. Pour réaliser une telle innovation, mon groupe doit décider d’investir en France ; il doit se trouver sur une plateforme compétitive, en l’occurrence la plateforme de Roussillon, avec des infrastructures de qualité et un tissu industriel existant. Sans investissement, nous n’aurions pas développé un nouveau procédé moins émetteur.

M. David Marchal. J’apporterai aussi quelques éléments de réponse. Nous confortons les chiffres sur la part de la baisse d’activité par rapport à celle des économies d’énergie, qui s’élèvent chacune à environ 50 % pour les vingt dernières années.

Vous parliez de l’aspect territorial de la question, qui englobe celle des schémas directeurs. Avant de développer un réseau de chaleur, l’ADEME exige que les collectivités aient mis en place des schémas directeurs de développement des réseaux, qui doivent permettre d’identifier notamment les ressources de chaleur fatale dans les industries, les quartiers à construire, et les baisses de consommation dans certains autres quartiers. Ces anticipations sont nécessaires pour planifier la bonne rentabilité d’un réseau de chaleur.

Plus globalement vous parliez des flux de matière, ce qui intègre ce que nous appelons l’écologie industrielle territoriale. Nous animons un réseau d’animateurs territoriaux sur cette question. Un travail, intitulé Synapse, a été réalisé ces dernières années, pour mettre en place un plan d’action, qui inclut notamment l’élaboration d’une base de données commune, en partie mis en place par la chambre de commerce et d’industrie de France. D’autres outils, par ailleurs, existent. Cette base de données vise à référencer les flux. Cette « bourse aux flux » détaille les gisements de déchets comme les besoins, et permet de distinguer les mises en relation potentielles : elle a une grande valeur. Nous essayons aussi, via ce groupe de travail, de normaliser les codifications des flux, pour que les acteurs puissent mieux s’orienter. Nous pourrons vous en dire plus sur ce point, si vous le souhaitez.

Nous avons réalisé un important travail sur le gisement de chaleur fatale. Douze térawatt-heure d’énergie à plus de 100 degrés Celsius, sur une cinquantaine de TWh de gisement, se trouvent proches d’un réseau de chaleur. Voilà qui est significatif. Dans la programmation pluriannuelle de l’énergie, les objectifs fixés portent sur deux térawatt-heure. Nous sommes encore loin d’avoir utilisé les ressources du gisement global. Les data centers ne sont qu’un exemple, et ne sont pas les plus gros sites de production. Nous pourrions imaginer soit d’accompagner, soit d’obliger – nous savons que les obligations sont souvent mal perçues – les sites fortement consommateurs d’énergie à faire une étude de valorisation de leur chaleur fatale.

Enfin – je le confirme – la question de l’empreinte nous intéresse beaucoup. Elle se heurte à des difficultés méthodologiques : calculer l’empreinte est évaluer les conséquences des relocalisations, voilà qui est loin d’être simple.

Mme Jennifer de Temmerman. Ma question s’adresse à MM. Marchal et Gourdon. Vous accompagnez le projet Rev3 dans les Hauts-de-France, projet industriel tourné vers l’écologie et la transition énergétique, lancé en 2017. Avez-vous d’ores et déjà du recul quant à l’évolution du projet ?

Par ailleurs, pourriez-vous préciser vos propos sur les exonérations fiscales dont peuvent bénéficier les industries électro-intensives ? Si ces exonérations ne constituent pas la meilleure solution pour pousser les industries à investir, que préconisez-vous ? Pensez-vous qu’il faille revoir ces exonérations et orienter les fonds vers des investissements en recherche et développement, pour accompagner les industries de manière plus incitative ?

M. David Marchal. Pour Rev3, nous pourrons demander à nos collègues des Hauts-de-France s’ils disposent d’ores et déjà de retours d’expérience. Nous avons chiffré le nombre d’emplois liés au scénario Rev3, en vue de comparer ce chiffre avec d’autres scénarios régionaux, tel que le scénario Région à énergie positive (REPOS) en Occitanie, afin de mieux évaluer les dynamiques territoriales. Je ne pourrai cependant vous en dire plus aujourd’hui.

Quant aux exonérations, les éléments les plus précis dont je dispose concernent les exonérations de TURPE. Une centaine d’entreprises ont fourni des plans de performance énergétique (PPE), ce qui constitue la contrepartie principale aux exonérations et est, en soi, très positif. Cependant, nous signalons que le niveau d’ambition de ces PPE pourrait être amélioré. L’État, dans sa bienveillance, lorsqu’il attribue l’exonération de TURPE, devrait être plus exigeant sur un niveau minimum des PPE. Dans ces plans à cinq ans, les industriels proposent des mesures d’investissement dans des dispositifs plus économes. Ces PPE nous ont appris que, parmi les actions identifiées, nous pensions qu’un grand nombre d’entre elles était déjà mis en œuvre ! Je m’inscris en faux, monsieur Barreyre, contre vos propos, lorsque vous disiez avoir tout fait sur vos sites très consommateurs. Pour les électro-intensifs, des actions aussi simples que la mise en place de moteurs à vitesse variable, procédé connu depuis longtemps, se trouvaient inscrites dans les PPE comme des actions à mener dans le futur. Voilà des points d’amélioration possibles.

Sur la centaine de PPE fournis, un tiers proposait des investissements deux fois inférieurs à la subvention reçue. Cela nous semble insuffisant par rapport au niveau d’ambition attendu. En pratique, nous pourrions exiger que le niveau d’ambition et d’investissement prévisionnel affiché soit au moins égal à la subvention. Cette mesure, qui demande d’être affinée, ne devrait pas être trop complexe à mettre en œuvre.

M. Gildas Barreyre Les PPE constituent une contrepartie importante aux réductions de TURPE. Il faut cependant garder à l’esprit que les industriels ne sont pas tous au même niveau de maturité quant à l’efficacité énergétique. Par exemple, les cycles d’investissement dans une électrolyse chlore-soude sont très longs, et les industriels ne réinvestissent que tous les vingt ou trente ans. Si un industriel français, installé en France, vient d’investir dans l’électrolyse chlore-soude la plus performante, qui consomme 90 % de l’électricité du site, il aura du mal à atteindre 10 % d’efficacité énergétique. Au contraire, si un industriel souffre d’un léger retard d’investissement par rapport à un concurrent, il lui sera très facile d’atteindre 20 % d’efficacité énergétique.

Donner des chiffres bruts est risqué, car les industriels connaissent des niveaux de maturité différents, de même qu’un particulier, s’il vient de réaliser de lourds travaux chez lui, tardera par exemple à changer ses fenêtres. Ce point doit être pris en compte. C’est pourquoi ces PPE doivent être validés par les autorités locales, en l’occurrence les DREAL. Certes, les objectifs pourraient être plus ambitieux, mais les industriels n’ont ni la même maturité ni la même capacité d’investissement. De plus, tous les industriels n’ont pas la même visibilité à long terme : pour certains, investir avec un retour sur investissement à cinq ans ne pose pas de problème ; pour d’autres, des taux de retours plus courts sont malheureusement nécessaires. Nous ne sommes pas tous égaux dans l’industrie.

M. Édouard Oberthur. Pour compléter, je vous dirai que la sidérurgie a connu un cycle bas très dur. Il est possible que des opérations de maintenance n’aient pas été réalisées comme prévu. Je ne pense pas que ce soit le cas pour les sites que nous avons évoqués, mais cela aurait pu être une possibilité. Les investissements, même pour les variateurs, sont lourds et peuvent parfois se chiffrer en millions d’euros. Nous cherchons à ne pas les intégrer dans nos propres dépenses d’investissement ; si nous le faisions, nous n’investirions pas dans nos hauts-fourneaux.

Je vous rappelle un élément important : voulons-nous garder nos industries fortement émettrices de CO2 sur notre sol, ou, voulons-nous, en les obligeant à réduire leur consommation, les pousser potentiellement à partir vers d’autres pays ? Depuis le début de cette table ronde, les débats sont intéressants, mais je pense que nous nous focalisons trop sur la France – ce qui par ailleurs est normal. La réduction de TURPE a été nécessaire, et reste nécessaire, au sein d’une compétition intra-européenne et mondiale. Gardons bien cela à l’esprit ! Les sites français d’ArcelorMittal sont comparés toutes les semaines aux sites espagnols, aux sites allemands, aux sites belges, aux sites italiens, aux sites polonais, etc. Certes, nous avons accepté que la réduction de TURPE soit mise en regard de PPE. Je rappelle toutefois que la présence de l’industrie est importante pour la stabilisation du réseau et du type de consommation, qui ne sont pas entièrement valorisés – cela dépend des courbes de charge. Or, rappelons-nous bien que ces exonérations de TURPE ont été octroyées pour conserver les industries sur notre territoire, et non seulement en échange d’une meilleure efficacité énergétique.

M. le président Julien Dive. Monsieur le rapporteur, une dernière question ?

M. Édouard Oberthur. Excusez-moi, je souhaitais réagir quant à la question sur Dunkerque. À Dunkerque, à Fos, et partout en Europe, nous intégrons nos usines dans un tissu industriel et parfois urbain. Depuis longtemps, nous valorisons notre chaleur et des coproduits. Monsieur Marchal, vous parliez de Synapse : ArcelorMittal fait partie d’un réseau européen qui s’appelle Enhanced energy and resource Efficiency and Performance (EPOS), et qui met en place des données et un outil pour la réutilisation d’énergie et de coproduits sur des bases industrielles, entre acteurs industriels. ArcelorMittal est active dans le réseau EPOS et, je pense, très probablement dans Synapse. Notre action est très importante. Nous cherchons par exemple à valoriser notre laitier au mieux. À cette fin, nous avons développé des sociétés autour d’ArcelorMittal, et nous continuons dans cette voie. Ces produits peuvent être utilisés pour des routes, du remblai, dans des innovations telles que le ballaste sur des éoliennes. Cette valorisation est très importante pour nous, et notre recherche et développement y travaille, pour tous les coproduits, qu’ils soient énergétiques ou non.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Mes deux questions portent sur le niveau international. M. Bardina, vous avez expliqué être implanté un peu partout dans le monde, comme à Dubaï, qui a tendance à investir dans les nouvelles énergies. Au niveau international, voyez-vous des nouveautés très compétitives par rapport à la France ? De plus, je souhaite revenir au point évoqué par M. Oberthur, celui de la prise en compte du contexte européen et des quotas de GES ? Ces dispositifs sont-ils efficaces ? Je souhaite que nous ne restions pas trop focalisés sur la France.

M. le président Julien Dive. Ma question s’adresse à M. Barreyre. Monsieur, vous avez évoqué dans vos propos liminaires la question du photovoltaïque en France. La France a selon vous raté le coche, puisque les panneaux sont construits à l’étranger. Cette question a fait l’objet d’une autre audition, dont la conclusion rappelait que les installations françaises sont dix fois moins nombreuses qu’en Belgique et cinquante fois moins qu’en Allemagne. L’industrie du photovoltaïque n’a-t-elle plus lieu d’être en France ? Est-ce définitif ?

De plus, vous avez abordé la question de l’incitation, au contraire de la fiscalité punitive. Je suis tout à fait d’accord avec ce contre-pied. Par exemple, pourrions-nous imaginer une sorte de crédit d’impôt recherche tourné vers la transition énergétique ?

Messieurs Rauzier et Barreyre, vous avez tous deux présenté l’exemple de la relocalisation et de la réindustrialisation sur notre territoire national. Les leviers de la délocalisation furent la compétitivité prix, la compétitivité produit et la compétitivité travail. Il s’agit d’éléments factuels du libéralisme et de l’économie de marché. Pourrions-nous imaginer un nouveau concept de « compétitivité environnementale » – certes beaucoup plus psychologique et beaucoup moins factuel du point de vue de l’économie de marché – pour agir comme un levier et rompre certains freins, dont la plupart sont bel et bien psychologiques ?

M. David Bardina. Nous sommes effectivement présents à une grande échelle internationale, mais nous ne sommes pas sûrs d’avoir une vision parfaitement claire et précise des situations que connaissent les différents pays où nous travaillons. Je ne suis pas sûr de pouvoir vous parler de Dubaï. En revanche, nous savons que dans certaines zones du monde, en fonction de leurs caractéristiques et de leur histoire – comme le Japon qui a un lien particulier avec le nucléaire – certains sujets sont plus porteurs que d’autres. L’hydrogène a le vent en poupe en Asie. Les pays asiatiques sont moteurs pour les solutions mises sur le marché. Je vous donnerai un autre exemple. L’Australie est un pays immense qui a très peu d’habitants : neuf fois la superficie de la France pour deux fois moins d’habitants. Il est impossible qu’un réseau d’électricité maille le pays. Les solutions de production locale intéressent beaucoup les Australiens, tel que le développement d’énergie solaire, par définition intermittente, ce qui implique un stockage sur des micro-réseaux. Voilà un sujet porteur.

Notre approche est très simple : nous nous intéressons à un grand nombre de sujets, et nous intervenons dans des pays où ces sujets sont critiques. Nous tentons d’apporter des solutions de régulation. Parler de recharges de batteries associées à des réseaux d’électricité n’a pas beaucoup de sens en France, contrairement à l’Australie. Nous intervenons là où les questions sont critiques et où le time to market – je vous prie de m’excuser pour cet anglicisme – est le plus court possible. Partout dans le monde, nous rencontrons des situations intéressantes, y compris en France.

J’ajouterai un point. Nos clients sont principalement des grands comptes, c’est-à-dire des grands groupes industriels internationaux. Nous sommes frappés – ce n’est qu’une remarque, et non une critique – par le fait que même des grands groupes industriels internationaux français ont tendance à nous tester à l’étranger, et non en France. Voilà qui suscite nos interrogations. Nous travaillons avec des verriers en Colombie ou en Amérique du Sud, alors qu’ils sont en fait français. Nous travaillons avec des cimentiers français à Dubaï, mais pas en France. Nous n’avons pas d’influence, nous sommes un petit acteur ; nous intervenons là où on nous le demande, et c’est généralement hors de France.

M. Édouard Oberthur. Concernant la question relative au CO2, nous sommes soumis aux quotas. Très clairement, les conséquences sont importantes par rapport à nos concurrents qui n’y sont pas soumis. En Europe, nous constatons une certaine homogénéité. Le facteur prix, pour le gaz naturel et l’électricité et pour l’accès aux utilités telles que l’oxygène, devient pour nous particulièrement critique. Il est donc crucial de maintenir une compétitivité pour les prix de l’électricité et du gaz naturel grâce à l’effet taxe, tout comme pour le transport. Ainsi nous pouvons rester compétitifs, notamment par rapport aux Allemands.

In fine, la compétition devient internationale. Nous pourrions importer des boîtiers Slabes, de la matière produite en Chine, en Inde ou aux États-Unis, sur d’autres structures de coûts, hors CO2, et les terminer en Europe. Ainsi, nous pourrions maintenir une partie de notre tissu industriel en Europe et le lien avec les producteurs de produits finaux, comme l’automobile, etc. Cependant, toute la partie amont de la production de l’acier disparaîtrait. Nos émissions de CO2 chuteraient clairement, mais l’acier continuerait à être produit ailleurs, sur une base CO2 qui n’est pas la nôtre. Voilà le cœur du problème.

Deux mécanismes clefs sont concernés : le CO2 indirect et le CO2 aux frontières. Le CO2 indirect neutralise le coût du CO2 dans le coût de l’électricité. Jusqu’à présent, la France l’a intégré. L’évolution du prix du CO2 fait qu’aujourd’hui nous courons potentiellement le risque, dans les années à venir, de ne pas toucher pleinement cette compensation. Il va falloir que l’État nous dise ce qu’il en est. Le CO2 coûte aujourd’hui plus de 20 euros la tonne, contre 5 ou 7 euros auparavant. Ces coûts vont-ils rentrer dans le budget de l’État ? Notre direction générale pense qu’il faut – nous en revenons à la discussion préliminaire sur l’empreinte européenne – installer des barrières au CO2 aux frontières, de telle manière que nous intégrions, sur le marché européen, le coût du CO2 dans les produits qui ne sont pas soumis à cette réglementation. Voilà le moyen de nous inciter à produire en Europe, avec des processus de production compétitifs, et sans avantager nos concurrents extra-européens. Nous n’avons qu’une seule terre. Sans ces mécanismes, au niveau mondial, nous produirons beaucoup plus de CO2.

M. Gildas Barreyre. Concernant votre question sur le photovoltaïque, notre remarque précédente portait plus généralement sur l’ensemble des technologies impliquées dans la transition énergétique. Aujourd’hui, de grands groupes français, membres de l’UNIDEN, investissent dans la recherche et les nouvelles technologies pour le photovoltaïque. Le potentiel semble infini. Nous sommes loin d’avoir fini d’inventer des panneaux photovoltaïques plus efficaces et moins coûteux en termes environnementaux.

Cependant, pour le moment, une grande partie de la recherche se déroule non pas en France, mais dans d’autres pays européens, en Chine et aux États-Unis, où les investisseurs locaux ont de grandes capacités d’investissement, notamment en Californie. Nous sommes en retard, nous n’avons pas été pionniers. Au contraire, nous avons été incités à nous tourner vers les solutions les moins coûteuses venues de Chine, à cause du tarif d’obligation d’achat. Ce tarif, au lieu d’inciter les acteurs français producteurs de panneaux photovoltaïques à produire en France, a incité des opérateurs, des vendeurs de service, à acheter des panneaux chinois.

Nous sommes en train de répéter exactement les mêmes erreurs pour les batteries et les électrolyses d’hydrogène ; puisque nous voulons décarboniser l’hydrogène, nous le ferons avec les électrolyses chinoises, puisqu’il n’existe pas d’électrolyse française. Nous faisons la même erreur avec les éoliennes : l’acier vient de Chine, et les nouveaux investissements se portent hors de France. Voilà qui est dommage, alors que nos groupes chimiques, sidérurgiques et énergétiques sont de taille mondiale.

Mon groupe, qui est minuscule, possède une société à Nîmes qui s’appelle Protéus et qui fabrique des enzymes pour accélérer et catalyser la méthanisation, permettant de doubler les rendements des méthaniseurs. L’État, aujourd’hui, ne nous considère pas. Il réclame un tarif d’obligation d’achat de méthanisation, peu importe le rendement, puisque le tarif d’achat est garanti. À quoi cela sert-il de se tourner vers des acteurs locaux, à quoi cela sert-il d’innover ?

Je souhaite lutter contre l’idée que tous les opérateurs, aujourd’hui, ont l’État comme client. On nous dit d’augmenter le prix de l’énergie de 20 à 40 unités, si bien qu’une solution à 35 unités, non innovante, serait acceptée par tous. Notre discours est plus positif. Plutôt que de passer notre temps à discuter avec l’État, si nous consacrions nos ressources intellectuelles à innover, nous pourrions passer de 35 à 20 unités l’ensemble de ces solutions. Nous savons que les solutions existent, par exemple dans le photovoltaïque, l’éolien ou la méthanisation. L’idée n’est pas de monter de manière dogmatique de 20 à 40 unités le coût des énergies pour tout le monde, pour les gilets jaunes ou pour les entreprises énergo-intensives. Le but est de faire en sorte que toutes les solutions passent de 35 à 20 unités. C’est ainsi que nous pourrons gagner face à des pays comme la Chine et les États-Unis. Sinon, dans vingt ou trente ans, ce sont eux qui passeront de 35 à 20 unités.

M. le président Julien Dive. Je vous remercie, monsieur Barreyre. Je constate que vous avez beaucoup fait réagir l’ADEME ; monsieur Marchal, vous avez la parole.

M. David Marchal. Pour le photovoltaïque, deux centres de recherche, l’Institut national de l’énergie solaire (INES) et l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF), sont installés en région parisienne et sont des leaders européens. Effectivement, les capacités de production de l’industrie sont faibles. Dans les vingt prochaines années, au moins 100 gigawatts (GW) de photovoltaïque seront installés. Si l’un veut investir dans le photovoltaïque en Europe, le marché existera bien ! L’automatisation de la production fait que le facteur humain compte beaucoup moins. D’ores et déjà, de grands industriels alimentent ce marché : Air Liquide fournit par exemple des gaz industriels qui sont utiles pour la fabrication des panneaux photovoltaïques. Ces faits sont moins connus, car il s’agit de fournisseurs de second rang. Toutefois, ce marché mobilise déjà des acteurs importants. Concernant le crédit d’impôt, je cède la parole à M. Gourdon.

M. Thomas Gourdon, responsable adjoint du service entreprises et dynamiques industrielles de l’ADEME. Les crédits d’impôt sont des mesures qui reviennent de façon intermittente. Nous avons chiffré pour l’industrie un crédit d’impôt qui viserait à orienter les 5 % d’économies d’énergie sur les utilités. Nous pensons que le crédit d’impôt est facile à mettre en œuvre, et qu’il ne faut pas aller chercher les gisements sur les procédés, qui sont beaucoup trop compliqués. Pour les utilités, nous avions chiffré le crédit d’impôt à hauteur de 20 %, soit 1 milliard d’euros pour l’État pour 5 milliards d’euros d’investissements. Nous tenons à votre disposition une fiche sur ce sujet.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Je terminerai par une remarque. Monsieur Barreyre, nous sommes intéressés par votre procédé sur la méthanisation. Pourrez-vous nous transmettre des informations ?

M. le président Julien Dive. Tout comme nous sommes intéressés par votre dernière proposition sur le crédit d’impôt, monsieur Gourdon… Messieurs, je vous remercie pour votre participation à cette table ronde. Nous sommes contraints par le temps, il est un peu frustrant de clôturer des échanges si intéressants. N’hésitez pas à participer en ligne à la consultation citoyenne sur le site de l’Assemblée nationale. Vous avez encore une quinzaine de jours pour contribuer.

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

26. Jeudi 28 mars 2019 : Audition, en table ronde, ouverte à la presse, sur la fiscalité : – M. Christophe Pourreau, directeur de la législation fiscale à la Direction générale des finances publiques (DGFIP) du Ministère de l’économie et des finances ; – M. Olivier David, chef du service du climat et de l’efficacité énergétique à la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) du Ministère de la transition écologique et solidaire, et M. Timothée Furois, sous-directeur des marchés de l’énergie et des affaires sociales ; – M. Gaël Callonnec, économiste à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) ; – Mme Meike Fink, responsable « transition juste » de Réseau action climat (RAC) ; – M. Benoît Ferres, président de Caméo, et Mme Isaure d’Archimbaud, chargée des relations institutionnelles de Caméo (IA conseils).

L’audition débute à onze heures trente.

M. le président Julien Dive. Mesdames et messieurs, je vous remercie d’être présents pour cette seconde audition matinale de la mission d’information sur les freins à la transition énergétique. Cette mission a été créée en juillet 2018 et a commencé ses travaux au mois de septembre. Depuis, elle a mené environ 25 auditions, organisées selon sept thématiques, que M. le rapporteur vous présentera dans quelques instants. Nous menons nos auditions depuis plusieurs mois. Pour des raisons de temps et d’organisation, il est difficile de recueillir les contributions de tous les acteurs, et parfois d’approfondir les échanges au sein même des auditions. Nous avons donc lancé, le 6 mars dernier, une consultation en ligne sur le site de l’Assemblée nationale ; elle sera ouverte jusqu’à mi-avril. Elle est organisée selon les mêmes sept thématiques. Les citoyens, les professionnels, les associations et les experts peuvent y contribuer et voter pour privilégier certaines propositions. Cette consultation servira entre autres, à alimenter le rapport final de cette mission d’information. Notre audition est enregistrée et diffusée en direct sur le site de l’Assemblée nationale, elle est ouverte à la presse et un compte rendu sera élaboré à l’issue de l’audition.

Mesdames et messieurs, je vous propose d’intervenir entre cinq et dix minutes, pour présenter votre activité et nous exposer les freins à la transition énergétique, mais aussi les leviers que vous auriez pu identifier, ce en allant droit au but, de manière à pouvoir ensuite privilégier l’échange avec les parlementaires.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Cette mission d’information est structurée selon plusieurs axes. Le premier d’entre eux concerne le manque de vision, à terme, que nous avons du paysage énergétique de la France dans dix, vingt ou trente ans, en termes de production comme de consommation, et porte aussi sur le mix énergétique de production et celui de consommation. Une seconde thématique concerne les filières d’énergies renouvelables, point plus traditionnel, que ce soit le photovoltaïque, l’éolien, la méthanisation, etc. Un thème concerne les économies d’énergie, que ce soit dans l’habitat ou l’industrie, et un autre porte sur la vision qu’ont les grands groupes d’énergie de leur transformation, à terme, dans un monde sans pétrole ; je précise que nous avons pris le biais d’un objectif « zéro » pétrole, en mettant le nucléaire de côté, puisque nous ne traitons pas cette question. Nous nous intéressons aussi à la façon dont les territoires s’approprient cette transition, puisque l’énergie est produite partout, et que le rôle des territoires – régions et établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) – est primordial dans cette planification. Un dernier thème concerne la fiscalité dans la transition énergétique, et particulièrement la fiscalité de l’énergie. Voilà notre manière de travailler.

M. le président Julien Dive. Nous sommes très heureux d’accueillir M. Gaël Callonnec, économiste à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) ; Mme Meike Fink, responsable « transition juste » de Réseau action climat (RAC) ; M. Benoît Ferres, président de Caméo, accompagné de Mme Isaure d’Archimbaud, en charge des relations institutionnelles ; M. Olivier David, chef du service du climat et de l’efficacité énergétique à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) du ministère de la transition écologique et solidaire, accompagné de M. Timothée Furois, sous-directeur des marchés de l'énergie et des affaires sociales. Nous rejoindra sous peu M. Christophe Pourreau, directeur de la législation fiscale à la Direction générale des finances publiques (DGFIP) du ministère de l’économie et des finances. Vous avez la parole.

M. Gaël Callonnec, économiste à l’Agence nationale de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Monsieur le président, monsieur le rapporteur, je représente l’ADEME, agence publique sous la tutelle du ministère de la transition écologique et solidaire. Nous sommes chargés de conseiller nos tutelles et d’accompagner la transition énergétique sur les territoires en France, via subventions et conseils. Je suis pour ma part responsable des programmes de modélisation macroéconomiques de la transition énergétique et de l’évaluation des effets économiques des politiques fiscales environnementales.

L’ADEME a constaté que, pour atteindre les objectifs assignés par le législateur, à savoir une diminution de nos émissions de gaz à effets de serre (GES) de 40 % en 2030, il faudrait doubler le taux de taxe carbone qui était prévu par la loi du 18 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte du 18 août 2015. La loi prévoyait un taux de 100 euros la tonne de CO2 en 2030. D’après nos modèles macroéconomiques, la taxe devrait s’élever à environ 200 euros par tonne de CO2 à ce même horizon 2030. Ce n’est pas rien.

Nous considérons qu’il faut impérativement, pour renforcer l’acceptabilité de cette mesure, redistribuer les recettes de cette taxe, aux agents, au prorata de leur contribution : nous rendrions aux ménages ce que nous prélèverions aux ménages, et nous rendrions aux entreprises ce que nous prélèverions aux entreprises. D’après les études macroéconomiques que nous avons menées, si nous redistribuions les recettes de la taxe aux agents, croissance du PIB et créations d’emploi seraient au rendez-vous, avec une amélioration de la balance commerciale et une amélioration du ratio déficit public sur PIB.

En instaurant une taxe carbone, nous encouragerons les ménages et les entreprises à réaliser des investissements d’efficacité énergétique, principalement des investissements d’isolation du bâti pour les ménages. Ce regain d’investissement induira un accroissement de l’activité de l’économie française, et une diminution de l’importation de combustibles fossiles, qui pèsent lourdement dans la balance commerciale. Une facture énergétique de 70 milliards d’euros correspond à peu près au montant du déficit commercial de la France, du moins pour l’année dernière. L’amélioration de la balance commerciale de la France et le regain d’investissement pourraient déboucher sur des créations d’emploi, impliquant une diminution du chômage, une hausse de la consommation et un accroissement des débouchés des entreprises. S’engagerait donc un cercle vertueux.

À l’inverse, si nous instaurons une taxe carbone et que nous ne redistribuons pas les recettes aux agents, alors les ménages perdraient du pouvoir d’achat. Avec une tonne de CO2 à 70 euros, les ménages perdraient en moyenne 240 euros par an de revenu disponible. La consommation diminuerait, les entreprises subiraient une augmentation de leur coût unitaire de production et une diminution de leur compétitivité, dégradant ainsi la balance commerciale française. Le PIB diminuerait.

Il nous paraît essentiel d’accélérer la trajectoire de la taxe carbone pour atteindre nos objectifs, et redistribuer ces recettes pour ne pas pénaliser l’activité économique et ne pas aggraver la précarité énergétique et la situation des plus précaires. Si nous redistribuions les recettes de la taxe carbone payée par les ménages aux ménages de manière forfaitaire, le dispositif serait en lui-même redistributif. Par exemple, en 2020, avec une taxe carbone de 70 euros la tonne de CO2, nous reverserions en moyenne 240 euros de recettes par foyer, via un crédit d’impôt sur le revenu ou une baisse de la contribution sociale généralisée (CSG). De toute manière, les prélèvements obligatoires sont opérés à la source, il ne serait donc pas très compliqué de passer par une baisse de l’impôt sur le revenu, grâce à un crédit d’impôt. Comme les ménages les plus défavorisés consomment moins d’énergie que les classes moyennes et les classes les plus favorisées, il y a fort à parier qu’elles recevraient plus d’argent d’une main qu’elles n’en auraient à payer de l’autre. Nous estimons que les ménages du premier et deuxième déciles pourraient gagner entre 100 et 150 euros par an. À l’inverse les ménages du dixième décile, les plus favorisés, pourraient perdre 150 euros en moyenne, ce qui ne représente même pas 0,1 % de leur revenu disponible.

Nous pouvons envisager, d’après les simulations de l’ADEME, une redistribution dégressive : doubler le montant redistribué au premier décile de la population et faire décroître ce reversement jusqu’au huitième décile de la population. De cette manière, nous serions certains que les ménages appartenant au premier décile, vivant à la campagne et loin des accès de transport collectif, prisonniers d’un véhicule diesel ancien et consommateur, ceux vivant dans des logements qui sont des « passoires thermiques », recevraient plus d’argent qu’ils n’en auraient à payer via la taxe. Voilà qui nous semble être une condition essentielle à l’atteinte de nos objectifs climatiques et à l’acceptabilité de cette taxe, sans laquelle il serait assez vain d’espérer que nous puissions diviser par quatre nos émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2050.

Mme Meike Fink, responsable « transition juste » de Réseau action climat (RAC). Je vais vous exposer le point de vue de Réseau action climat sur la question posée, à savoir en quoi la fiscalité écologique peut représenter un frein à la transition énergétique. Mes propos seront complémentaires de ceux de M. Callonnec. Je vais intervenir particulièrement sur la fiscalité énergétique et carbone.

La taxe carbone a été mise en place en France en 2014. Elle est incluse dans la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE). Elle génère aujourd’hui environ 8 milliards d’euros, pour un taux de 44 euros la tonne de CO2. Effectivement, avoir une taxe carbone à la hauteur des ambitions climatiques de la France est essentiel, car la taxe rend cher ce qui est polluant. Aujourd’hui, il est clair que le signal donné rencontre des limites. Il n’existe pas souvent de solution alternative à la voiture, et les coûts de rénovation énergétique peuvent être très importants, d’où un problème d’acceptabilité sociale. Les solutions alternatives pour réduire la consommation des énergies fossiles ne sont pas accessibles à tous, notamment aux ménages aux plus faibles revenus.

La taxe carbone existante représente en moyenne 340 euros pour les ménages : 40 % sont liés au chauffage et 60 % à la mobilité. Cette taxe est régressive, puisque le premier décile de la population paie 2,7 fois plus que le dixième décile par rapport à son revenu disponible, d’où un problème d’acceptabilité sociale. La trajectoire de hausse de la taxe carbone a donc été gelée, à la suite de la crise des « Gilets jaunes ».

Aujourd’hui, plusieurs propositions sont sur la table, celles de l’ADEME, de l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI), de Terra Nova, de l’Institut for Climate Economics (I4CE) et d’organisations non gouvernementales (ONG). Nous-mêmes allons publier une nouvelle proposition la semaine prochaine, plus élaborée, pour laquelle nous avons travaillé avec une économiste. Nos points de vue convergent pour dire qu’une nouvelle taxe carbone plus juste est possible. Toutes les propositions insistent sur la redistribution.

Notre proposition, sans entrer dans le détail, est la suivante : il s’agit de redistribuer une partie de la hausse de la taxe carbone. Nous reprendrions la trajectoire décidée auparavant, puis nous redistribuerions une grande partie de cet argent aux premiers déciles, selon un principe de progressivité, en fonction du lieu de vie – le volet transport pèse plus lourd pour les personnes qui vivent à la campagne – et de la composition du ménage. Un ménage du premier décile qui vit en ville, qui a une voiture diesel et se chauffe au gaz pourrait recevoir 274 euros, soit un gain de 200 euros. Nous allons publier cette étude la semaine prochaine, je ne détaillerai donc pas les chiffres. Il est important de retenir que beaucoup de personnes cherchent à rendre la taxe carbone socialement acceptable, grâce à ce volet de redistribution aux ménages, par exemple via un crédit d’impôt. Voilà donc le premier frein, celui de l’acceptabilité sociale de la fiscalité écologique.

Un deuxième frein identifié est celui de la compréhension de cette taxe et de l’affectation des recettes. La taxe carbone génère d’importantes recettes, d’environ 8 milliards d’euros. Certes, une affectation directe n’est pas possible ; mais le message politique sur cette question n’est pas clair. Il existe un compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique », qui inclut le financement des énergies renouvelables. Il serait cependant beaucoup plus intéressant de dire à la population quelles solutions sont financées avec cet argent, par exemple la rénovation énergétique pour les ménages en situation de précarité, l’accès à des véhicules moins polluants, la création d’infrastructures de mobilité douce, la célèbre « dotation climat », etc. Voilà qui constituerait un signal fort pour les collectivités, en insistant sur le fait qu’elles sont le maillon qui met en œuvre, pour une grande partie, les politiques de la transition énergétique. Il s’agit d’une question d’ingénierie et de mobilisation des acteurs dans les territoires.

Le troisième frein est celui de la justice entre les acteurs, quant à la taxe carbone, et plus globalement quant à la TICPE. Un grand nombre d’exemptions ou de taux réduits existent. La loi de finances pour 2019 contient 11 milliards d’euros d’exonérations ou de réduction de taux. Il s’agit d’une estimation, car la hausse de la taxe carbone doit intervenir. Quoi qu’il en soit, c’est un montant assez important, qui profite à certains secteurs d’activité. Le message est ainsi contradictoire : taxe carbone versus exemptions sur les énergies fossiles. L’une des propositions de Réseau action climat, depuis longtemps, est de mettre fin progressivement à ces niches, en accompagnant les secteurs d’activité et les entreprises concernés. Je rappelle que nous défendons l’objectif « zéro chômeur de la transition écologique ». Ces contraintes doivent être prises en compte. Donner de l’argent aux industries polluantes et s’intéresser en même temps à une taxe carbone, voilà qui est très contradictoire.

Pour comprendre comment aborder le problème, je prendrai l’exemple du kérosène. Une suppression de cette niche n’est pas possible, car elle résulte d’un accord international. Nous nous intéressons à la mise en place d’une taxe sur les billets d’avion. Il s’agirait de partir du modèle français, une nouvelle version de la taxe de solidarité sur les billets d'avion, la « taxe Chirac », déjà existante, avec une modulation en fonction de la longueur du trajet et de la classe de voyage. En parallèle, nous souhaiterions mener une réflexion, à l’échelle européenne, pour, dans un premier temps, harmoniser les taxes déjà existantes sur les billets d’avion, puis, dans un second temps, établir une taxe kérosène européenne. Voilà une mesure que la France pourrait soutenir.

Concernant cette question de la justice entre les acteurs, je signale un autre point. En France, deux prix carbone existent : le prix de la composante carbone et le prix du système européen d’échange des quotas CO2, qui sont très différents, puisqu’ils s’élèvent respectivement à 44 euros et 21 euros. Par ailleurs, un grand nombre d’entreprises n’ont pas payé ces 21 euros ; en effet, la montée des prix est récente et un grand nombre de quotas sont distribués gratuitement. La problématique est similaire à celle des exemptions et taux réduits pour la TICPE, mais nous devons travailler ces questions. La taxe carbone doit être harmonisée entre les acteurs, pour améliorer l’acceptabilité de la taxe carbone en France par les ménages. Cela implique, dans un deuxième temps, de mener une réflexion sur l’accompagnement de ces acteurs, ainsi qu’à l’échelle européenne.

M. Christophe Pourreau, directeur de la législation fiscale à la direction générale des finances publiques (DGFIP), au ministère de l'économie et des finances. Madame, Messieurs les parlementaires, je vous prie de m’excuser pour mon léger retard. Je m’exprime ici en tant que directeur de la législation fiscale, c’est-à-dire en tant que fonctionnaire, et non en tant que porte-parole du Gouvernement sur ces questions. Le sujet est en cours de discussion, et le Gouvernement ne nous a pas encore adressé d’orientations. Mon propos ne se limitera pas à la taxe carbone et à la décision prise à la fin de l’année dernière d’interrompre la chronique de hausse des tarifs de la TICPE ; d’après ma compréhension du sujet, il s’agit de s’interroger plus largement sur l’existence éventuelle de freins fiscaux à la transition énergétique.

Du point de vue un peu général d’une direction chargée de l’élaboration de la loi fiscale, il est difficile d’identifier des freins fiscaux à la transition énergétique. Il n’existe pas de dispositif fiscal qui interdise à des acteurs de choisir des modes de logement, de transport ou de production moins polluants. Il n’existe aucune incitation fiscale qui va dans ce sens. Au contraire, les dispositifs s’efforcent, à la fois en matière de taxation indirecte, comme les accises, ou en matière d’impositions directes, comme l’impôt sur le revenu, d’inciter les ménages et les entreprises à adopter des comportements ou à choisir des modes de transport moins polluants. Ces dernières années, nous avons assisté à une augmentation tendancielle de l’imposition des produits énergétiques – c’est ce que nous appelons de façon un peu rapide la taxe carbone ou la TICPE – et à la création successive de nombreux dispositifs fiscaux incitatifs en matière environnementale, qu’il s’agisse de réductions et de crédits d’impôts ou de dispositifs de suramortissement en matière d’impôt sur les sociétés, qui incitent, par le biais de l’outil fiscal, à l’acquisition de biens d’investissement économes en énergie ou qui permettent de limiter la pollution.

Il me semble que notre système fiscal, de façon générale, encourage plutôt qu’il ne freine la transition énergétique. Cela ne veut pas dire que des dispositifs traitent différemment certains types de transport ou de consommation. Mais, si nous prenons un peu de recul, de manière générale, ces dernières années ont vu le développement de mesures fiscales favorables à la transition énergétique.

Le cadre juridique constitutionnel ou européen ne comporte pas non plus de dispositions qui freinent la transition énergétique. Le cadre européen, en matière fiscale, agit essentiellement par le biais de la fiscalité indirecte, grâce à la directive 2008/118/CE relative au régime général d'accise et à la directive 2003/96/CE restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité. À l’origine, elles n’ont pas été élaborées pour favoriser la protection de l’environnement ou les économies d’énergie, mais dans une perspective d’amélioration du fonctionnement du marché intérieur. Elles créent des règles communes pour la définition des taxes sur les produits énergétiques, avec la nécessité, pour les États membres qui veulent instaurer de telles taxes, de respecter le cadre européen, pour ce qui est des modalités de calcul de l’assiette de la taxe, la détermination de son redevable et la nécessité de ne pas créer des impositions potentiellement discriminatoires entre les produits fabriqués sur le territoire national et ceux fabriqués dans d’autres États membres ou qui sont importés.

La directive sur le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l’électricité fixe simplement des tarifs minimums, que les États membres peuvent dépasser. La France compte parmi les États membres pour lesquels les tarifs de TICPE sont les plus élevés de l’Union européenne. À cet égard, elle présente une fiscalité plutôt favorable à la transition énergétique. Cela étant, cette directive comporte des dispositions qui soit prévoient la possibilité de tarifs réduits, soit obligent à accorder des exonérations. Ces exonérations, évoquées par Mme Fink, concernent les carburants et combustibles utilisés par le transport aérien et maritime, avec quelques exceptions. Si nous considérons que des tarifs réduits ou une exonération sont des freins à la transition énergétique, elles sont des dispositions qui pourraient rentrer dans le champ de vos travaux. Des tarifs réduits sont également autorisés pour le transport routier professionnel et les taxis ; il ne s’agit que de facultés, offertes aux États membres, et non pas d’une obligation. La France est donc libre, si elle le souhaite, d’aligner le tarif d’imposition du transport routier ou des taxis sur le tarif d’imposition des personnes privées. Aucun obstacle juridique ne s’y opposerait. Il s’agit plutôt d’une décision de politique publique que d’évaluer l’opportunité d’un tel alignement. Voilà pour le cadre général.

Nous pouvons mentionner rapidement les dispositions du cadre constitutionnel qui est le nôtre. Il est arrivé, au cours des années passées, que certains dispositifs, qui avaient des visées environnementales, aient été censurés par le Conseil constitutionnel, comme la taxe carbone, la contribution climat énergie en 2009, et déjà une taxe environnementale en 1999. À chaque fois, le Conseil constitutionnel a censuré ces dispositions, non pas parce que le droit constitutionnel s’opposerait à une fiscalité environnementale, mais parce que la manière, à ces yeux, dont avaient été dimensionnées des taxes à visée environnementale n’était pas conforme à l’objectif fixé et prévoyait notamment des exonérations pour un pan important de notre économie, ce qui était contradictoire avec l’objectif affiché de mettre à contribution l’ensemble des personnes ou entreprises qui consomment des produits énergétiques. Il existe une forte exigence, au plan constitutionnel, de cohérence entre l’objectif du législateur d’instaurer des taxes à visée environnementale et la taxe effectivement votée.

Je vous donnerai un exemple pertinent de taxe qui réponde à ces objectifs et à ces contraintes, même si elle n’est pas très connue : la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) afférente aux biocarburants, renommée « taxe incitative relative à l’incorporation des biocarburants » (TIRIB) dans la loi de finances pour 2019. Cette taxe vise à inciter les distributeurs de produits pétroliers à incorporer des biocarburants dans leurs carburants à des niveaux qui ont augmenté au cours de ces dernières années. Elle est assise sur la différence de taux d’incorporation entre les objectifs affichés et la réalité de ce que font les producteurs pétroliers. Elle a véritablement une visée incitative et est vraiment bien dimensionnée pour encourager à l’incorporation de biocarburants, car le coût fiscal qui serait supporté par les redevables, si jamais ils ne respectaient pas ces objectifs, serait assez élevé. La recette de cette taxe est quasiment nulle, car elle a atteint son objectif. Cette taxe à visée environnementale respecte le cadre européen et notre cadre constitutionnel. Nous pouvons donc proposer des taxes à visée environnementale efficaces dans notre cadre européen et constitutionnel.

Quant à la taxe carbone et aux autres dispositifs fiscaux que nous connaissons, la hausse des tarifs de la TICPE a été interrompue à la fin de l’année dernière. Des organismes extérieurs ont contribué à la réflexion sur le sujet. Nous pourrions envisager une reprise de cette hausse de ce tarif. Il reviendra aux pouvoirs publics et au législateur d’en décider. Nous pouvons également envisager des dispositifs de redistribution des produits de la taxe, selon des modalités qui restent à définir. La contribution climat énergie, conçue en 2009 et finalement censurée par le Conseil constitutionnel, comportait un dispositif similaire, puisqu’à côté de la hausse du tarif de la TICPE était prévu un crédit d’impôt forfaitaire pour tous les ménages, avec deux tarifs différents, selon que les ménages résidaient dans une aire couverte par des transports en commun ou dans des territoires qui n’étaient pas couverts par de tels dispositifs. Nous prévoyions déjà un retour, sous forme de crédit d’impôt, plus important pour les ménages situés en zone rurale. Nous pouvons réfléchir à de tels dispositifs, mais prévoir une telle redistribution ne correspond à aucune nécessité juridique et constitutionnelle. Il s’agit simplement d’un outil, d’une décision politique pour favoriser l’acceptabilité d’une hausse des taxes sur les carburants. Si vous souhaitez que nous évoquions d’autres sujets que les taxes indirectes, et notamment l’impôt sur le revenu, nous pourrons y revenir.

M. Olivier David, chef du service du climat et de l’efficacité énergétique à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) du ministère de la transition écologique et solidaire. Nous nous sommes fixé des objectifs ambitieux, à la fois de réduction des émissions de gaz à effet de serre, de réduction des consommations d’énergie et de développement des énergies renouvelables. La fiscalité dont nous parlons ce matin constitue l’un des outils pour les atteindre, avec la réglementation, les obligations et les incitations. Notre travail vise à trouver un équilibre, en jouant sur l’ensemble des outils disponibles. En effet, tous les outils ne sont pas absolument nécessaires pour atteindre nos objectifs carbone, et la taxe carbone n’est pas l’alpha et l’oméga des solutions. L’outil réglementaire et l’outil d’incitation existent aussi. La fiscalité environnementale est un sujet extrêmement large : les dispositifs sont très variés, pour l’énergie, le carbone, les déchets ou la pollution de l’air. Une grande variété de secteurs est couverte. Les dispositifs prennent la forme soit de taxes indirectes, soit d’impositions directes. Certaines sont très anciennes, comme la TICPE, ancienne taxe intérieure pétrolière (TIP) créée en 1928, soit bien avant que l’on ne se préoccupe des problématiques de carbone.

Du point de vue de la DGEC, au sein du ministère de la transition écologique et solidaire, cette fiscalité environnementale a plusieurs buts : accompagner la transition énergétique et modifier les comportements. Le changement des comportements doit intervenir grâce à la taxe elle-même, en taxant plus les activités polluantes que les activités vertueuses pour l’environnement. Par exemple, la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) déchets taxe plus la mise en décharge des déchets que leur recyclage, et rend ainsi le recyclage des déchets plus économique. Il en va de même pour la taxe d’enlèvement des ordures ménagères, qui obéit à une logique incitative. Pour cette dernière…

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Je souhaiterais un peu recadrer nos échanges. Nous ne traitons pas de l’ensemble de la fiscalité écologique aujourd’hui. Nous avons identifié trois thèmes : transition énergétique, économie circulaire et biodiversité. Nous nous intéressons aujourd’hui à la transition énergétique, et donc, ce matin, à la question de l’énergie.

M. Olivier David. Très bien, monsieur le rapporteur. J’en viens donc à la partie « énergie ». Les problématiques sont similaires. Nous souhaitons rendre plus rentables les investissements dans la transition énergétique. Ainsi, dans les projets de chaleur renouvelable, les investisseurs comparent directement, par exemple, le coût d’une chaudière au gaz et d’une chaudière biomasse. Dans ce cadre, la taxe additionnelle sur le gaz vient rendre plus rentable les projets de biomasse, en défavorisant les projets gaz.

Cette taxation énergétique génère des recettes fiscales qui viennent accompagner la transition énergétique. Nous souhaitons concentrer sur les ménages les plus modestes l’ensemble de nos dispositifs d’accompagnement. C’est le cas par exemple du chèque énergie, qui représente 800 millions d’euros versés à 5,8 millions de ménages, pour les aider à payer leur facture d’énergie et faire leurs travaux de rénovation.

Un dispositif fiscal similaire existe pour les voitures. Il est le résultat d’un équilibre : les malus sur les véhicules viennent renchérir le coût des véhicules les plus polluants, ils génèrent des recettes fiscales et permettent ainsi de verser un bonus à l’achat de véhicules propres et une prime à la conversion, qui aide les ménages les plus modestes à remplacer une vieille voiture par une voiture plus récente et donc moins polluante. Quelque 300 000 primes ont été versées en 2018. Le dispositif a été réorienté en 2019 vers les ménages les plus modestes. À l’heure actuelle, plus de 80 % des ménages bénéficiaires sont des ménages non imposables, et la prime est doublée pour les ménages des deux premiers déciles.

Nous proposons aussi des aides et des crédits d’impôts pour la rénovation des bâtiments. Nous préparons actuellement une réforme du crédit d’impôt sur la transition énergétique, pour le rendre à la fois plus efficace, c’est-à-dire pour mieux aider les gestes en faveur du développement de la chaleur renouvelable et des rénovations énergétiques les plus efficaces, et pour le réorienter vers les ménages les plus modestes, en transformant pour ces ménages ce crédit d’impôts en prime, versée par l’Agence nationale de l’habitat (ANAH).

À ces mesures s’ajoutent nos dispositifs d’aide aux énergies renouvelables. Elles sont financées par le CAS « Transition énergétique » : 5,4 milliards d’euros en faveur des énergies renouvelables sont financés directement par les taxations sur les carburants. Je signale aussi le Fonds chaleur et les dispositifs de suramortissement, qui aident les entreprises à investir dans des dispositifs favorables à la transition énergétique. Si vous le souhaitez, nous pourrons revenir sur ces différents points par la suite.

M. Benoît Ferres, président de Caméo. Je vais très brièvement vous présenter Caméo, avant de rentrer dans le vif du sujet. Caméo, start-up de l’énergie en hypercroissance, a six ans d’expérience et réalise 29 millions d’euros de chiffre d’affaires. Nous avons contribué à débloquer, en 2018, entre 55 et 60 millions d’euros de flux de financement de projets d’efficacité énergétique, tous segments confondus. Nous travaillons dans le bâtiment, l’industrie, auprès des entreprises comme des particuliers.

Les certificats d’économies d’énergie (CEE) constituent le principal flux financier pour les projets d’efficacité énergétique, ils représentent environ 2 milliards d’euros par an. Dans cet écosystème des CEE, Caméo, qui travaille avec des fournisseurs d’énergie qui représentent environ les deux tiers de l’obligation, a structuré un modèle de mandataire. D’autres acteurs, que vous avez auditionnés, proposent un autre modèle, celui de la délégation. Nous pourrons revenir, au cours de la discussion, sur les différents acteurs de cet écosystème et sur les modèles économiques associés.

Je souhaiterais centrer mon intervention sur deux points. Premièrement, je souhaiterais vous présenter une vision un peu différente sur les certificats d’économies, appliqués à l’énergie, mais pas seulement. Il s’agit d’un outil innovant de politique publique en faveur de la transition énergétique, qui n’est pas obligatoirement un outil fiscal. Deuxièmement, au sein de ces outils innovants, des points d’amélioration existent. Ces outils sont jeunes, mais nous disposons d’un recul de douze ans pour les CEE. Nous avons ainsi détecté certains freins à leur démultiplication.

Le dispositif des CEE a donc douze ans d’ancienneté. Je n’exposerai pas le détail du mécanisme, mais ce qu’il faut en retenir, c’est-à-dire les principes qui ont présidé à la genèse de ce que nos amis anglais ont inventé dans la seconde moitié des années 1990. Avec ces CEE, nous distribuons un gain immédiat, dans le présent, proportionnel aux économies d’énergie futures. Dans le domaine du bâtiment, certaines économies d’énergie doivent être comptabilisées sur des périodes de dix, quinze, vingt ou vingt-cinq ans : nous comprenons donc aisément l’intérêt d’obtenir aujourd’hui un gain de ce que nous aurons demain, après-demain, etc. ; en effet, ce gain, si dilué dans le temps, devient impalpable.

C’est pourquoi ces CEE sont des outils efficaces de massification de lancements de projets d’efficacité énergétique. La France a atteint, depuis que les CEE existent, l’essentiel de ses obligations européennes grâce à ce dispositif. En Europe, les CEE, les white certificates ou les energy efficiency obligations sont devenus, dans la majorité des États, le principal outil de lancement de projets d’efficacité énergétique, au-delà du carbone et de la fiscalité écologique. Les energy efficiency obligations existent désormais sur les cinq continents, elles ont explosé depuis dix ans. C’est un outil efficace, alors que l’enjeu de massification est crucial.

Le deuxième niveau d’originalité du dispositif est qu’il n’affecte en rien le budget des États. En France, 2 milliards d’euros de projets sont financés, avec un effet de levier que nous pouvons grosso modo estimer entre 10 et 15 milliards d’euros en ce qui concerne l’investissement global déclenché par an. Ce flux d’investissement est colossal. Le dispositif mobilise l’ensemble des agents économiques – entreprises, collectivités, fabricants, installateurs, usines, copropriétés, particuliers, ménages, etc. – vers un objectif commun, sans affecter le budget de l’État.

Le troisième avantage et la troisième particularité de ce type de dispositif est le suivant : non seulement il favorise une économie d’énergie dans le futur, à laquelle s’ajoute le gain immédiat, qui constitue un élément de sensibilisation pour les actions les plus innovantes, mais surtout il est redistributif. Le gain immédiat est perçu quasiment au moment de l’action. La France fait partie des pays relativement innovants, avec, entre autres, le Royaume-Uni. Elle a mis en place, depuis 2016, un fléchage de ces flux financiers vers les populations les plus fragiles, ce qui représente environ 2 milliards d’euros pour les trois ans à venir. Une régulation intrinsèque permet de flécher ces gains vers ceux qui en ont le plus besoin.

Ces mécanismes de CEE, qui essaiment à travers le monde, inspirent même, aujourd’hui, d’autres secteurs d’activité que celui de l’énergie. Il existe une version de certificat d’économie dans les produits phytosanitaires, et le secteur du recyclage réfléchit à la question.

Nous souhaitions aussi intervenir dans cette enceinte parce que, au regard de son ampleur, le sujet n’est probablement pas assez documenté et connu. Il est massif, mondial, représente des flux d’investissement énormes et reste complexe. Nous avons besoin de définir une intelligence collective sur ces nouveaux modèles. Parlementaires, économistes, groupes de réflexion, etc., doivent documenter le phénomène, le rendre intelligible, et exploiter les retours d’expérience, pour comprendre comment ces outils hybrides et innovants peuvent aider à soutenir les objectifs, ceci en dehors des politiques classiques d’incitation publique.

Une piste vient peut-être de la comptabilité. Finalement, les CEE comptabilisent les économies d’énergie dans un indicateur un peu barbare, le kilowattheure (KWh) dit « cumac », c’est-à-dire « cumulé actualisé », qui ne parle à personne. Si nous parlions en tonnes de CO2 évitées, nous favoriserions une convergence des réflexions avec les problématiques de la taxe carbone, etc. En effet, le mécanisme actuel récompense le CO2 évité de manière massive.

Ces outils sont innovants, mais ils sont perfectibles, et nous devrions les rendre plus faciles d’utilisation. L’un des points qui peut susciter des inquiétudes dans l’élargissement de ces mécanismes, ce sont les contrôles et les fraudes. Il est proposé que l’arsenal juridique associé aux contrôles et aux fraudes soit renforcé – ce qui est absolument normal – mais il ne faut pas associer une chose relativement marginale, les fraudes, à l’ensemble de ce type de dispositifs. Ce qui permet la massification des CEE, c’est le fait que les contrôles se font a priori. C’est en standardisant les normes a priori que nous serons sûrs que les travaux réalisés seront bien faits, et que nous pourrons verser une prime pour ces travaux. Si le contrôle est réalisé a posteriori, pour des travaux mal faits, c’est déjà trop tard. Nous n’allons pas retirer la prime déjà versée à un ménage qui l’aurait reçue. La massification de l’utilisation de tels outils nécessite de continuer à travailler non pas sur les sanctions a posteriori, mais à travailler à une meilleure professionnalisation de l’ensemble des acteurs qui interviennent dans cet écosystème : obligés, délégataires, mandataires, éligibles. Peu importe le modèle économique des acteurs. Nous devons être sûrs que ceux qui constituent des dossiers de demande de CEE, qui sont très complexes, qui nécessitent du savoir-faire, des technologies, une étude de la réglementation, etc., établissent un référentiel qui pourra sécuriser l’ensemble des acteurs. Ainsi, une fois la demande déposée, il n’y aura aucune raison de rencontrer des problèmes et d’être soumis à des contrôles.

Nous sommes l’un des membres fondateurs de l’association des professionnels intermédiaires certificateurs de CEE. Nous travaillons sur la construction d’un référentiel qui permette d’identifier la professionnalisation des acteurs intermédiaires et qui permette de les auditer et les certifier, de manière à réellement sécuriser l’écosystème. Voilà qui est vraiment important. Les contrôles a priori sont la clef et la condition de la massification des CEE. Que tous les acteurs aient confiance en ces contrôles est crucial.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Le point de départ de notre réflexion, au sein de la mission d’information, est de dire que le budget de l’État est finalement très addict aux produits pétroliers, ce qui pose plusieurs problèmes. Quelle est notre vision du budget de l’État, à long terme, si l’objectif est de réduire la consommation de produits pétroliers ? Comment remplacer les taxes sur les produits pétroliers par d’autres taxes ? Aujourd’hui, nous constatons que lorsque nous augmentons la taxe carbone, tout ne revient pas dans les dispositifs d’accompagnement aux usagers et aux entreprises. Voilà un symptôme de cette addiction du budget de l’État aux produits pétroliers. Ma question est donc la suivante : quelle est notre vision du budget de l’État, à terme, sans le pétrole ?

Ma deuxième question porte sur la complexité des mécanismes. Vous nous avez donné une liste à la Prévert de tous les dispositifs qui existent. Ils sont difficilement lisibles, tout d’abord, par l’usager. Le particulier qui souhaite faire des demandes de travaux d’amélioration de son habitation devra faire une demande à l’ANAH, demander un crédit d’impôt, s’intéresser aux certificats d’économie d’énergie, etc. Malgré l’existence des Espaces Info Énergie, voilà qui est complexe pour les ménages. Des dispositifs sont aussi complexes pour les décideurs, et pour nous les législateurs. Quand nous souhaitons rendre le système fiscal lié à la transition énergétique plus efficace et compréhensible, nous, les premiers, sommes en difficulté pour comprendre les dispositifs. Notre collègue Bénédicte Peyrol a produit un excellent rapport sur la fiscalité écologique générale, qui inclut la fiscalité énergétique. Cette grande spécialiste de la question doit travailler des heures durant pour comprendre l’ensemble des dispositifs. Nous, législateurs, ne disposons pas d’une information suffisamment simple et synthétique pour pouvoir légiférer correctement. Voilà les freins nous concernant. Nous souhaiterions avoir votre avis sur ce point.

Ma troisième question ouvre les perspectives. Nous avons organisé, tout à l’heure, une table ronde sur la transition énergétique dans l’industrie. L’une des discussions portait sur le fait que nous sommes très focalisés sur l’Hexagone ; or, les produits que nous importons ont une empreinte carbone importante. Je lance une piste : si nous taxions les importations en fonction de leur empreinte carbone, nos industries en deviendraient peut-être plus compétitives. Nous partons de l’hypothèse selon laquelle, alors que nous sommes plus performants, dans l’Hexagone, pour la production décarbonée, nous achetons à l’étranger des produits plus carbonés. Ainsi, nous pourrions relocaliser une partie de la production en France. Pourrions-nous imaginer des dispositifs qui iraient dans ce sens ? Voilà des questions très larges.

M. Benoît Ferres. Monsieur le rapporteur, vous soulevez là l’un des points essentiels concernant les mécanismes fiscaux. En effet, dès que nous abordons la fiscalité favorisant la transition énergétique, nous devons revenir nécessairement à la question de la compétition fiscale entre les pays et, de fait, aux stratégies d’évitement et aux stratégies de non-coopération, qui ont des impacts directs sur le tissu industriel.

Nous avons déjà du mal à nous mettre d’accord, au sens large, ne serait-ce qu’en Europe, sur les questions de fiscalité. Si nous devons, en plus, nous mettre d’accord sur les sujets de fiscalité environnementale, nous ajoutons une couche de complexité qui n’est pas – c’est en tout cas mon opinion – compatible avec notre agenda ; le temps de mettre tout le monde d’accord sur tous ces sujets, il sera malheureusement trop tard. Nous sommes au pied du mur et devons agir très vite.

Je fais le lien avec le propos précédent, pour vous dire que je trouve le modèle du certificat d’économie intéressant. Je suis, par ailleurs, d’accord avec vous s’agissant de sa complexité et du manque de mobilisation des groupes de réflexion pour rendre cet outil plus facile d’accès à tous, notamment à la décision publique ; il est nécessaire de développer plus d’intelligence collective pour bien utiliser ces outils.

S’agissant du modèle du certificat d’économie, si nous pouvons l’appliquer à l’énergie, nous pouvons également l’appliquer à un certain nombre d’autres sujets où une économie doit être réalisée, puisque nous faisons porter l’obligation sur un pays par les distributeurs. Les obligés sont donc les distributeurs, à une échelle locale, qui appliquent les mêmes règles de mise sur le marché que celles de l’ensemble des distributeurs. En logeant tous les distributeurs à la même enseigne, vous exonérez de la problématique de production dans ce que vous prenez en compte.

C’est la raison pour laquelle ce type de dispositif a explosé en Europe. Il ne nécessite pas une harmonisation inter-pays, chaque pays imposant à tous ses distributeurs les mêmes conditions d’accès au marché. Un distributeur étranger bénéficiera des mêmes conditions d’accès au marché, et ainsi la structure de production sera beaucoup moins déstabilisée, contrairement à ce que nous avons pu voir, par exemple, avec la problématique des quotas carbone, où nous avons été obligés de pratiquer des exonérations en dessous d’une certaine taille ou d’un certain type d’industriel, pour éviter une compétition renforcée avec d’autres sites, en dehors de l’Europe.

M. Christophe Pourreau. Je souhaiterais apporter quelques réponses aux interrogations que vous avez formulées, monsieur le rapporteur.

Concernant l’« addiction du budget de l’État à la fiscalité énergétique », je ne sais pas s’il convient d’employer cette expression, mais il s’agit, effectivement, d’impôts qui ont été créés dans un objectif de rendement. La taxe sur les produits pétroliers a été créée bien avant nos préoccupations climatiques et n’avait donc pas un objectif environnemental. Cela n’est toujours pas le cas, en tout cas juridiquement, sinon, elle ne serait pas conforme aux exigences constitutionnelles. Il s’agit bien d’une taxe de rendement, qui est d’ailleurs élevé.

Cette taxe est affectée au budget de l’État, mais une partie est aujourd’hui allouée aux collectivités territoriales. Or, selon le principe général de l’universalité budgétaire, telle ou telle recette ne doit pas être affectée à telle ou telle catégorie de dépenses. Cependant, la redistribution des recettes ou d’une partie de ces recettes liées à cette taxe échappe à ce principe général, si elle vise à renforcer son acceptabilité ou si elle est réalisée dans une logique de double dividende. Il s’agit en effet d’un dispositif fiscal qui peut se prêter, plus que d’autres, à cette logique de redistribution.

Notre système est relativement complexe, cela a été dit, mais je ne pense pas que la France se distingue beaucoup des autres pays, notamment de ses principaux voisins. Le fait que nos systèmes fiscaux se complexifient en même temps que nos économies est un mouvement général au sein non seulement de l’Union européenne, mais également des autres pays développés, de d’autant plus que l’outil fiscal reste l’un des derniers outils à disposition des gouvernements nationaux.

La direction de la législation fiscale est favorable à la diminution du nombre de niches fiscales, ainsi qu’à la réévaluation régulière de leur efficacité. Nous devons cependant tenir compte de la volonté du législateur, qui est parfois désireux de créer de nouveaux dispositifs. Il est cependant préférable que, à chaque objectif, soit associé un outil ou un dispositif fiscal plutôt que de multiplier différents outils pour poursuivre un même objectif, ou qu’un même outil poursuive plusieurs objectifs.

Des dispositifs fiscaux peuvent parfois avoir des effets puissants : c’est le cas du crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE), dont le coût a fortement varié au cours du temps – il a parfois pu coûter 3 ou 4 milliards d’euros. Le taux de réduction d’impôt était élevé, de 30 % à 40 % – il a également varié au fil des années. Or, de tels dispositifs créent des habitudes et influent sur le comportement des acteurs économiques. Il est ensuite très difficile de les supprimer, même quand leur efficacité environnementale ou leur efficience sont mises en cause. En effet, avec ces dispositifs, nous avons incité des opérateurs et industriels à se positionner sur tel ou tel marché et à adapter leur politique de prix à l’existence de ces dispositifs fiscaux puissants. Il est ensuite difficile de supprimer ces dispositifs, que ce soit progressivement ou brutalement. Nous avons pu le constater avec le CITE au cours de ces deux dernières années. Le Gouvernement, qui voulait sortir un certain nombre de travaux du champ du dispositif, notamment le remplacement de portes et de fenêtres, s’est heurté à une certaine résistance et a dû revoir ses intentions.

M. Olivier David. Je poursuis sur le CITE, pour répondre à votre question relative à la rénovation. Le CITE est utilisé essentiellement par les ménages aisés. Il s’agit d’un crédit d’impôt uniforme : il aide de la même façon les gestes très bénéfiques pour la rénovation énergétique et le développement de la chaleur renouvelable, et les gestes qui le sont beaucoup moins. Par ailleurs, le fait qu’il s’agisse d’un crédit d’impôt, c’est-à-dire que l’argent soit avancé la première année, puis que les bénéficiaires perçoivent l’aide l’année suivante, est un frein important pour les ménages modestes.

La réforme que nous préparons prévoit, d’une part, une forfaitisation du CITE ; l’idée est d’offrir non plus un pourcentage de réduction, mais un forfait par geste – par exemple, tant d’euros pour l’installation d’un chauffage performant et tant d’euros pour isoler son logement. D’autre part, elle prévoit des forfaits alloués en fonction des revenus : beaucoup plus importants pour les ménages très modestes, plus importants pour les ménages modestes et moins importants pour les autres ménages. Il s’agit donc de forfaits dégressifs en fonction du niveau de revenus.

Enfin, pour faciliter le passage à l’acte et l’investissement des ménages très modestes et modestes, ce crédit d’impôt sera transformé en prime, versée par l’ANAH, de sorte que les ménages investiront et percevront l’aide la même année. Cela permettra de simplifier le dispositif en fusionnant les aides allouées par l’ANAH et celles allouées par le CITE.

S’agissant des importations de produits, l’un des objectifs de la fiscalité énergétique et environnementale, de la fiscalité carbone, est d’éviter que l’effet de ces taxes se résume à une simple délocalisation d’industries à l’étranger, alors même que l’empreinte carbone du produit consommé sera la même. C’est la raison pour laquelle la France défend – mais cela ne peut se faire qu’au niveau européen – ce que l’on appelle le mécanisme d’inclusion carbone. L’idée est de mettre en place une taxe carbone aux frontières de l’Union européenne, les produits étant taxés en fonction de leur empreinte carbone.

La mise en place de ce mécanisme est un combat important que mène la France au sein de l’Union européenne. Elle est soutenue par une coalition d’États membres, notamment les Pays-Bas, qui défendent ce système. Un sujet a été mis, de façon ferme, à l’ordre du jour de l’agenda européen pour pouvoir avancer très concrètement. Ce mécanisme pourra en effet se mettre en place techniquement, dès que nous obtiendrons l’accord politique de l’Union européenne.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Nous avons bien compris votre proposition : faire payer une taxe carbone qui sera ensuite redistribuée, en faveur notamment des ménages les plus modestes. Simplement, il est très difficile, d’un point de vue psychologique, de mettre cela en place. Nous avons pu le constater, plus globalement sur le pouvoir d’achat. L’augmentation du prix du diesel a eu un impact direct sur la population qui a réagi très vivement. En revanche, quand nous réduisons les charges sur les salaires ou quand nous supprimons la taxe d’habitation, les contribuables ne le perçoivent pas. Je crains, de la même façon, que l’augmentation de la taxe carbone et du CITE ne soit pas perçue comme un gain de pouvoir d’achat ou une compensation de l’augmentation du prix du diesel.

M. Gaël Callonnec. Je me permettrai de répondre, tout d’abord, à votre première question concernant les pertes de recettes fiscales à long terme. Lorsque nous faisons tourner nos modèles macroéconomiques, et pas seulement à l’ADEME, mais également au Trésor, au Centre international de recherche sur l’environnement et le développement (CIRED), à l’université de Paris 1 et autres, nous arrivons tous au même résultat. Si les recettes de la taxe carbone sont redistribuées, nous assisterons à une augmentation du PIB et de l’activité économique, par rapport à une situation où nous ne lutterions pas contre le changement climatique.

Nous aurions environ trois points de PIB de plus, à l’horizon de 2050, avec un effondrement des recettes de fiscalité énergétique, puisque l’assiette, si nous atteignions la neutralité carbone, serait presque nulle. Elle ne sera pas totalement nulle, puisque nous émettrons encore entre 50 et 80 millions de tonnes de CO2 – la neutralité signifie ne pas émettre davantage que ce que notre couvert forestier est en mesure d’absorber. Il resterait donc une consommation de combustibles possible, mais très faible, et, du coup, la perte de fiscalité énergétique serait très importante. Cependant, comme le PIB serait en augmentation, tout comme les activités économiques, nous toucherions plus de recettes d’impôts sur les sociétés, de TVA, d’impôts sur le revenu. Ainsi, ceci compensera largement cela. Nous avons estimé, à l’horizon de 2050, que le solde public, en pourcentage du PIB, serait amélioré de trois points, de sorte que l’État gagnerait plus de recettes d’une main qu’il n’en perdrait de l’autre.

D’où l’intérêt de procéder à des analyses macroéconomiques. Quand nous raisonnons de manière comptable, en ne considérant qu’une ligne de recette, bien souvent nous nous trompons ; en effet, les coûts des uns sont les gains des autres en macroéconomie. J’ai donc envie de vous dire que le problème de l’addiction de l’État aux taxes sur les énergies fossiles ne devrait pas, à long terme, être un souci pour vous.

Je ne m’attarderai pas sur la taxe carbone aux frontières, le représentant de la DGEC l’a déjà évoquée.

S’agissant de la visibilité de la redistribution, le chèque crédit d’impôt énergie, prévu par la loi de finances 2010, et qui a été malheureusement censuré à l’époque par le Conseil constitutionnel, était finalement une bonne manière de démontrer que les recettes de la composante carbone étaient effectivement redistribuées aux ménages. Il s’agissait, techniquement, d’un crédit d’impôt sur le revenu, mais avec délivrance d’un chèque ; or un chèque, c’est visible. Pour le Gouvernement, voilà une bonne façon de garantir qu’une partie des recettes de la taxe carbone soit distribuée aux ménages. C’est une bonne piste, selon moi, même si elle exige un travail important de communication. De plus, le gain serait simultané.

Vous évoquiez, monsieur le rapporteur, le problème de la compensation de la hausse de la fiscalité énergétique par la suppression de la taxe d’habitation. Toutefois, elles ne sont pas intervenues de façon simultanée, du point de vue du calendrier – voilà pourquoi les mesures n’ont pas été acceptées. Si cette redistribution instantanée était effectuée sous forme de chèque – physiquement palpable par les ménages –, une bonne partie du problème serait résolue.

Mme Meike Fink. Je compléterai pour ma part les réponses aux trois premières questions. S’agissant de l’enjeu budgétaire, nous devons l’appréhender dans le cadre d’une transition globale de la société, et non pas seulement du système énergétique ; nous parlons aussi de la pollution de l’air, des dépenses publiques de santé, etc. Si nous devons réfléchir à l’évaluation du budget de l’État dans le cadre d’une transition écologique globale, nous devons le faire de manière plus holistique, et donc tenir compte également des gains que nous pourrions percevoir sur d’autres postes.

S’agissant de la lisibilité des aides financières pour la rénovation, les projets de rénovation restent très complexes dans leur montage financier. Le message clef que nous souhaitons faire passer est le suivant. Une réflexion portant sur la réorganisation des dispositifs devrait être menée, selon deux critères : d’une part, la performance des rénovations et, d’autre part, le public-cible, à savoir les ménages en situation de précarité. Il conviendra ensuite, quand ces deux critères seront appliqués et que les dispositifs seront facilités, d’évaluer les résultats.

Enfin, j’évoquerai trois points relatifs aux CEE. Premièrement, si ce certificat ne pèse, effectivement, pas sur le budget de l’État, il est bien payé par quelqu’un : nous le retrouvons dans les factures des ménages. Il s’agit donc d’un certificat dont la fiscalité est cachée. Il est important de le dire. Deuxièmement, les prix sont fluctuants. Aujourd’hui, ce qui est rentable en termes de travaux – et c’est la raison pour laquelle de nombreuses start-up se sont positionnées sur ce secteur –, ne le sera peut-être plus l’année prochaine. Or, si les prix fluctuent, il en va de même pour les programmes qui ne sont pas coordonnés avec un budget d’État. Troisièmement, s’agissant des rénovations, les isolations des combles à un euro peuvent être intéressantes, car elles sont nécessaires. En revanche, les programmes relatifs aux chaudières à un euro ne sont pas intégrés dans nos réflexions globales de rénovation. Cela peut rapidement poser un problème, les gains pouvant ne plus être au rendez-vous.

Par ailleurs, à partir d’un certain niveau, une réflexion devra être menée sur les taxes d’ajustement carbone aux frontières – ou mécanisme d’inclusion –, ce à l’échelle des différents secteurs industriels. En effet, l’exposition et l’impact d’une taxe carbone ne sont pas les mêmes selon les différentes filières – d’où le caractère complexe du système. Il conviendrait, pour commencer, de mettre fin aux quotas gratuits. Sinon, pourquoi mettre en place un ajustement à la frontière, si les industries n’ont pas payé leurs quotas ?

Enfin, concernant votre question relative à une taxe carbone acceptable, juste, l’enjeu pédagogique de communication est effectivement très important. La fiscalité n’étant pas audible, elle pose un problème d’acceptabilité. La population est sensibilisée à la question du changement climatique. Nous devons donc parvenir à lui expliquer qu’il s’agit d’un des outils nécessaires, même si nous savons bien qu’il a un effet différencié selon les catégories de ménages ; nous en sommes conscients. Ces outils sont, par exemple, le chèque énergie, la prime à la conversion, mais également la redistribution. Cette dernière est nécessaire, puisque nous sommes dans une phase de transition, et que les solutions alternatives ne sont pas encore élaborées ; nous ne voulons pas mettre les ménages en difficulté, notamment ceux qui ont du mal à boucler leur fin de mois.

Si cette fiscalité est présentée dans un package, elle sera audible, nous en sommes convaincus. Les débats menés par les groupes locaux du Secours catholique, composés de personnes en situation de précarité, ont démontré qu’elles étaient sensibles à l’écologie. Toutefois, si cette fiscalité s’ajoute à un quotidien déjà très compliqué, cela ne passera pas. En revanche, une taxe carbone avec redistribution est une possibilité tout à fait favorable.

La contrepartie la plus importante doit être l’envoi d’un signal fort pour commencer à créer des solutions alternatives. Ce qui m’amène à vous dire un mot sur les trains : la fermeture de lignes ferroviaires ne va pas du tout dans le sens des discours en faveur de la transition écologique et de la création de solutions alternatives dans tous les territoires.

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Dans son rapport sur la fiscalité écologique, notre collègue Bénédicte Peyrol proposait que, pour le PLF 2020, nous ayons une vision des mesures en faveur de la transition écologique dans le budget, avec un vrai « jaune » budgétaire. Travaillez-vous sur cette question, qui nous permettrait notamment d’être plus pertinents dans la discussion ?

M. Christophe Pourreau. Ce qui a été voté, sauf erreur de ma part, c’est l’obligation faite au Gouvernement de produire un nouveau document budgétaire qui synthétiserait les efforts des politiques publiques en ce domaine, sachant qu’il existe déjà un grand nombre de documents budgétaires, variés et riches.

Je souhaiterais faire une remarque sur la question du remboursement aux ménages, voire aux entreprises. Nous pourrions imaginer des recettes tirées d’une éventuelle hausse des taxes de consommation sur les produits énergétiques ; cela pourrait concourir à son acceptabilité.

Une autre question se pose, celle de savoir si une telle restitution devrait être différenciée en fonction des revenus des ménages. Faut-il ajouter à l’objectif environnemental de la taxe et de la redistribution des recettes, un objectif de redistribution en fonction des revenus ? Cela ne va pas de soi. De manière générale, les économistes enseignent qu’il vaut mieux prévoir un objectif pour chaque outil. Pour un objectif environnemental, il ne va pas forcément de soi que la restitution du produit de la taxe doit être différenciée en fonction des revenus des ménages, alors même que la consommation énergétique des ménages n’est pas décroissante en fonction du revenu.

Cette question peut se poser, mais nous pourrions aussi imaginer une restitution qui soit forfaitaire et qui garderait son caractère incitatif. Cet objectif de redistribution, qui peut se concevoir, n’est pas forcément une obligation, loin s’en faut.

M. Benoît Ferres. Je souhaiterais revenir sur votre première question concernant les effets de la politique budgétaire. Il est vrai que, aujourd’hui, une grande partie de notre création de richesse est carbonée, ce qui se retrouve directement dans le budget de l’État, selon une vision très « seconde révolution industrielle », qui nous a permis d’obtenir des gains de productivité exceptionnels et de les redistribuer pour améliorer, par exemple, la durée de la vie, la santé, le temps libre, etc.

Ces réflexions sur la fiscalité doivent être menées sur plusieurs plans : d’abord, celui des recettes qui vont disparaître, en raison de notre sortie de notre addiction au carbone, et, ensuite, sur celui des nouveaux domaines qui n’auront pas de fiscalité propre, et qui seront peut-être les moteurs de l’économie du XXIème siècle.

Je vous présente là un raisonnement de coin de table, mais prenons par exemple la fiscalité sur le numérique ; il existe des pans entiers, aujourd’hui, qui en sont dehors de notre champ de vision. Ces domaines représentent la création des valeurs du XXIe siècle et peuvent probablement compenser la perte de richesses et de valeurs du XXe siècle.

Je voudrais revenir sur le mécanisme du certificat d’économie. Je ne voulais pas être trop technique, mais vous avez soulevé des points importants sur la compréhension du modèle. Je vais donc prendre un peu de temps pour vous expliquer comment il fonctionne.

Quand il est dit que nous ponctionnons le budget des ménages, en réalité, cela est faux ; il faut en effet tenir compte du mécanisme de redistribution qui s’applique. Par ailleurs, il existe bien une assiette de cotisation, car d’une manière ou d’une autre, l’ensemble des flux d’investissement, les 2 milliards d’euros que j’évoquais tout à l’heure, et les coûts externes se retrouvent dans la structure de prix des fournisseurs d’énergie. Cependant, aujourd’hui, l’ensemble des consommateurs d’énergie est concerné par cette intégration à la structure de prix, alors que les ménages sont plus largement bénéficiaires.

Ainsi, la péréquation est la suivante : les cotisants sont tous les types de consommateurs d’énergie, alors que plus de la moitié du flux financier va vers les particuliers et les ménages. La redistribution concerne de manière beaucoup plus forte les ménages, avec, en outre, une orientation vers les ménages précaires. J’évoquais tout à l’heure l’effet de levier économique, qu’il ne faut pas oublier de prendre en compte.

En revanche, et je suis parfaitement d’accord avec vous, nous intégrons effectivement ces mécanismes dans l’économie de marché, ce qui pose des problèmes de mécanisme de prix ; or, la mécanique de prix est assez complexe, et l’hypervolatilité des prix que nous avons pu connaître en un peu plus de deux ans, qui allait de l’arrêt total à des fortes pointes, nous oblige à inventer des régulations. Nous avons besoin de régulations, de corridors de prix, comme dans d’autres pays, qui permettent une certaine stabilité et une meilleure lisibilité.

Enfin, nous ne devons pas opposer des démarches d’excellence – vous disiez « aller vers une approche globale, en faire toujours plus, le chauffage, l’isolation, etc. » – et des démarches de massification. Voilà qui est très important. Nous sommes face à un autre enjeu, celui de l’accélération de la prise de décision ; nous devons toucher très vite beaucoup de personnes, même si nous ne réalisons pas tout de suite les meilleures actions possibles. Il est important de suivre les deux dynamiques dans nos politiques d’incitation : faire beaucoup et très vite, et faire le mieux possible et très bien. Nous devons donc travailler en deux temps.

Mme Meike Fink. S’agissant des jaunes budgétaires, des travaux sont en cours au Comité pour l’économie verte, auxquels nous contribuons. Si vous le souhaitez, je vous enverrai la page que nous avons rédigée.

Je souhaiterais soulever un point qui n’apparaît pas dans les mesures votées dans le cadre de la loi de finances : l’absence des subventions à la pollution. Nous envoyons des signaux contradictoires, avec les niches, les exonérations, les taux réduits pour la TICPE. Cela nous tient à cœur et devrait figurer dans la loi de finances.

J’en viens à la redistribution forfaitaire. Ce qui est surtout critiqué, s’agissant de la taxe carbone, c’est la régressivité. Nous avons bien compris le principe « un outil, un message », mais, finalement, l’objectif est de rendre acceptable un outil. Or, nous considérons qu’une redistribution forfaitaire à tous les ménages ne correspond pas au problème soulevé.

M. le président Julien Dive. Mesdames et messieurs, je vous remercie de vos contributions. Sachez que vous avez la possibilité d’approfondir vos propos sur le site internet de l’Assemblée nationale, en allant sur l’onglet de la consultation citoyenne en ligne. De plus, vous pourrez retrouver le compte rendu de cette audition en ligne.

Je vous remercie.

L’audition s’achève à treize heures.

27. Jeudi 4 avril 2019 : Audition, en table ronde, ouverte à la presse, sur l’hydroélectricité : – M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), M. Alexandre Roesch, délégué général, M. Louis Lallemand, responsable de la filière « hydroélectricité & territoires » ; M. Jean-Charles Galland, président de la commission hydroélectricité et directeur adjoint d’EDF, M. Alexandre de Montesquiou, consultant ; – M. Yves Giraud, directeur d’EDF Hydro, et M. Bertrand Le Thiec, directeur des affaires publiques d’EDF ; – M. Olivier Métais, président de la Société hydrotechnique de France (SHF), professeur des universités à l’Institut polytechnique de Grenoble ; – M. Marc Boudier, président de l’Association française indépendante de l’électricité et du gaz (AFIEG), et M. Géry Lecerf, président du collège fourniture de l’AFIEG, directeur des affaires publiques d’ALPIQ France ; – M. Jacques Pulou, référent hydroélectricité de France Nature Environnement (FNE) ; – Mme Anne Pénalba, vice-présidente de France Hydro Électricité, et M. Jean-Marc Lévy, délégué général.

L’audition débute à neuf heures vingt.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Mes chers collègues, je vous remercie de votre forte mobilisation pour le sujet intéressant qui nous réunit aujourd’hui dans le cadre de notre mission d’information relative aux freins à la transition énergétique, qui, je le rappelle, s’articule autour de sept axes, à savoir la vision pour l’avenir sur le mix énergétique en matière de consommation et de production, le développement des filières des énergies renouvelables (EnR), les questions relatives à la mobilité, celles portant sur les économies d’énergie, la projection des grands groupes sur cet enjeu, la fiscalité et le financement, et enfin le rôle des collectivités territoriales dans la transition énergétique.

Cette mission a pour objet d’identifier les nombreux freins à la transition énergétique, présents au sein des différentes filières, afin d’être en mesure de formuler ensuite des propositions et recommandations qui se traduiront, nous l’espérons, par des décisions qui permettront de lever un certain nombre de freins.

La table ronde d’aujourd’hui, qui a pour objet l’hydroélectricité, ne porte pas tant sur la remise en concurrence des concessions hydroélectriques que sur les freins au développement de l’hydroélectricité – notamment la petite hydroélectricité – et des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Elle porte également sur les leviers permettant de concilier les enjeux de maîtrise des impacts environnementaux avec le développement des nouvelles installations, ainsi que le maintien des performances énergétiques et des installations existantes.

Vous tous qui êtes dans ce milieu savez mieux que moi que l’hydroélectricité joue un rôle crucial dans la production d’énergie renouvelable et que c’est l’un des secteurs éminemment stratégiques, à la fois pour le mix énergétique et pour l’équilibre de nos systèmes électriques, d’où l’importance de cette thématique pour notre mission.

Nous accueillons donc M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), M. Alexandre Roesch, délégué général, et M. Louis Lallemand, responsable de la filière « hydroélectricité et territoires » ; M. Jean-Charles Galland, président de la commission hydroélectricité et directeur adjoint d’EDF, M. Yves Giraud, directeur d’EDF Hydro, et M. Bertrand Le Thiec, directeur des affaires publiques chez EDF ; M. Olivier Métais, président de la Société hydrotechnique de France (SHF), professeur des universités à l’Institut polytechnique de Grenoble ; M. Marc Boudier, président de l’Association française indépendante de l’électricité et du gaz (AFIEG), et M. Géry Lecerf, président du collège fourniture de l’AFIEG, directeur des affaires publiques d’ALPIQ France ; M. Jacques Pulou, référent hydroélectricité de France Nature Environnement (FNE) ; enfin, Mme Anne Pénalba, vice-présidente de France Hydro Électricité, et M. Jean-Marc Lévy, délégué général.

Je vais maintenant donner la parole à un représentant de chaque société pour un exposé liminaire d’environ cinq minutes, avant que nous ne passions à un échange de questions et de réponses.

M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Madame la présidente, mesdames et messieurs les députés, l’hydroélectricité est effectivement un élément essentiel dans la transition énergétique, en particulier dans le domaine de l’électricité, puisque c’est aujourd’hui encore la première énergie renouvelable électrique en termes de puissance et de production d’énergie, mais aussi et surtout un moyen de production extrêmement réactif, flexible et permettant le stockage de masse de l’électricité. De ce point de vue, l’hydroélectricité constitue un moyen absolument indispensable pour intégrer un maximum d’énergies variables non commandables telles que l’éolien et le solaire photovoltaïque.

Cependant, le développement de cette filière possédant encore un vrai potentiel est aujourd’hui extrêmement restreint, puisque l’hydroélectricité ne représente qu’environ 20 % du parc installé en puissance et 10 % à 15 % en énergie, en fonction de la pluviométrie annuelle – c’était 13,4 % en 2018. L’objectif de l’actuelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) est d’augmenter la capacité de production de 1 gigawatt (GW) à l’horizon 2028. Nous avons revendiqué et nous revendiquons toujours d’augmenter la capacité de production de 1,7 GW, et nous avons identifié un potentiel mobilisable de plus de 4 GW, à la fois sous la forme d’équipements de sites neufs – en concession ou en autorisation –, mais aussi par la rénovation ou l’optimisation de sites existants, pour lesquels il serait nécessaire de disposer d’un cadre économique stable et incitatif, notamment à travers la pérennisation et la simplification des appels d’offres existants en matière de petite hydroélectricité, et en lançant des procédures d’octroi pour de nouvelles concessions.

La rénovation et l’optimisation du parc actuel constituent un aspect essentiel de notre activité. Alors que nous avons affaire à des technologies ayant une durée de vie très longue, il est aujourd’hui interdit d’augmenter la puissance des centrales en concession ; pour ce qui est des centrales en autorisation, l’augmentation de puissance est limitée à 10 %.

Un autre frein, que vous avez évoqué dans votre introduction, réside dans l’insuffisante visibilité dont disposent les acteurs de la filière sur les modalités et perspectives de renouvellement des concessions hydroélectriques, de manière à apporter davantage de sécurité aux investissements sur ces installations.

Comme je l’ai dit en introduction, l’une des caractéristiques essentielles de l’hydroélectricité est sa flexibilité. Il convient donc de préserver les capacités de flexibilité de l’hydroélectricité en évitant toute mesure qui pourrait conduire à les brider, et en sensibilisant les services de l’État aux impacts énergétiques, climatiques et économiques du recours à l’hydroélectricité lors de l’élaboration des différentes instructions. Il faut également identifier les moyens de mieux rémunérer cette flexibilité et, pour cela, nous proposons d’expérimenter des marchés locaux de la flexibilité afin de faire émerger des solutions dimensionnées aux enjeux des réseaux électriques.

Par ailleurs, l’État doit être appelé – je pense que c’est prévu dans la PPE – à lancer le développement de nouvelles stations de transfert d’énergie par pompage, de façon à ce que nous ne soyons pas pris au dépourvu au moment où cette capacité deviendra absolument nécessaire, avec le développement du solaire et de l’éolien – étant précisé que plusieurs années sont nécessaires pour instruire des dossiers de développement de STEP.

Un autre frein que nous identifions est celui de la fiscalité, en particulier de la fiscalité locale. L’hydroélectricité est l’une des énergies les plus touchées par la fiscalité, qui représente aujourd’hui un cinquième du prix de vente de l’énergie – on compte environ 600 millions d’euros de fiscalité locale –, ce qui peut constituer un frein non seulement à l’investissement, mais aussi à la rénovation ou à la maintenance de sites actuels. Nous proposons donc de laisser la main aux collectivités pour prendre des mesures d’exonération temporaire de taxe foncière, pour assurer les investissements de rénovation de certaines centrales, ou pour participer au développement de nouvelles installations.

Faute de temps, je m’arrête là et je laisse à l’un des intervenants suivants le soin d’évoquer la conciliation des enjeux énergétiques et environnementaux.

M. Yves Giraud, directeur d’EDF Hydro. Madame la présidente, mesdames et messieurs les députés, je vous remercie de votre invitation à cette audition de la mission d’information et, en tant que directeur d’EDF Hydro, je suis à la fois ravi et honoré de vous parler de cette énergie qu’est l’hydraulique. Curieusement, en France, cette énergie est souvent la belle oubliée des débats portant sur la transition énergétique. C’est bien dommage car, comme l’a dit M. le président Jean-Louis Bal, l’hydraulique est la première des énergies renouvelables en termes de production d’électricité, en France et dans le monde. Elle représente en effet près des deux tiers de la production d’EnR, le tiers restant étant composé d’éolien, de biomasse et de solaire.

En 2018, elle a produit 63 térawattheures (TWh), soit 13,4 % de la consommation. L’hydraulique est ainsi en France, non seulement la première des énergies nouvelles, mais aussi la deuxième source de production d’électricité après le nucléaire, et elle joue un rôle essentiel à la pointe. En effet, un lac de barrage n’est pas seulement une gigantesque retenue d’eau, mais aussi une gigantesque retenue d’énergie – puisqu’avec l’eau, nous faisons de l’énergie. Je précise que c’est de l’énergie à la demande : par exemple, près de Grenoble, dans l’Isère, il suffit d’ouvrir les robinets de Grand’Maison pour disposer quasi instantanément d’une puissance de 1,8 GW sur le réseau, c’est-à-dire l’équivalent de deux réacteurs nucléaires.

La puissance totale hydraulique installée est de 25,5 GW, c’est-à-dire 40 % de la puissance nucléaire, ce qui n’est pas rien. Comme M. le président du SER l’a dit, ce n’est pas une énergie renouvelable comme les autres, car elle est flexible et stockable et permet ainsi l’intégration des autres énergies renouvelables dites variables.

Je veux insister sur le fait que le secteur de l’hydraulique fait intervenir de nombreux acteurs – parmi lesquels EDF, qui réalise 66 % de la production d’électricité, mais il y en a beaucoup d’autres –, pour un total de près de 21 000 emplois directs et indirects en France. Sur ce point, je renvoie au Livre blanc de l’hydroélectricité élaboré par la profession, ainsi qu’au cahier d’acteur du SER et de France Hydro Électricité. C’est une filière industrielle française d’excellence, dynamique, innovante, sans parler du rôle essentiel – a fortiori en ces temps de changement climatique – que joue cette filière dans la gestion de l’eau.

Il y a cependant une autre raison de remettre l’hydraulique au cœur de la transition énergétique, à savoir son potentiel de développement. Sans reprendre les chiffres cités par Jean-Louis Bal, je veux insister sur le fait qu’il y a, contrairement aux idées reçues, un vrai potentiel de développement de l’hydroélectricité en France. Il nous faut donc rapidement libérer ce potentiel, notamment en raison de l’enjeu que représentent les milliers d’emplois correspondants dans des territoires souvent ruraux ou de montagne.

Pour ce faire, je propose d’actionner trois leviers qui permettront de débloquer les freins à la transition énergétique. Le premier est celui des appels d’offres pour de nouveaux aménagements, le deuxième est celui des améliorations sur les aménagements existants, afin d’en tirer plus d’énergie et plus de puissance, et le troisième, prévu par la loi, consisterait en la prolongation de quelques concessions en contrepartie d’investissements, ce qui permettrait également de tirer plus d’énergie et de puissance des installations existantes.

Pour ce qui est des appels d’offres pour de nouveaux aménagements, il y en a eu pour la petite hydraulique sous forme d’autorisations, qu’il faut évidemment poursuivre, mais nous attendons d’autres appels d’offres pour des aménagements de plus grande puissance, sous la forme de concessions. Si l’État a estimé lui-même en 2013 qu’il existait un potentiel de 1,2 GW d’hydroélectricité neuve – dans le respect des classements des cours d’eau – aucun appel d’offres de ce type n’a été lancé pour le moment, alors qu’une quarantaine de sites avaient été identifiés par l’État.

Comme l’a dit Jean-Louis Bal, il faut lancer des appels d’offres pour le développement du stockage de l’électricité, qui représente aujourd’hui en France 5 GW d’hydroélectricité sous forme de STEP. Il y a en la matière des possibilités quasi infinies de développement en termes de puissance : il suffit d’avoir un réservoir en amont et un réservoir en aval, et de placer une STEP entre les deux !

Le deuxième levier, celui des améliorations sur les aménagements existants, est difficilement actionnable, pour des raisons qui paraissent aberrantes. Nous avons la possibilité d’augmenter la puissance et l’énergie de certains aménagements sans conséquences environnementales, sans modifier le barrage existant, en construisant simplement un nouveau groupe, comme nous le faisons actuellement à La Coche, en Savoie, où nous avons apporté un groupe de 240 MW sur un aménagement existant, ce qui produit l’équivalent en énergie supplémentaire de la consommation de 40 000 habitants – il suffit parfois même de changer les roues, comme nous le faisons à La Bâthie, en Savoie, pour obtenir un considérable gain en termes d’énergie produite.

L’augmentation de puissance obtenue par ce type d’améliorations peut aller jusqu’à 20 % en puissance ou en énergie – cela a notamment été le cas à la suite de l’entrée en vigueur de la loi de programmation fixant les orientations de la politique énergétique (POPE) de 2005.

Pour réaliser ce type d’opérations, nous ne demandons aucun soutien public, pas même une prolongation de concession : tout ce qu’il nous faut, c’est une autorisation. Or, il se trouve qu’à l’heure actuelle, cette autorisation est extrêmement difficile, voire impossible à obtenir, car l’amélioration d’un ouvrage existant est considérée comme une modification substantielle du contrat de concession, équivalant à la fin du contrat… C’est vraiment une histoire de fous !

Le troisième levier est celui consistant en la prolongation de certaines concessions. Alors que les démarches liées aux appels d’offres prennent beaucoup de temps, dans un certain nombre de cas, nous pourrions obtenir très rapidement des augmentations d’énergie et de puissance sur des concessions existantes, grâce aux prolongations de concession prévues par la loi. Nous souhaitons que ce dispositif puisse être mis en œuvre, en particulier pour permettre à notre projet dans la vallée de la Truyère d’aboutir. Ce magnifique projet, qui procurerait des gains importants en termes de flexibilité et de stockage, mais aussi en termes d’emploi, y compris dans les départements voisins – en particulier l’Aveyron –, est aujourd’hui bloqué par des discussions avec la Commission européenne.

J’aurais pu parler de la fiscalité et de bien d’autres choses, mais j’en laisse le soin à mes collègues. En conclusion, je dirai qu’à l’heure où l’hydraulique se développe et où les STEP fleurissent un peu partout dans le monde – il suffit de traverser les Alpes pour voir le soutien extraordinaire dont bénéficie la petite hydraulique en Italie –, il serait incompréhensible que, dans une France comptant cinq grands fleuves, sept massifs montagneux et des milliers de rivières, on ne puisse pas exploiter davantage l’hydraulique, qui représente 17 % de la production d’électricité dans le monde et constitue la troisième source d’énergie électrique après le charbon et le gaz. À mon sens, nous sommes tout à fait capables d’en faire autant en France, et donc d’atteindre une production d’électricité hydraulique représentant 15 % à 17 % de la production totale – tout cela en respectant l’environnement, bien entendu.

M. Olivier Métais, président de la Société hydrotechnique de France (SHF), professeur des universités à l’Institut polytechnique de Grenoble. Madame la présidente, mesdames et messieurs les députés, beaucoup de choses ont déjà été dites, que je vais m’efforcer de ne pas répéter : mon propos portera donc sur des aspects complémentaires.

De par son statut de société savante, la Société hydrotechnique de France (SHF) peut se prévaloir d’une parfaite neutralité. Notre rôle consiste à promouvoir le partage de la connaissance et l’innovation et, au-delà, l’aide à la prospective. Rassemblant environ 600 membres, notre société présente l’avantage de compter en son sein des profils très divers, puisqu’on y trouve des industriels, des bureaux d’études, des universitaires, des centres de recherche publics et privés, et des acteurs publics.

L’une de nos divisions est dédiée à l’hydroélectricité et, à ce titre, nous organisons chaque année un colloque sur ce thème, Hydro energy and Sustainability, dont les dernières éditions reprenaient exactement ce qui vient d’être dit sur les enjeux et les verrous associés à l’hydroélectricité. En 2011, ce colloque portait sur le thème « Les stations de pompage hydraulique, défis et opportunités » ; en 2014, sur la rénovation des centrales hydroélectriques ; en 2016, sur le thème « Environnement et hydroélectricité » ; et en 2019 – la dernière édition, à laquelle vous nous avez fait l’honneur de participer –, sur le thème « Quel avenir voulons-nous pour l’hydroélectricité en France et en Europe ? »

Notre société organise un certain nombre de groupes de travail chargés de rassembler des données objectives, de réfléchir et de faire des propositions d’actions sur des questions concrètes liées à l’ingénierie de l’eau. Au passage, je veux rappeler que l’hydroélectricité, ce n’est pas seulement les barrages, les retenues et le fil de l’eau, mais aussi l’énergie marine, un domaine dans lequel la France a un atout majeur à jouer – sur ce thème, nous avons récemment édité un dossier intitulé Un nouveau regard sur l’énergie des marées, dont je vous communiquerai un exemplaire.

À mon sens, on ne peut parler des freins au développement de l’hydroélectrique sans évoquer, à l’inverse, les points nécessaires à la réussite d’un projet dans ce secteur, qui constituent quatre piliers principaux, à savoir l’intégration territoriale, la viabilité économique, l’intégration environnementale et la faisabilité technique, que l’on doit s’efforcer de concilier de façon harmonieuse.

En matière de réglementation, les principaux freins sont l’inflation normative et le foisonnement des réglementations, ce qui apparaît clairement dans le Livre blanc de l’hydroélectricité. J’estime qu’en France, nous ne laissons pas suffisamment de place à l’expérimentation, contrairement à ce qui se fait dans d’autres pays, notamment au Royaume-Uni.

Pour ce qui est de la viabilité économique, si on parle souvent de production d’énergie, on évoque plus rarement les autres volets que sont la gestion optimisée de la ressource en eau et les multi-usages de l’eau, dont l’extrême importance doit être reconnue et qui doivent bénéficier, à ce titre, d’une fiscalité adaptée – ce qui n’est pas le cas actuellement.

J’en viens à la faisabilité technique, qui passe par l’innovation. Depuis des années, je me bats pour qu’on cesse d’affirmer que l’hydraulique et l’hydroélectricité constituent une science nature : en réalité, le développement de ce secteur nécessite encore énormément d’innovation.

Pour ce qui est de la fonction de stockage de l’hydraulique, certains font valoir que d’autres moyens de stockage sont en train de se développer. En réalité, chaque moyen de stockage a ses particularités et, pour ce qui est de l’hydraulique, elle permet de stocker de grandes quantités d’énergie sur une longue période et de les restituer, de façon presque instantanée, c’est-à-dire en quelques secondes. Cela dit, l’innovation doit désormais permettre le couplage entre les différentes sources de stockage, en particulier les batteries. Nous devons également concevoir la turbine hydraulique du futur – c’est l’un des points sur lesquels je travaille –, c’est-à-dire la turbine hydraulique flexible.

La Société hydrotechnique de France veut insister sur le fait que l’effort d’innovation se doit d’être soutenu et encouragé aux niveaux national et européen par une feuille de route clairement définie : en d’autres termes, il faut définir des programmes de recherche et d’innovation cohérents. À cet égard, je mentionnerai l’initiative HydroPower Europe, financée par l’Union européenne, qui interroge tous les acteurs de l’hydroélectricité afin de définir des axes stratégiques de recherche et une feuille de route cohérente.

En tant que professeur, je suis sollicité pour participer à l’élaboration de la future loi de programmation pluriannuelle de la recherche, et je pense que toutes les actions mises en œuvre dans le cadre des stratégies de la recherche doivent inclure très clairement l’hydraulique et l’hydroélectricité en tant que telles qui, je le répète, ne sont pas une science ringarde.

Mme Anne Pénalba, vice-présidente de France Hydro Électricité. Madame la présidente, mesdames et messieurs les députés, je vous remercie pour votre invitation. Je vais m’exprimer devant vous au nom de France Hydro Électricité, qui est le syndicat de filière de la petite hydroélectricité, et j’axerai mon propos sur les problématiques de type environnemental.

Je dirai en préambule qu’en hydroélectricité, on a besoin essentiellement de trois choses, à savoir d’équilibre, de sujets étudiés au cas par cas, et de beaucoup de science. Sur ce point, je rejoins M. Métais pour considérer que l’innovation, la science, l’objectivation et la rationalité sont des aspects extrêmement importants, du point de vue technique comme de ceux de la biologie, des milieux aquatiques et de la biodiversité.

France Hydro Électricité identifie trois grands leviers : premièrement, la gouvernance et l’organisation de l’État en matière de petites centrales hydroélectriques, deuxièmement, les questions proprement environnementales, troisièmement, les questions relatives à l’énergie et aux mécanismes de soutien de la filière.

Pour ce qui est de l’organisation de l’État, la situation actuelle ne paraît pas normale, car elle n’est pas équilibrée. En effet, nos dossiers sont instruits au niveau des départements par les seuls services de police de l’eau et, quand on dépose un dossier de renouvellement ou de nouveau projet, l’arrêté d’autorisation qui est rendu est composé de dix ou douze pages, parmi lesquelles une seule ligne concerne l’énergie – pour spécifier la puissance maximale brute. La quasi-totalité du regard porté sur un dossier concerne en effet son aspect environnemental, et plus spécifiquement le milieu aquatique. Il ne s’agit pas même de considérer le bon état écologique des eaux, mais simplement la continuité écologique : en d’autres termes, aujourd’hui, le développement ou la mise en conformité d’une installation se font – ou ne se font pas – presque exclusivement au regard de critères relatifs à la migration des poissons, ceux portant sur la finalité des installations, à savoir la production d’énergie renouvelable et la contribution que la filière peut apporter aux grands enjeux environnementaux au sens global du terme – qualité de l’air, dérèglement climatique, etc. – étant laissés de côté. Il paraît donc urgent de rééquilibrer l’instruction des projets, afin de permettre aux préfets de prendre une décision elle aussi plus équilibrée.

Du point de vue de l’environnement, il convient de rappeler le principal blocage, aujourd’hui malheureusement considéré comme un fait accompli, à savoir le fait que la plupart des cours d’eau relèvent de la liste 1. Les cours d’eau sont en effet classés en trois catégories : la liste 1, où il est interdit de construire des obstacles, la liste 2, où c’est possible à condition de veiller à la continuité écologique, tous les autres cours d’eau ne faisant pas l’objet d’un classement. Aujourd’hui, le classement en liste 1 oblitère 75 % des projets de développement du potentiel hydroélectrique, alors que le caractère objectif et scientifique de ce classement a été mis en cause à de nombreuses reprises : la qualité de l’expertise présidant à son établissement laisse un peu à désirer, et nous plaidons pour la mise en œuvre en la matière – mais aussi pour tous les classements réalisés au niveau des schémas directeurs d’aménagement et de gestion des eaux (SDAGE) – d’une expertise contradictoire de nature scientifique et intégrant les connaissances les plus récentes, à la lumière de laquelle tous les classements auraient vocation à être revus.

Le deuxième frein à la filière hydroélectrique, qui repose sur un parc vieillissant, est celui touchant à la perte de productibles. On sait qu’on a perdu environ 3 milliards de kilowattheures (KWh), tous acteurs confondus, du fait du relèvement des débits réservés, c’est-à-dire du niveau d’eau qu’il faut obligatoirement laisser dans le lit des cours d’eau pour permettre la migration piscicole : quand vous regardez les chiffres annuels de production hydroélectrique, vous constatez que 3 milliards de kilowattheures ne sont pas délivrés, ce chiffre correspondant à ce que la profession doit laisser pour la biodiversité.

Nous continuons à mettre en conformité des centrales. Là aussi, nous demandons une évaluation au cas par cas, l’établissement de très bons diagnostics par des bureaux d’études qualifiés et un partage de ces diagnostics avec les services déconcentrés de l’État, une réelle concertation et surtout que soit portée une attention sur la perte de productibles et sur le rapport coût-bénéfice des aménagements qui nous sont demandés. Il est indispensable en effet de regarder quel est le coût des aménagements demandés et le réel bénéfice pour la biodiversité afin de prendre une décision, là encore, équilibrée.

En matière de soutien économique et de freins au développement, cela vous surprendra peut-être si je vous dis que je demande de bonnes statistiques. En effet, j’aimerais savoir de quoi l’on parle en matière de suivi de développement de la filière. Aujourd’hui, beaucoup de statistiques existent, mais il y a parfois confusion entre rénovations et nouvelles centrales. Je ne suis donc pas tout à fait sûre que l’on ait les vrais chiffres sur la trajectoire de développement de l’hydroélectricité.

Comme l’a rappelé M. Giraud, nous souhaitons davantage de souplesse dans nos contrats de mécanisme de soutien pour l’augmentation de puissance. Tout ce qui existait auparavant qui nous permettait d’augmenter la puissance très facilement a disparu – je pense notamment aux contrats additionnels. Comme lui, je pense que c’est une histoire de fous.

Les derniers appels d’offres nous obligent malheureusement à soumettre le projet à enquête publique, c’est-à-dire lorsqu’il est déjà très avancé dans son développement. Bien évidemment, si l’appel d’offres n’est pas un succès, les coûts échoués sont très élevés. Il faut savoir que le coût d’un dossier est de 300 000 euros, ce qui freine les petits acteurs à participer aux appels d’offres.

Enfin dans le parcours du combattant qu’est le développement de petites centrales aujourd’hui, la maîtrise foncière et l’accès à la maîtrise foncière constituent un obstacle supplémentaire en raison d’une mise en concurrence sur le foncier public.

Je vous remercie de votre attention. Nous restons, bien évidemment, à votre disposition.

M. Marc Boudier, président de l’Association française indépendante de l’électricité et du gaz (AFIEG). Beaucoup de choses ont déjà été dites.

L’hydroélectricité, qui est une énergie importante, est particulièrement développée en France puisqu’elle représente de 12 % à 15 % de la production d’électricité – c’est la première source de production après le nucléaire – même si dans d’autres pays la production hydroélectrique est bien plus importante. C’est le cas en Suède où elle atteint 45 %, et le pourcentage est encore plus élevé en Autriche et en Suisse.

L’hydroélectricité présente une série d’avantages en termes de modulation, de capacité de répondre à la pointe et, comme l’a dit M. Giraud, il est possible d’améliorer encore ses performances. C’est un secteur qui a la capacité de croître grâce aux installations existantes, notamment les grands barrages, et il existe aussi certainement des possibilités sur la petite hydroélectricité.

Le respect des considérations environnementales pourrait être considéré comme un frein, alors qu’il est tout à fait normal de le prendre en compte. Ce n’est pas en augmentant le nombre d’ouvrages que l’on parviendra à développer l’hydroélectricité et, pourquoi pas, à atteindre en France de 15 % à 17 %, comme le disait M. Giraud, mais en améliorant l’existant grâce à des investissements importants.

L’un des freins principaux à la réalisation d’investissements dans cette filière, c’est l’absence de décision en ce qui concerne le renouvellement des concessions hydroélectriques. Ce sujet empoisonne la filière depuis des années, il empoisonne évidemment ceux qui, comme les membres de l’AFIEG, aspirent à pouvoir participer à ces investissements, ces installations. Ce climat d’incertitude, ce manque de visibilité empoisonnent aussi l’acteur historique. Il faut sortir de ces débats et clarifier une situation qui correspond à l’application du droit français. En effet, alors qu’on a défini la politique à suivre à partir de 2006, quasiment rien ne s’est passé depuis dans ce domaine. Nous sommes dans une situation où des concessions, alors qu’elles sont échues depuis longtemps, ne sont pas renouvelées. Aussi est-il nécessaire, je le répète, de clarifier la situation.

Je ne reviendrai pas sur tous les éléments de ce dossier, sur ce que l’on peut considérer comme de faux débats sur la privatisation, sur le fait que des acteurs étrangers seraient intéressés alors qu’un groupe français comme Total aspire à participer. Un des freins potentiels est aussi le coût de cette amélioration. Peut-on considérer qu’un seul acteur, quels que soient ses mérites, doit porter les investissements massifs nécessaires si l’on veut vraiment améliorer la situation ? Il est important, au contraire, de pouvoir diversifier les sources de financement. L’ordre de grandeur des investissements à opérer peut être fixé à 10 milliards d’euros, avec un coût estimé entre 1 et 2 millions par MW installé sur de l’existant – rehaussement des barrages, suréquipement, changement de turbines, connexion de lacs existants, bassin de démodulation, contrôle commande, modernisation des conduites forcées –, de 2 à 4 millions par MW installé pour des nouveaux seuils en petite hydroélectricité, et de 2 à 4 millions par MW en cas de STEP. D’ailleurs, certains projets sont à réaliser, d’autres ne sont peut-être pas forcément rentables aujourd’hui.

J’ajoute que le renouvellement des concessions est aussi l’occasion de remettre à plat toute une série de considérations d’ordre environnemental et de sécurité. Certains cahiers des charges datent de dizaines d’années. Il est vraiment important et utile de profiter de cette occasion pour relancer la filière hydroélectrique. Ce serait utile, non seulement pour les grands acteurs de l’électricité, mais aussi pour toute une série d’entreprises qui attendent qu’il se passe des choses importantes dans cette filière qui représente un potentiel important de création d’emplois. Il convient donc d’avancer aujourd’hui dans ce domaine.

M. Jacques Pulou, référent hydroélectricité de France nature environnement (FNE), vice-président du comité de bassin Rhône-Méditerranée. Madame la présidente, mesdames, messieurs les députés, je remercie votre mission d’information de permettre à France nature environnement de s’exprimer, peut-être dans une tonalité un peu différente de ce que l’on vient d’entendre, même si certains éléments se recoupent.

J’ai organisé mon intervention en cinq fiches que je vous transmettrai.

La première fiche concerne la situation alarmante de nos cours d’eau et le rôle de l’hydroélectricité dans cet état.

Les trois quarts des cours d’eau du bassin Rhône-Méditerranée-Corse n’atteindront pas le bon état en 2027. Or, je vous rappelle que, lors du Grenelle de l’environnement, c’est un objectif de 66 % de cours d’eau en bon état qui avait été fixé. Je vous ai fourni un tableau émanant du bureau du comité de bassin de l’agence de l’eau et de la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL), qui témoigne de l’importance des différentes pressions qui s’exercent sur nos cours d’eau. On s’aperçoit que les pressions qui n’ont pas d’impact direct sur la qualité de l’eau sont celles qui sont déterminantes pour l’atteinte du bon état. Il s’agit du régime hydrologique, de la morphologie et de la continuité écologique qui occupent les trois premières places.

Pour atteindre l’objectif de bon état, il faut améliorer l’insertion du parc existant dans son environnement naturel et limiter la création d’installations nouvelles aux sites les moins sensibles. L’hydroélectricité est donc un enjeu très important pour atteindre un bon état des eaux.

J’en viens à la deuxième fiche : le développement de l’hydroélectricité joue un rôle marginal dans la transition écologique. Le tableau vous montre que la part relative du développement hydroélectrique dans celui des énergies renouvelables représentera, en 2028, 1 % du total. Comme cela fait cent ans que l’on exploite l’hydroélectricité en France, il est normal que l’on arrive au bout de ce gisement. Bien sûr, certains chiffres circulent, mais ceux-ci ne tiennent pas compte des réalités du terrain. De nombreux endroits, notamment dans les Alpes, n’ont pas été équipés, parce que, lorsque vous creusez un tunnel, la montagne vous tombe dessus – on pourrait citer quelques sites en Tarentaise.

Le développement de l’hydroélectricité ne jouera donc, en toute hypothèse, qu’un rôle marginal dans la transition écologique. L’importance de l’hydroélectricité réside dans sa souplesse et son caractère pilotable, mais cette caractéristique n’est l’apanage que d’une partie du parc actuel : les deux tiers en comptant les STEP, 50 % sans les STEP, et 45 % du productible.

La transition écologique dans le domaine de la production d’électricité – 20 % à 25 % de la consommation d’énergie finale en France – vise entre autres à injecter massivement dans le réseau l’énergie produite par des sources variables, voire intermittentes comme le photovoltaïque. Au-delà de la production électrique, les points durs concernent l’adaptation du réseau à la multiplication des sites de production dispersés et sa régulation. Sur ce dernier point, l’hydroélectricité, et plus particulièrement les grands ouvrages concédés, dotés de réservoirs et fonctionnant par écluses, peuvent apporter une contribution intéressante. Lorsque le parc renouvelable aura atteint une certaine taille et que sa production excédera parfois les besoins, des services de stockage peuvent être utiles et, là encore, la grande hydraulique, dotée de réservoirs, peut jouer ce rôle. Je reviendrai sur ce point ultérieurement.

Le développement de la production électrique ne revêt qu’un caractère marginal dans la transition écologique pour laquelle le maintien, voire l’accroissement de la pilotabilité du parc hydroélectrique constitue par contre un enjeu significatif.

La troisième fiche concerne les perspectives climatiques et sociétales, point qui n’a pas été abordé. Les débits sont menacés. Mme Ayrault, présidente de la Compagnie nationale du Rhône (CNR), parle d’une baisse de 40 % du module du Rhône, et les exploitants des ouvrages EDF du Drac de la Romanche, que Mme Battistel connaît très bien, évoquent couramment une perte de module avérée de 10 % à 20 %.

Par ailleurs, les études des volumes prélevables, réalisées dans le bassin Rhône-Méditerranée-Corse, montrent que 70 territoires de ce bassin manquent ou risquent de manquer d’eau à brève échéance.

Ce risque de pénurie se conjugue avec une augmentation de la variabilité des débits et la multiplication des épisodes de crues ou d’étiages.

Toutes ces perspectives sont préoccupantes, et nous sommes loin d’en avoir pris toute la mesure.

Toute la production hydroélectrique sera affectée, surtout la production au fil de l’eau, et notamment des petites centrales qui n’ont pas de réservoir pour concentrer les apports.

Parallèlement, les besoins en eau à d’autres fins que l’hydroélectricité ne vont pas baisser – alimentation en eau potable (AEP), irrigation, loisirs – compte tenu des épisodes de pénurie qui s’annoncent. Face à ces perspectives peu encourageantes, les investissements hydroélectriques doivent se limiter aux secteurs les moins exposés en tenant compte de ces évolutions inéluctables, et il faut faire attention à tout ce qui concerne le fil de l’eau et la petite hydraulique.

Que peut-on faire d’intelligent en matière d’hydroélectricité en France ? C’est l’objet de la quatrième fiche.

Il faut d’abord focaliser les aides sur les véritables enjeux du parc hydroélectrique dans le contexte de la transition écologique, c’est-à-dire en maintenir la pilotabilité et la souplesse d’intervention.

Le développement anarchique de la petite hydraulique que l’on voit aujourd’hui – plus de 100 projets sont en cours dans les Alpes du nord – fonctionnant au fil de l’eau, sans intérêt pour la souplesse du parc, qui affecte fortement les milieux aquatiques, notamment par sa pullulation sur les bassins versants, en particulier sur les têtes de bassins, doit être stoppé.

Le développement des chutes au fil de l’eau en site vierge doit être limité, et l’équipement des seuils existants doit être mis en balance avec leur effacement, en particulier dans les réservoirs biologiques et les cours d’eau habités par des espèces amphihalines.

Les appels d’offres « petite hydraulique » en cours sont menés sans transparence – pas de réelle concurrence puisque les sites sont différents, choix discrétionnaire entre des réponses non connues – excluent les aménagements des chutes sur les réseaux existants – AEP, assainissement – et le turbinage des débits réservés. L’environnement naturel est peu pris en compte dans l’appréciation des projets. Tout cela conduit bien souvent à de mauvais projets qui suscitent le rejet.

FNE a été consultée sur un certain nombre de sites non équipés en vue d’appels d’offres « concessions ». On a répondu, mais on ne nous a jamais recontactés. De toute façon, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) ne répond à aucune de nos lettres.

Jusque dans les années soixante, l’hydraulique, très proche du parc actuel, faisait jeu égal avec le thermique, constitué de centrales minières au charbon que l’on n’hésitait pas à conserver comme réserve tournante pour assurer les pointes, et des centrales au fioul qui ont été arrêtées après les chocs pétroliers. Cela montre que tout le parc a été construit dans des conditions économiques totalement différentes de ce que l’on connaît aujourd’hui, et totalement différentes de celles que l’on connaîtra en 2035. Aussi le potentiel pour améliorer le parc est-il très grand.

À titre d’exemple, si l’on examine l’équipement du Rhône – 25 % du productible environ –, on ne peut qu’être frappé par le sous-équipement de tout le bas Rhône. Si cet effort d’équipement était réalisé aujourd’hui, on aboutirait à un parc bien différent.

Je tenais donc à appeler l’attention sur le potentiel de modernisation du parc grand hydraulique existant et son adaptation à la transition écologique et au changement climatique. La PPE, indique un potentiel de 400 MW, sans autre précision. Quid du productible ? Qui le connaît vraiment ? Personne en fait, sauf peut-être les exploitants.

Nous sommes favorables à des suréquipements de chutes existantes, sur le Rhône et ailleurs, comme à Gavet sur la Romanche, surtout celles augmentant la souplesse d’intervention du parc si les effets de leurs éclusées en sont maîtrisés. C’est ce que font nos voisins suisses, et c’est ce que fait EDF à La Bâthie-Roselend. Nous sommes favorables à certaines extensions de chutes concédées existantes – ce que termine EDF à La Coche n’a pas appelé de réaction de notre part –, ce qui renvoie à leur renouvellement pour les plus anciennes d’entre elles.

En ce qui concerne les STEP, nous remarquons : que le besoin de stockage ne s’affirme pas avant 2035 ; que la PPE n’identifie ce besoin que de façon très imparfaite puisque le temps de cycle des 1,5 ou 2 GW prévus n’est pas donné alors que ce paramètre essentiel conditionne le volume des réservoirs ; que des technologies existent – pompes turbines à vitesse variable – qu’elles sont disponibles sur le marché, notamment chez l’ex-Alstom à Grenoble, mais qu’elles ne sont pas utilisées pour moderniser l’existant ; que des solutions de stockage de longue durée innovantes existent – je pense à l’hydrogène et au power-to-gas ; que nous avons demandé à la ministre de publier les seize sites de pompage-turbinage sur les infrastructures existantes identifiées par le projet européen e-Storage. Nous n’avons pas eu, là non plus, de réponse aux lettres que nous avons envoyées.

Il y a donc beaucoup à faire sur l’existant tout en diminuant les impacts sur l’environnement. Aussi nous ne comprenons ni n’acceptons que des fonds publics soient engagés aujourd’hui pour détruire notre patrimoine naturel avec des infrastructures nouvelles en sites vierges, souvent sensibles.

La cinquième fiche concerne les concessions hydroélectriques dont nous souhaitons le renouvellement. Nous pensons que l’ouverture à la concurrence est la seule façon aujourd’hui d’y parvenir, au vu de l’état actuel de déliquescence des services de l’État. Il faut disposer pour chaque site d’un ensemble de variantes crédibles que l’on puisse vraiment comparer. J’en veux pour preuve les errements auxquels on assiste à Poutès-Monistrol, et dans le prolongement de la concession du Rhône, où il n’y aura qu’une seule offre de prolongation.

En conclusion, les freins à la transition énergétique sont dus à de mauvais projets. On veut en effet faire accepter à la population des choses qu’elle ne souhaite pas. Si vous revenez à des projets acceptables en matière d’environnement et d’énergie, tout ira bien et il n’y aura plus de freins.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. À l’issue de toutes ces interventions très complètes, je crois que vous êtes tous d’accord, y compris M. Pulou, pour dire que l’hydroélectricité est une énergie vertueuse et une filière d’excellence.

M. Jacques Pulou. Tout à fait !

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Avant de donner la parole à M. le rapporteur qui nous a rejoints, je souhaite insister sur le potentiel de la petite hydroélectricité. Il y a dix ans, on parlait d’un développement de 12 TWh. Puis au vu des différentes contraintes, on s’est finalement mis d’accord sur 3 TWh. Je crois qu’on en est bien loin aujourd’hui, alors que les innovations en matière d’hydroélectricité permettent aujourd’hui de concilier production d’énergies renouvelables, continuité des milieux, respect de la biodiversité dans certains secteurs. Considérez-vous que cet objectif sera un jour atteignable ? Quels freins identifiez-vous ?

Monsieur Pulou, je ne peux pas vous laisser dire qu’il n’y a aucune transparence dans les dépôts de dossiers de la petite hydroélectricité. Pour ma part, je suis présidente d’une commission locale de l’eau (CLE), dans le département de l’Isère, où tous les projets de petite hydroélectricité nous sont soumis pour avis par le préfet.

M. Jacques Pulou. Ce n’est pas de cela dont je voulais parler, mais des appels d’offres.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Ces projets sont étudiés par le bureau de la CLE, composé à la fois d’élus, d’industriels, d’associations environnementales – d’ailleurs, vous y êtes représentés –, de la fédération des pêcheurs et des services de l’État. Les avis de la CLE sont publiés et c’est le préfet qui décide ou non d’autoriser les projets. Ces dossiers font largement débat, et un consensus est dégagé dans une partie des cas, parce que la petite hydroélectricité peut encore se développer dans certains secteurs.

Quant à la question du classement des cours d’eau que vous évoquez, la loi relative à la transition énergétique a prévu que ces classements pouvaient être révisés. Cela ne veut pas dire que tous les cours d’eau classés en site 1 passeraient en site 2, mais que la modification des milieux et l’évolution des innovations permettent peut-être d’avoir un regard différent, avec un passage de la liste 1 à la liste 2, mais peut-être aussi de la liste 2 à la liste 1 dans certains cas. Comme vous l’avez tous dit, le cas par cas est extrêmement important sur cette question.

Monsieur Giraud, vous dites que l’hydroélectricité est la « belle oubliée » des débats sur la transition énergétique. Effectivement, il en est très peu question dans la PPE. J’ai été très déçue qu’on ne parle pas davantage de l’hydroélectricité qui est un pilier majeur dans l’équilibre de notre système électrique.

Monsieur Boudier, vous savez que je ne suis pas d’accord avec tout ce que vous avez dit, notamment sur la question du renouvellement des concessions, qui n’est pas le sujet du jour. On peut concilier les renouvellements et les séparer des appels d’offres qui peuvent être totalement ouverts, concilier l’ouverture des marchés et le maintien de l’exploitation du patrimoine français. On regarde souvent l’hydroélectricité sous l’angle de la production d’énergie, mais pas suffisamment en matière de gestion de la ressource en eau, et surtout du multi-usage de l’eau – irrigation, tourisme, écrêteur de crues, etc. C’est un ensemble qui la rend un peu particulière par rapport aux autres énergies renouvelables.

Monsieur Métais, vous avez dit que l’hydroélectricité n’était pas une science mature et qu’elle avait besoin d’innovations importantes. Effectivement, d’autres innovations sont possibles. On dit souvent, dans notre jargon de parlementaires, que c’est une énergie mature parce qu’elle ne nécessite plus ou peu de financements complémentaires.

Vous avez tous parlé de potentiel d’optimisation, mais seul M. Pulou l’a évalué à 1 % de l’ensemble de la PPE. Qu’en pensez-vous, les uns et les autres ?

M. Bruno Duvergé, rapporteur. Mesdames, messieurs, je vous prie de m’excuser pour mon retard.

S’agissant de l’hydroélectricité, je ne pourrai pas faire beaucoup mieux que Mme la présidente dont c’est la grande spécialité. Pour ma part, j’ai plutôt une vue de « plat pays », avec de petits cours d’eau. Je pense que demain l’énergie sera plutôt produite et utilisée localement.

Ma question concerne les difficultés que l’on rencontre pour restaurer les moulins. Dans le Pas-de-Calais, il y a beaucoup de petites rivières et d’anciens moulins désaffectés. Leurs propriétaires veulent les remettre en route, mais ils font face à d’énormes difficultés bien qu’ils soient très respectueux de la biodiversité – ils font tout ce qu’il faut, notamment des passes à poissons. N’oublions pas que jadis ces moulins fonctionnaient et que cela n’empêchait pas la présence de poissons. Je ne comprends pas bien cette opposition entre les associations de pêcheurs et ces projets qui permettent de restaurer notre patrimoine local.

Mme Jennifer de Temmerman. Je souhaite vous interroger sur un sujet qui tient particulièrement à cœur à l’un de mes collègues sénateurs du Nord. En Flandres se pose la problématique des wateringues. Pouvez-vous nous parler du potentiel de cette hydroélectricité très particulière ?

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Mesdames, messieurs, je vous propose de répondre de manière synthétique à ces questions.

M. Jean-Charles Galland, président de la commission hydroélectricité du SER, directeur adjoint chez EDF. Les objectifs de la PPE sont de 26 400 à 26 700 MW à l’horizon 2028. Pour le syndicat des énergies renouvelables, l’objectif est plus ambitieux puisqu’il devrait, qu’il pourrait être plutôt de 27 200 MW.

Nous avons décomposé la façon de passer de 25 500 MW installés aujourd’hui à 27 200 MW. Le potentiel de développement identifié en nouvelles concessions sur de nouveaux sites est de l’ordre de 300 MW. Il s’agit de sites préidentifiés, qui ont été communiqués aux services de l’État et qui font l’objet d’un inventaire, sur lesquels on peut lancer des démarches d’appels d’offres. 400 MW sont identifiés sur de la rénovation et du suréquipement d’aménagements existants. Enfin, 900 MW environ concernent la petite hydraulique, dont l’équipement des seuils de moulins qui ne sont pas ou plus exploités et qui présentent un potentiel certain même s’il s’agit de petites puissances. Mais, en l’occurrence, les petites rivières font les grands fleuves.

Voilà comment se décomposent, de notre point de vue, les possibilités de développement de la filière.

M. Jacques Pulou. Ce que j’ai mis en cause, c’est la façon dont sont menés les appels d’offres sur les autorisations. Rien d’autre. Dans votre bassin, on est effectivement consultés sur les dossiers, sur lesquels on donne notre avis et sur lesquels on livre des éléments d’information, avant que le bureau compétent prenne ses décisions : ce n’est pas du tout ce que je mets en cause.

Ensuite, en ce qui concerne les moulins, leur potentiel énergétique est relativement faible. On est moins dans le domaine de l’énergie que dans le domaine du patrimoine, domaine également très intéressant du reste. Avec les moulins, un problème se pose cependant souvent, et notamment dans votre région : ils sont parcourus par des poissons grands migrateurs comme les truites de mer, les anguilles ou, parfois, les saumons, quand vous avez de la chance, dans la Canche et l’Authie.

Mais le problème est que le fonctionnement des centrales hydroélectriques n’a rien à voir avec le fonctionnement d’un ancien moulin. Pour ce dernier, des règlements d’ouverture de vannes faisaient qu’il y avait des périodes de chômage très importantes, alors qu’une centrale hydraulique fonctionne 24 heures sur 24, 7 jours sur 7, 361 jours par an à peu près. Une même mesure n’aura donc pas autant d’impact sur les moulins que sur des centrales hydroélectriques.

Quant aux ouvrages de franchissement, ils existent en effet, mais aucun d’entre eux ne marche à 100 %. Dans des rivières où il y a énormément de moulins, même si elles sont équipées d’ouvrages de franchissement, au bout de cinq ou six moulins, il n’y a plus de poissons qui arrivent à passer. Les questions environnementales, par rapport au moulin, se cristallisent là-dessus.

Par contre, je pense que les questions patrimoniales peuvent être prises en compte, grâce à la mise en place de dispositifs réellement efficaces. Mais il ne faut pas que les propriétaires de moulins croient qu’ils ne seront pas soumis à des obligations importantes. Cette année, sur le golfe d’Oléron, une micro-centrale a été endommagée par une crue ; il a fallu entre dix et quinze jours, pendant la migration du saumon, pour qu’elle soit réparée. Ainsi, on voit que l’arasement d’ouvrage est tout de même la solution la plus sûre.

Mme Anne Pénalba. Va-t-on réussir à obtenir les 3 TWh supplémentaires attendus ? Vous avez compris, alors qu’on part de moins 3 TWh, que cela va être extrêmement compliqué, vu tous les freins au développement des petites centrales qu’on a identifiés. Je me permets d’insister sur les statistiques : quand on entend, d’un côté, que l’hydroélectricité « pullule » et « prolifère », alors que nous pensons qu’elle complètement freinée, il y a vraiment un problème d’objectivation des données. Il serait tout de même bon que chacun sache quelle est exactement la réalité du développement.

Ensuite, je voudrais reprendre la question des appels d’offres sous un angle un petit peu différent. D’une part, il y a déjà, dans l’appel d’offres, un pré-cadrage environnemental de la part de l’État et des services de l’environnement, de sorte que les candidats déposent un dossier qui inclut ce pré-cadrage environnemental et une notation faite par les services de l’État. D’autre part, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) évalue la qualité du dossier, sur la base des différents critères, avant de décider qui est lauréat. Ainsi, le dossier a déjà été parfaitement vu du point de vue de l’environnement. Par la suite, le dossier suit un déroulé classique : il arrive à l’instruction, c’est-à-dire qu’il y a tout de même une enquête publique, laissant toute possibilité aux acteurs de s’intéresser à ces projets, de donner leur avis et de prendre connaissance du dossier. Cela ne se développe donc pas dans le dos tout le monde ; la démarche est parfaitement transparente, au contraire.

Quant à l’intérêt de l’hydroélectricité dans la transition énergétique, un phénomène devient prégnant, à savoir que les citoyens eux-mêmes prennent en compte ce sujet-là. Ils veulent eux-mêmes produire leur électricité, ou alors veulent s’approvisionner en électricité verte. Pour ma part, j’assiste à un phénomène très récent pour les centrales que j’exploite aujourd’hui, à savoir une demande de petite hydroélectricité sur le marché, parce qu’il y a une véritable demande des citoyens, aujourd’hui, pour avoir de l’énergie verte produite à côté de chez eux. Cela fait un mois et demi que je reçois une demande par semaine de d’acteurs ou de fournisseurs divers, qui veulent de la petite hydroélectricité traçable avec ses garanties d’origine, dont ils savent qu’elle est produite sur telle centrale et à tel endroit. Voilà un phénomène assez nouveau : le fait que les citoyens eux-mêmes demandent aujourd’hui ce type d’énergie. Je pense que l’on va voir en partie le même phénomène avec les moulins : une volonté des acteurs d’être autonomes – outre l’aspect patrimonial, bien entendu, qui est indiscutable et qu’on salue tous. Toutes les nouvelles notions telles que l’énergie répartie ou l’autoconsommation, prévues par les directives européennes, mais déjà incluses dans notre réglementation, sont des sujets sur lesquels hydroélectricité a aussi son mot à dire.

L’hydroélectricité dans la transition énergétique ne s’apprécie pas simplement dans une dimension pondérale. Ce n’est pas simplement de la quantité. Son apport passe aussi par la manière dont l’hydroélectricité stabilise les courbes de charges d’énergies qui sont un petit peu plus variables qu’elle dans la journée. L’eau ne s’arrête pas de couler d’un instant à l’autre comme cela peut être le cas, pour d’autres équipements, si un nuage passe devant le soleil. Au fil de l’eau, l’hydroélectricité permet de lisser les courbes de charges et permet aux gestionnaires du réseau de distribution de repousser des investissements qu’il devrait faire plus rapidement, vu le développement important d’autres énergies renouvelables.

Ainsi, l’hydroélectricité permet une transition énergétique de bonne qualité, plus facile que dans d’autres pays européens. Car on aura toujours besoin de toutes les formes d’hydroélectricité pour stabiliser le réseau, que ce soit en effet aux heures de pointe ou s’agissant de l’énergie en base. Le plan de tension de la petite hydroélectricité participe parfaitement aux réglages de la tension sur le réseau. C’est un fait qui est absolument indiscutable. Il ne faut donc absolument pas oublier l’ensemble des services rendus par l’ensemble des formes d’hydroélectricité. Toutes sont nécessaires à la transition énergétique.

M. Marc Boudier. En ce concerne l’hydroélectricité, il ne faut pas se concentrer uniquement sur la partie énergétique du sujet, même si on en connaît les vertus dans ce domaine-là. Il y a cependant des considérations globales à prendre en compte : animation des vallées, tourisme… C’est pourquoi il est important qu’il y ait, dans le cadre du renouvellement des concessions, une capacité à jauger trois critères : le critère économique, à savoir le montant des redevances versées à l’État, ainsi que les retombées pour les collectivités locales ; le critère environnemental ; le critère énergétique.

L’approche économique doit embrasser une vision globale des choses. On sait que la Suisse ou la Suède présentent des exemples intéressants dont on peut s’inspirer. Ce qui est certain, c’est que, pour gagner, à partir du moment il y aura une compétition, il faudra faire la meilleure offre dans ces trois critères. Il ne s’agit pas de se concentrer uniquement sur la rentabilité future, sans aller jusqu’à ces projets caricaturaux qui ne prévoient pas d’investissements.

Ily a un autre point sur lequel je voudrais insister : nous avons besoin, dans ce secteur d’activité, de visibilité sur le long terme. On ne peut pas rester dans une situation où, depuis neuf ans, on n’a aucune idée du calendrier.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Je suis d’accord !

M. Marc Boudier. Il est important, pour tous les acteurs, de disposer d’une vision actualisée et précise de la façon dont les choses vont se passer, et ce d’autant plus qu’il faudra s’assurer qu’aux délais passés ne s’ajouteront pas des freins futurs.

Permettez-moi de prendre un exemple tout simple : lorsque vous arrivez en fin de concession, vous êtes censé publier largement à l’avance un dossier de fin de concession. Je pense que les concessionnaires sortants ont fait ou feront leur travail, mais j’insiste sur le fait que, dans ce secteur qui est prioritaire et dont tout le monde reconnaît l’importance pour le mix énergétique et pour l’économie française en général, il faut qu’on ait une vision du temps. Il ne faut pas perdre trop de temps dans des débats finalement un peu dogmatiques, mais aussi, demain, du fait d’éventuels freins strictement administratifs ou techniques à l’action.

M. Olivier Métais. Je vous remercie d’avoir relevé le fait que l’hydroélectricité n’est pas une science mature. Pour réagir à ce qu’a dit madame Penalba, la science n’est effectivement pas uniquement importante dans les aspects technologiques, mais aussi du point de vue de la biodiversité et de la continuité écologique. Il faut donc beaucoup d’innovations dans ce domaine.

Ces dernières années, ni l’hydroélectricité ni, d’ailleurs, l’énergie hydraulique n’ont jamais tenu une place centrale dans les appels d’offres en recherche. Or il faut qu’elles retrouvent cette place centrale. Dans le dernier congrès qu’on a organisé à Grenoble, un commissaire européen nous a fait comprendre qu’en gros, l’hydraulique n’était « pas sexy ». Peut-être faut-il y remédier, mais il y a surtout besoin, dans l’énergie renouvelable, d’innovations dans tous les domaines et d’interfaçage entre les agents et entre les disciplines. Cet interfaçage ne joue pas forcément un rôle en lui-même, mais il joue un rôle en relation avec les autres énergies renouvelables.

Pourquoi des organismes comme l’ADEME ne placent-ils jamais l’hydraulique au centre de leurs recherches et de leurs appels d’offres ? Y a-t-il moyen d’améliorer les choses à ce niveau-là ? L’Europe ne propose pas de programme centré sur l’hydraulique et l’hydroélectricité, toujours envisagés non certes comme roue de secours, mais tout de même seulement comme moyen de stockage. Je serais donc heureux que l’hydraulique trouve ou retrouve une place centrale sur le plan scientifique.

J’appelle aussi à la revalorisation de l’avis scientifique dans les conflits. Car je pense que, dans des situations tendues, lorsqu’il y a des blocages sur des aménagements, il faut revaloriser l’avis scientifique, fondé sur une expertise neutre qui repose sur des arguments qui ne soient ni passionnels ni dogmatiques.

M. Jean-Louis Bal. J’aurai appris un mot aujourd’hui : « wateringue ». Sans doute un mot flamand francisé ? Je ne sais pas quel est le potentiel d’exploitation des wateringues, mais nous allons examiner la question.

Quant à l’impact du changement climatique, devant entraîner une plus grande variabilité de la pluviométrie et du débit de nos différents cours d’eau, il posera un problème de gestion de l’ensemble des usages de l’eau, non seulement pour la production d’électricité, mais aussi pour l’approvisionnement en eau potable, l’irrigation et l’utilisation de l’eau pour le tourisme. Il engendrera surtout un besoin supplémentaire en capacité de stockage. Plus on aura de contraintes sur l’utilisation de l’eau, plus grande sera la nécessité de stocker l’eau et, partant, de disposer de barrages de bonne capacité.

En Nouvelle Aquitaine, la région a mené, sous la direction du climatologue bien connu Hervé Le Treut, des études visant à mesurer l’impact à moyen terme, à l’horizon 2050, du changement climatique. Je pense qu’il serait extrêmement utile que chacune des régions françaises mène le même travail. Car cela permet de bien identifier tous les impacts liés à l’approvisionnement en eau, notamment. Mais l’agriculture va aussi être impactée : il faudra peut-être des cultures qui demandent moins d’eau pour l’irrigation. La forêt sera aussi concernée.

Des prévisions sur le changement climatique, je retiens la nécessité d’avoir un bon stockage et, sur cette base, une gestion des différents usages et une hiérarchisation entre eux qui sera peut-être différente de celle qui existe aujourd’hui.

M. Yves Giraud. Je voudrais revenir sur trois points : les questions de potentiel, les questions d’investissement et les questions d’environnement et de changement climatique.

D’abord, je voudrais redire que l’hydraulique a un énorme potentiel. Le SER l’a chiffré à une centaine de TWh à l’horizon 2030, soit un tout petit peu plus loin que l’horizon de la PPE 2028, contre seulement 67 TWh aujourd’hui. La différence est donc considérable : on en a sous le pied ! Vous m’interrogiez sur le potentiel en termes de rénovation : eh bien, si nous faisions ce que nous autorise à faire la loi POPE, c’est-à-dire augmenter de 20 % la capacité actuelle de la France, c’est-à-dire 25,5 GW, nous obtiendrions 5 GW supplémentaires. Atteindre 2 gigawatts devrait du moins être facile.

Monsieur Pulou, en ajoutant des groupes, comme nous l’avons fait à La Coche, ou en modernisant les installations comme nous le faisons à la Bâthie, nous ne touchons pas nécessairement à l’environnement, c’est-à-dire au barrage. Quant au stockage, je redis que les possibilités sont quasi infinies, sur le plan technique en tout cas. Si vous disposez d’un réservoir en haut et d’un réservoir en bas, il suffit de pomper et de turbiner pour disposer d’une solution de stockage d’une capacité immense –de la même manière que vous chargez et déchargez une batterie. De surcroît, cette solution est écologique ; en tout cas, elle présente un intérêt, sur le plan environnemental, par rapport à d’autres solutions.

Sur les investissements, je voudrais reprendre ce que disait monsieur Marc Boudier. Je ne crois pas que la question de la mise en concurrence soit l’objet de cette matinée, mais je voudrais corriger l’idée reçue selon laquelle les investissements sont gelés dans l’attente de la mise en concurrence et de l’échéance des titres. La filiale EDF Hydro a investi, sur le territoire de la France métropolitaine, 83 millions d’euros sur des titres échus, au cours des quelques années passées. C’est considérable.

Nous faisons évidemment des investissements de sûreté, en particulier vis-à-vis de la gestion des crues. Nous faisons aussi des investissements de continuité écologique et des investissements d’amélioration de la production. Plus largement, EDF Hydro investit, chaque année, de l’ordre de 400 millions d’euros sur ces ouvrages, ainsi qu’une centaine de millions d’euros pour le développement. Ce sont des chiffres considérables. Je ne suis pas sûr que les électriciens européens en fassent autant dans leur propre pays.

Troisièmement, s’agissant de l’environnement, je remercie monsieur Pulou d’avoir souligné que La Coche, Romanche-Gavet ou la Bâthie où les travaux et aménagements ne lui causent pas de soucis. Je crois qu’on ne doit pas s’interdire de développer de l’hydro-électricité, même si on doit évidemment le faire dans le plus grand respect de l’environnement. Comme l’a dit monsieur Métais, il y a aujourd’hui des solutions techniques permettant d’avoir des turbines ichtyphiles, qui laissent passer les poissons. Beaucoup de PME en France s’en font une fierté. Nous, Français, avons des références en la matière.

Cela dit, plusieurs rapports parlementaires soulignent les difficultés liées à la mise en œuvre de la continuité écologique, notamment le rapport Vigier-Dubois de votre assemblée, ou celui du sénateur Pointereau. Ces rapports montrent l’intérêt qu’il y aurait à avoir des approches coût-bénéfices, comme l’a souligné Madame Pénalba.

Dans le domaine du changement climatique, EDF Hydro fonde ses convictions sur des études météo et sur des travaux de recherche et développement. Car la France a des spécialités en la matière. Plus précisément, notre conviction est qu’il n’y aura pas moins d’eau, mais qu’il y aura de l’eau différemment : pas dans les mêmes endroits et pas aux mêmes moments, la fonte nivale étant en particulier anticipée par rapport à ce que nous connaissions auparavant. Notre sentiment est que les spécialistes de l’hydraulique ne doivent pas voir cela comme une menace, mais, au contraire, comme une opportunité. C’est ce qu’ils le font déjà.

Ce sont, de fait, déjà des acteurs de l’eau. Nous, à EDF, nous gérons 75 % du stockage artificiel des eaux de surface en France. Nous devons intégrer cette problématique de gestion de l’eau dans le cadre du réchauffement climatique, au même titre que nous y intégrons notre métier premier, qui est celui de produire de l’électricité. C’est une opportunité supplémentaire et c’est une opportunité pour l’hydraulique.

M. Jean-Charles Galland. Sur le changement climatique, je crois qu’il faut avoir en tête que, aujourd’hui, on a de fait un soutien du débit des cours d’eau effectué par de grands réservoirs placés en tête de nos cours d’eau. Si vous vous remémorez un petit peu l’hydrologie des dernières années, les étés et les automnes que nous avons connus, vous constatez que ces barrages ont permis d’éviter des catastrophes écologiques, au sens où ils ont permis de soutenir le débit des cours d’eau, de façon constante, sur toute la durée de ces étiages, de plus en plus sévères ces dernières années, du fait de cette nouvelle répartition de la ressource dont parlait Yves Giraud.

Les aménagements hydroélectriques jouent aussi un rôle très important dans l’aménagement du territoire, au sens où la gestion de l’eau permet de concilier de très nombreux usages. Madame la présidente, on avait travaillé sur le sujet sous votre égide : dans un certain nombre de vallées, la valeur ajoutée créée par les aménagements hydroélectriques est très largement inférieure à celle qui est créée par les autres usages, que ce soit l’agriculture, l’eau potable, la navigation… On avait, dans ce cadre, évalué que, sur la vallée de la Durance, la valeur ajoutée de l’hydroélectricité représentait seulement 25 % de la valeur ajoutée totale apportée par les aménagements hydroélectriques, le reste étant créé par l’eau potable, par l’agriculture et par le tourisme, composante également importante.

Enfin, la préservation de l’environnement est une préoccupation vraiment première des hydro-électriciens. La profession a estimé qu’elle avait dépensé de l’ordre d’un milliard d’euros pour les problématiques de continuité écologique ces dernières années. Je pense que cela conduit à un certain nombre de succès. Nombre de cours d’eau qui sont situés à l’aval de nos aménagements sont classés réservoirs biologiques ou sont classés en liste 1. Cela montre bien que les efforts faits produisent leurs résultats. Autre illustration, peut-être plus emblématique : la Dordogne par exemple a été classée réserve mondiale de biosphère par l’Unesco, alors que c’est un cours d’eau très aménagé. Cela montre que la conciliation des usages est tout à fait possible, comme cette conciliation l’est également avec l’environnement.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Je vous remercie. Nous avons entendu vos propositions pour lever les freins au développement de l’hydroélectricité, mais aussi votre appel à la vigilance qu’on doit avoir sur la question climatique et environnementale. Je retiendrai plus particulièrement l’amélioration des aménagements existants, puisque c’est ce qui fait le plus largement consensus.

S’agissant du renouvellement des concessions, on ne peut pas rester dans cette situation de statu quo. Mais je suis totalement d’accord avec vous pour dire que l’ouverture large du marché n’est peut-être pas forcément la solution à tout, sinon l’ensemble des pays y seraient venus. D’autres solutions existent. En tout cas, il faut trouver une solution dans des délais les plus rapides possible.

L’audition s’achève à dix heures cinquante.

28. Jeudi 4 avril 2019 : Audition, en table ronde, ouverte à la presse, sur le transport de marchandises : – Mme Sylvie Charles, directrice générale du pôle transport ferroviaire de marchandises et multimodal de la SNCF, administratrice de l’Union des transports publics et ferroviaires (UTP), et Mme Laurence Nion, conseillère parlementaire ; – M. Didier Léandri, président du Comité des armateurs fluviaux ; – M. Benoit Daly, secrétaire général de la Fédération nationale des transports routiers (FNTR) ; – M. Raymond Lang, membre des directoires « Transports et mobilités durables » et « Énergie » de France nature environnement (FNE) ; – Mme Brigitte Delanchy, directrice générale du groupe Delanchy et M. Yannig Renault, directeur technique.

L’audition débute à onze heures.

M. Bruno Duvergé, rapporteur, président. Je remercie d’emblée l’ensemble de nos interlocuteurs de leur présence devant cette mission d’information de la Conférence des présidents, dont les travaux portent sur sept thèmes : la vision – ou le manque de vision – de ce que sera demain le paysage énergétique en termes de production et de consommation, le développement des filières d’énergies renouvelables, la mobilité – c’est à ce titre que vous êtes auditionnés aujourd’hui –, les économies d’énergie dans l’habitat et l’industrie, le rôle des territoires – l’énergie de demain étant destinée à être produite et consommée localement –, les perspectives qu’envisagent les grands groupes énergétiques dans le nouveau paysage qui apparaîtra au cours des prochaines décennies, et enfin le financement et la fiscalité.

La table ronde publique que nous ouvrons portera sur le transport de marchandises. Vous pourrez éventuellement compléter vos interventions par des contributions écrites sur la plateforme de concertation publique qui est ouverte sur le site de l’Assemblée nationale jusqu’au 17 avril.

Mme Sylvie Charles, directrice générale du pôle « Transport ferroviaire de marchandises et multimodal » de la SNCF, administratrice de l’Union des transports publics et ferroviaires (UTP). Je commencerai par un constat : toutes les prévisions montrent qu’au niveau européen, les besoins de transport liés au développement économique augmenteront de 30 % d’ici à 2030, ce qui signifie, à part modale inchangée – une gageure ! – l’augmentation des émissions de dioxyde de carbone d’environ 80 millions de tonnes par an, l’augmentation du nombre de décès prématurés d’environ 8 000 et l’augmentation du temps perdu dans les transports du fait de la congestion. Aujourd’hui, un citoyen européen perd en moyenne 120 heures par an dans les embouteillages routiers.

Les externalités négatives liées aux différents modes de transport montrent que le ferroviaire a un rôle à jouer pour éviter un tel scénario catastrophe qui, à l’évidence, finirait par affecter la croissance économique elle-même. Pourtant, l’expérience montre que la part du transport ferroviaire de marchandises stagne aux alentours de 18 % en Europe et 10 % en France, où ce mode de transport représentait environ 50 milliards de kilomètres en 2000, puis 41 milliards en 2006 avant toute ouverture à la concurrence – ce qui prouve que les problèmes préexistaient – pour descendre à 29 milliards entre 2008 et 2010 en raison de la crise économique et stagne depuis lors à 32 ou 34 milliards selon les années.

Que peut-on faire ? La corrélation entre l’évolution des secteurs industriels et celle du transport de marchandises est manifeste. Elle explique que l’Allemagne, où nous sommes également présents, soit une terre beaucoup plus favorable au transport ferroviaire car la densité industrielle est forte et ce pays a su conserver son industrie, contrairement à la France.

Vous nous avez invités à nous projeter vers l’avenir, monsieur le président : toutes les études dont nous disposons établissent que la décroissance des industries lourdes a atteint un plancher et que dans les dix à quinze années à venir, ce secteur devrait se stabiliser voire connaître une légère croissance. Je pense naturellement à la sidérurgie et à la chimie lourde, sans oublier le secteur agro-alimentaire. Dans le même temps, le secteur du transport combiné – de conteneurs, de caisses mobiles ou de semi-remorques – connaîtra une croissance beaucoup plus forte, ce qui témoigne de l’importance de deux éléments sous-jacents de l’économie : d’une part, la généralisation du juste-à-temps, qui va dans le sens d’une plus grande fréquence de transport et de la réduction du volume des lots – deux tendances qui ne favorisent pas le transport massifié que sont le fer et le fluvial ou le cabotage – et, d’autre part, l’inscription complète de l’Europe dans la mondialisation avec la croissance des échanges intercontinentaux.

Dans ce contexte, l’enjeu pour que le ferroviaire réponde en partie à la demande de transport consiste tout d’abord à savoir répondre aux besoins de lots plus petits et à ne pas se contenter que du massif, et ensuite à agir main dans la main avec le transport routier car le transport ferroviaire n’a pas vocation à livrer les marchandises du commerce en ligne chez les particuliers, pas plus qu’il n’a vocation à parcourir les derniers kilomètres.

Nous, acteurs du ferroviaire, n’y parviendrons ensemble qu’en parvenant à activer trois leviers. Il faut d’abord mobiliser les entreprises ferroviaires, qui ont encore beaucoup de travail à faire. Grâce à la concurrence, elles ont déjà beaucoup évolué, sont devenues plus agiles et se sont adaptées à un monde où l’économie connaît des fluctuations croissantes. Elles ont encore à faire, néanmoins, en termes d’offre de produit, car le triptyque train massif–train du combiné–wagon isolé perdure, mais aussi et surtout parce que le transport ferroviaire de marchandises suppose encore de nombreuses tâches manuelles et pénibles. Nous sommes convaincus que le numérique peut enfin déboucher sur des modèles économiques permettant l’automatisation de nombreuses tâches afin d’offrir au client – comme ce devrait déjà être le cas – un suivi en temps réel de ses marchandises.

Cela étant, les efforts, quels qu’ils soient, qui sont déployés par les entreprises ferroviaires – et je peux témoigner du fait qu’ils sont nombreux, notamment chez les opérateurs historiques – ne suffiront pas. Pour transporter des marchandises, nous avons besoin de rails et de sillons de bonne qualité. De ce point de vue, nous nous heurtons à plusieurs difficultés, particulièrement en France où la maintenance des installations a pris beaucoup de retard. Très souvent, le transport ferroviaire de marchandises utilise des lignes communes avec le transport de voyageurs mais le chargement et la livraison se font généralement dans des endroits moins fréquentés – c’est la problématique des lignes capillaires.

D’autre part, le transport de marchandises suppose des changements de conducteurs, car les trains de marchandises n’ont pas la vitesse des trains à grande vitesse (TGV) ni même des intercités. Or les voies de service n’ont pas du tout été entretenues. À Somain, Gevrey-Dijon, Miramas ou Hourcade, pour ne citer que les sites les plus connus, moins de 50 % des voies de service sont utilisables. Nous devons parfois refuser des commandes de clients et renoncer à certains trains faute de pouvoir utiliser ces voies.

Ensuite, nous avons besoin de sillons de qualité. Le potentiel de transport de marchandises étant de plus en plus souvent transfrontalier, nous nous heurtons à une difficulté : le transport ferroviaire de marchandises a été libéralisé mais, dans le même temps, les gestionnaires d’infrastructures sont restés très nationaux et dépendants des priorités de chaque État ; de ce fait, ils coordonnent très mal leurs travaux entre eux, ce qui constitue un obstacle direct au développement du transport ferré passe-frontières.

Dernier levier à mobiliser, et non des moindres : les politiques de transport en général. Il convient de prendre en compte les externalités négatives et d’assurer leur bonne couverture par chacun : à l’heure actuelle, le principe du pollueur-payeur n’est pas appliqué de la même manière selon les modes. Tant que ce ne sera pas le cas – il faudra du temps pour y parvenir – et que l’équité des règles du jeu n’aura pas été rétablie, la question du subventionnement des modes qui dégagent moins d’externalités négatives se posera. À cet égard, les politiques sont extrêmement différentes d’un pays à l’autre et celles de la France sont plutôt en retrait, même si l’on ne peut que se réjouir des récentes avancées relatives à la stabilisation du péage.

Je conclurai en évoquant deux enjeux qui s’annoncent. Le premier concerne le bruit, le second le système européen de gestion du trafic ferroviaire (ERTMS). Au-delà, la France fait face à une difficulté particulière qui tient à la prise en compte de l’importance de la logistique pour continuer de servir l’économie, qu’elle soit industrielle ou agricole. Travaillant dans toute l’Europe et même jusqu’en Chine, je ne peux que constater l’écart de prise de conscience entre des pays tels que l’Allemagne ou la Chine d’un côté et, de l’autre, la France qui ne se rend pas compte de l’intérêt que présente la logistique ni de la nécessité de concilier le transport de marchandises avec le transport de voyageurs.

M. Didier Léandri, président du Comité des armateurs fluviaux. Je partage en tous points l’analyse économique de Mme Charles, s’agissant notamment de l’évolution du tissu industriel français et européen depuis les années 1960 et ses effets sur l’évolution des modes de transport massifiés, qu’il s’agisse du transport ferroviaire ou du transport fluvial. Les deux cartes juxtaposées qui ornent la salle dans laquelle nous nous trouvons, la première du réseau routier de la France et la seconde de son réseau ferré et fluvial, montrent, au-delà du symbole, à quel point le ferroviaire et le fluvial obéissent à des logiques comparables.

La France est un pays maritime, comme chacun sait, mais c’est aussi un pays fluvial, ce que l’on sait moins. Elle possède 8 500 kilomètres de voies navigables, soit le réseau le plus étendu d’Europe. À ce record s’en ajoute un autre : la part de marché du transport fluvial en France est la plus faible d’Europe – environ 2 % des marchandises transportées en France, selon le critère de la tonne-kilomètre, le sont par les voies navigables.

Cette situation est le fruit de plusieurs facteurs : le développement du transport fluvial français – comme celui du ferroviaire – s’est fondé sur le développement de l’industrie lourde, c’est-à-dire du charbon et de la sidérurgie. Nos marchés se sont étiolés au fil du déclin de ces activités. La situation actuelle résulte également du choix conscient qu’ont fait les pouvoirs publics de ne pas investir dans ce mode de transport jugé passéiste et inadapté aux nécessités de son temps. Le dernier investissement structurant dans le domaine des voies navigables date des années 1950 : il s’agit du canal du Nord. Selon moi, il est impossible de fonder une stratégie de développement d’un mode de transport sans l’appuyer sur une politique d’investissement dans les infrastructures. Or c’est ce qui s’est produit d’où, ipso facto, l’absence de développement du transport fluvial en France. Parallèlement, le transport routier est devenu extrêmement performant, son évolution ayant tout simplement correspondu à la demande des clients. Cette performance est non seulement économique mais tient aussi à une constante amélioration sur le plan environnemental.

Tout cela explique la situation paradoxale dans laquelle nous nous trouvons. A priori, pourtant, le transport fluvial constitue un choix économique et écologique rationnel. Qu’il s’agisse du bruit, de la congestion routière, de l’accidentologie ou encore des émissions de dioxyde de carbone, la performance du transport fluvial est très bonne dans tous ces domaines.

Pour se projeter en 2050, à l’horizon des engagements internationaux que la France a pris en matière de neutralité carbone, il faut envisager comment faire plus de fluvial et comment faire « mieux de fluvial ». Pour en faire plus, il faut remédier au déséquilibre du réseau : c’est comme si nous disposions d’autoroutes à quatre voies qui s’arrêtent au bout de trois cents kilomètres pour devenir des chemins vicinaux. On ne saurait bâtir un plan de transport à partir d’un réseau d’infrastructures qui présente autant de discontinuités sans se heurter à un plafond – d’où le projet que nous souhaitons et qui est déjà très avancé, même s’il subira peut-être quelque retard, d’une liaison à grand gabarit Seine-Nord.

Autre problème : l’absence de priorité accordée dans les ports maritimes français aux modes massifiés. De ce point de vue, le ferroviaire et le fluvial sont logés à la même enseigne : la France a bâti et modernisé – encore récemment – des ports en partant du principe que le pré-acheminement et le post-acheminement maritime ne pouvaient passer que par le transport routier. Cette situation provoque la thrombose inexorable des ports et impose un plafond de verre à leur développement, qu’il s’agisse de Marseille-Fos ou du Havre. Il est donc impératif de réorganiser ces ports afin d’orienter les flux en direction des modes massifiés.

Troisième difficulté, que nous partageons avec le secteur ferroviaire : le vieillissement du réseau des voies navigables. Hormis la Seine – encore que ! – et le Rhône, le reste du réseau, soit 7 500 kilomètres, est dans un état pitoyable et nécessite une remise à niveau – je renvoie aux discussions qui se tiennent actuellement dans le cadre de la préparation du projet de loi d’orientation des mobilités et de son volet programmatique. Il faut inverser la tendance et doter l’établissement principal gestionnaire des infrastructures, Voies navigables de France (VNF), de moyens supplémentaires et significatifs.

Pour faire plus de fluvial, il faut également orienter notre politique foncière et d’aménagement du territoire. Comme – encore une fois – pour le transport ferroviaire, les clients ne sauraient recourir au transport fluvial en l’absence de terrain en bord à voie d’eau. Par nature, le transport fluvial est combiné ; les bateaux ne se rendent pas jusqu’au pas-de-porte des clients. Il faut donc faire intervenir un mode de transport terrestre, camion ou train. Or la multiplication des ruptures de charge tue la solution fluviale. À Paris ou à Lyon, on ne cesse d’aliéner des terrains en bord à voie d’eau, condamnant du même coup définitivement l’utilisation de la voie d’eau en question. Il est donc urgent de sanctuariser, de planifier et de structurer la politique foncière sur le domaine public au service du fluvial – mais Mme Charles dirait sans doute la même chose du ferroviaire.

Comment faire mieux en matière de transport fluvial ? C’est à la fois très simple en théorie et très compliqué en pratique. Il faut tout d’abord un cadre réglementaire adapté. Aujourd’hui, tous les bateaux fluviaux sans exception utilisent du gazole, et pour cause : la réglementation ne les autorisait jusqu’à très récemment pas à utiliser d’autres types de carburant – c’est aussi simple que cela. Il faut également un cadre de planification des installations d’avitaillement : pour utiliser d’autres types d’énergie comme l’hydrogène, le gaz comprimé, le gaz de ville ou bien d’autres encore, il faut créer un circuit de distribution cohérent et maillé sur le réseau d’infrastructures. Hélas, nous ne disposons pas encore d’un outil de planification de ces installations, qui pourraient d’ailleurs fournir plusieurs types d’énergie à plusieurs modes de transport. Encore une fois, cependant, si elles ne sont pas placées en bord à voie d’eau, les bateaux ne pourront pas en profiter. En fin d’année, le port de Gennevilliers inaugurera une station de gaz naturel comprimé. Or elle est placée de telle manière que les bateaux n’y auront pas accès ! Autrement dit, elle est entièrement consacrée au transport routier. À Paris, au pont de l’Alma se trouve une station à hydrogène : elle est à plusieurs dizaines de mètres du fleuve ! En clair, il est indispensable de structurer et de planifier ces installations qui coûtent extrêmement cher et qui peuvent être financées par le secteur privé, pourvu que ce soit dans un cadre cohérent qui porte naturellement un regard sur le transport routier mais aussi sur le transport ferroviaire.

Au-delà du cadre de planification, la fiscalité doit être incitative. Le gazole est actuellement détaxé pour le transport de marchandises ; toutes les énergies alternatives, y compris les énergies totalement vertes, sont taxées. Cherchez l’erreur !

Plus globalement, il faut qu’une stratégie de développement des modes massifiés soit défendue au plus haut niveau ; aujourd’hui, cette stratégie, si elle existe, n’est ni incarnée ni défendue. Nous touchons selon moi aux limites du modal ; il faut donc prendre un certain nombre de mesures.

M. Benoît Daly, secrétaire général de la Fédération nationale des transports routiers (FNTR). Les freins que nous identifions en tant que profession du transport routier de marchandises sont de plusieurs natures.

Le premier est l’atomisation de notre secteur. Le transport routier de marchandises français est dominé par des petites et moyennes entreprises (PME) et des très petites entreprises (TPE) : 36 000 entreprises pour 400 000 emplois directs. Il est soumis à la concurrence extrêmement forte des pavillons low cost, notamment d’Europe centrale ou d’Europe du sud : en vingt ans, la France est passée de la troisième à la quinzième place en Europe. Cela explique que sa marge moyenne soit de 1,5 %. Les postes de charges concernés par la transition énergétique – la possession du véhicule et le carburant – représentent globalement 46 % des coûts de revient d’un véhicule lourd pour une entreprise de transport. Changer de technologie pour un transporteur, particulièrement s’il s’agit d’une TPE ou d’une PME, constitue une prise de risques majeure qui n’est pas à portée de toutes les entreprises dans ce secteur fragilisé.

Nous avons par ailleurs à prendre en compte le contexte réel dans lequel évoluent nos entreprises. Dans l’environnement des chefs d’entreprise du transport routier de marchandises, peu d’acteurs sont animés d’une forte exigence en matière énergétique. Or la transition écologique se joue au niveau de l’écosystème local de nos entreprises qui sont profondément ancrées dans les territoires : avec le concessionnaire local, représentant du constructeur ; avec leurs clients directs ; avec les pouvoirs publics locaux. Cette transition passe par une pédagogie préalable ainsi que par une appropriation par l’entreprise des contraintes nouvelles induites par les véhicules utilisant une énergie alternative. Dans notre secteur, le temps de l’entreprise est un temps court : c’est celui des opérations quotidiennes et non d’une projection sur dix ou vingt ans. Si les entreprises se sont efficacement approprié la trajectoire des normes Euro des véhicules, c’est que celle-ci correspond à un rythme compatible avec la durée de possession des véhicules, de l’ordre de cinq à huit ans, et avec la fréquence de renouvellement du parc de poids lourds, donc à la valeur de revente des véhicules qui entre dans le calcul de la valeur de l’entreprise elle-même. Ainsi 80 % du parc de poids lourds de nos adhérents sont aux normes Euro 5 ou Euro 6, les normes Euro les plus favorables.

La marge moyenne de 1,5 % dans notre secteur d’activité équivaut à une moyenne de 7 kilomètres par jour Autant vous dire qu’un transporteur est hors marché si ses véhicules doivent effectuer un détour supérieur à 7 kilomètres pour aller s’approvisionner en carburant alternatif dans une station d’avitaillement.

Les transporteurs sont soumis à une communication tous azimuts de constructeurs sur les solutions alternatives – véhicules à l’hydrogène ou à l’électricité – qui ne trouveront d’application industrielle réaliste s’approchant des conditions actuelles d’utilisation des véhicules au diesel que dans plusieurs décennies. Le modèle économique pour ces solutions alternatives est totalement inexistant. Les véhicules sont trois à cinq fois plus chers que les modèles en fonction. Les réseaux d’avitaillement sont inexistants alors que le transport routier de marchandises a de gros besoins en carburant. Les retours d’expérience sur la fiabilité de ces véhicules sont absents. Et comme il n’y a pas de marché revente, leur valorisation dans les comptes des entreprises est de zéro. En outre, il n’y a pas de formation des concessionnaires, ce qui n’est pas le moindre des obstacles. Enfin, leur autonomie est largement insuffisante : celle d’un véhicule électrique de 4 tonnes en test actuellement chez l’un de nos adhérents est de 120 kilomètres contre 700 à 800 kilomètres pour les véhicules en usage.

Il n’y a qu’une seule technologie qui fait aujourd’hui exception, c’est le gaz naturel pour véhicules, le GNV. Il a su convaincre certaines entreprises de notre secteur, de toutes tailles, ce qui un élément extrêmement positif. Cette transition a pu s’effectuer grâce à plusieurs facteurs : une offre de véhicules fiables, dont l’autonomie était consistante, prérequis indispensable pour nos entreprises ; la mise en place d’un réseau d’avitaillement atteignant aujourd’hui 140 stations, à la suite d’actions menées par les pouvoirs publics à partir de 2015, notamment l’appel à projets GNV ; un coût opérationnel sensiblement comparable aux véhicules actuels grâce à une fiscalité favorable, notamment le suramortissement qui permet de lisser le surcoût d’achat et de possession des véhicules ; la loi de finances pour 2018 qui a donné une trajectoire intéressante pour la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) applicable au GNV jusqu’à 2022.

En termes de trajectoire, l’un des éléments à prendre en compte, c’est la réglementation européenne. Pour les camions, l’Union européenne s’intéressait principalement aux émissions d’oxyde d’azote, les NOx, mais le Parlement européen vient de fixer deux objectifs assortis de pénalités pour les constructeurs en matière d’émissions de gaz à effet de serre : une réduction de 15 % en 2025 et de 30 % en 2030 par rapport à 2019, ce qui constitue une baisse spectaculaire, compte tenu du fait que les véhicules sont déjà considérés comme étant très performants.

La transition énergétique n’est pas une fin en soi. L’objectif que nous avons collectivement, c’est la baisse concomitante des émissions de gaz à effet de serre et des polluants.

On a tendance à sous-estimer les efforts actuellement déployés par les transporteurs français pour faire baisser les émissions. Je voudrais rappeler que, depuis 2008, nous avons mis en œuvre avec le soutien de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) et du ministère des transports un dispositif d’engagement volontaire unique en Europe, « Objectif CO2 » qui a permis de réduire de plus de 2 millions de tonnes de CO2 les émissions du secteur. Notons que ce dispositif est d’autant plus pertinent qu’il est accessible aux PME et TPE. Il fait la jonction entre les gains environnementaux attendus collectivement et les gains économiques nécessaires à chaque entreprise.

Grâce au transport routier de marchandises, la France présente la plus grosse progression en Europe en matière de véhicules lourds au GNV. Ceux qui ont initié cette démarche en 2015 rachètent aujourd’hui des véhicules car c’est un modèle qui correspond à leurs attentes, notamment en termes économiques et opérationnels.

Il existe un parallèle entre le report modal mis en avant par Mme Charles et M. Léandri et la transition énergétique du transport routier de marchandises. Pour se concrétiser, les solutions alternatives doivent proposer en premier lieu un modèle économique sensiblement similaire à la solution existante majoritaire. Elles doivent garantir une fiabilité technologique éprouvée car il est impossible pour les TPE et PME d’essuyer les plâtres d’une nouvelle technologique. Elles doivent assurer une souplesse conforme à l’agilité attendue par le consommateur final en matière de mobilité. Elles doivent proposer une pérennité sur le long terme, qu’il s’agisse de la fiscalité, du réseau d’avitaillement ou de l’offre des constructeurs. Elles doivent dessiner une trajectoire positive d’améliorations pour le secteur, par exemple la possibilité de développer du GNV bio, renouvelable et produit en France. Enfin, elles doivent s’accompagner d’une parfaite objectivité grâce à la comptabilisation des émissions réelles de chaque mode, du puits à la roue.

M. Raymond Lang, membre des directoires « Transports et mobilités durables » et « Énergie » de France Nature Environnement. Je partage l’analyse qu’a faite M. Léandri du transport fluvial, qui est assez proche, par certains côtés, du transport ferroviaire. Il s’agit de deux modes alternatifs au transport routier qu’il faut essayer de développer pour parvenir à une transition énergétique satisfaisante pour l’amélioration de la qualité de l’air. Nous savons que celle-ci est affectée par les transports de deux manières : par les polluants que sont les oxydes d’azote et par les particules fines et ultrafines qui proviennent de la motorisation diesel, présente dans tous les modes de transport mais dans une moindre mesure dans le secteur ferroviaire. C’est ce qui fait, je crois, l’intérêt majeur du rail : il peut se passer en grande partie du gazole. À cela s’ajoutent les émissions de gaz à effet de serre : le dioxyde de carbone mais aussi le méthane qui a un effet plus marqué sur le court terme qu’il faudra davantage prendre en compte avec l’aggravation du réchauffement climatique. Le transport routier, mode de transport des marchandises dominant, est à l’origine d’émissions de CO2 élevées que nous devrons essayer de réduire.

Pour parvenir à une bonne transition énergétique, il faut voir comment les modes les plus respectueux de l’environnement peuvent cesser de perdre des parts de marché.

L’humanité commence à prendre conscience des enjeux environnementaux. On le voit à travers les manifestations récentes qui ont mobilisé les jeunes générations. En contestant les positions prises par les générations antérieures, elles nous montrent sans doute le chemin qu’il faut suivre.

Il faut bien sûr trouver des modes alternatifs. Le transport routier aura toujours une pertinence mais il doit évoluer et les propos que vient de tenir Benoît Daly me rassurent car ils montrent que des motorisations plus adaptées que le diesel commencent à émerger. Le moteur diesel a été un excellent moteur sur le plan du rendement mais quand on en fait l’analyse écologique, il s’avère qu’il pollue énormément et que jusqu’à présent, il n’y a eu que de fausses solutions pour l’améliorer. Il faut savoir renoncer à cette motorisation et au carburant d’origine fossile qui y est associé, le gazole. Cela prendra du temps mais il y a des ouvertures qui se profilent.

Sur le long terme, le transport ferroviaire a perdu depuis la seconde guerre mondiale beaucoup de parts de marché. Lors de la première crise pétrolière, on aurait pu penser qu’il reprendrait de l’essor mais cela n’a pas été le cas : il a hélas perdu 10 % de son trafic et n’a par la suite jamais repris sa place. Sa part de marché s’est stabilisée depuis 2011 pour se fixer à 10 % avec, en 2016 et 2017, une légère diminution car les récoltes de céréales n’ont pas été excellentes. Le transport ferroviaire n’a pas connu un environnement favorable pour pouvoir se maintenir.

Il faut redonner de l’élan au fret ferroviaire comme au fret fluvial afin de créer les conditions d’un vrai report modal, comme la Commission européenne en a exprimé le souhait en 2001 dans son Livre blanc consacré aux transports. Cette reconquête ne s’est pas produite et la Commission en porte une part de responsabilité car elle n’a pas suffisamment intégré le fait que la concurrence entre mode ferroviaire et mode routier est souvent déloyale. Il appartient aux pouvoirs publics de fixer un cadre pour qu’elle se déroule de façon plus honnête.