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N° 2195

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ASSEMBLÉE NATIONALE

CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958

QUINZIÈME LÉGISLATURE

Enregistré à la Présidence de l’Assemblée nationale le 25 juillet 2019.

RAPPORT

FAIT

AU NOM DE LA COMMISSION D’ENQUÊTE (1) sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique,

ET PRÉSENTÉ PAR

M. Julien AUBERT, Président,

et

Mme Marjolaine MEYNIER-MILLEFERT, Rapporteure,

Députés.

——

TOME II

COMPTES RENDUS DES AUDITIONS

(du 12 mars au 16 mai 2019)

La commission d’enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique est composée de : M. Julien Aubert, président ; Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure ; Mmes Marie-Noëlle Battistel, Laure de La Raudière, Bénédicte Peyrol, et M. Vincent Thiébaut, vice-présidents ; M. Emmanuel Maquet, Mme Claire O’Petit et M. Nicolas Turquois, secrétaires ; Mme Sophie Auconie, MM. Xavier Batut, Christophe Bouillon, Mme Anne-France Brunet, MM. Anthony Cellier, Vincent Descoeur, Mme Jennifer De Temmerman, M. Fabien Gouttefarde, Mmes Danièle Hérin, Stéphanie Kerbarh, MM. François-Michel Lambert, Jean-Charles Larsonneur, Mmes Florence Lasserre-David, Véronique Louwagie, Laurence Maillart-Méhaignerie, Mathilde Panot, M. Hervé Pellois, Mme Claire Pitollat, MM. Didier Quentin, Hubert Wulfranc, et Mme Hélène Zannier, membres.

SOMMAIRE

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Pages

1. Audition, ouverte à la presse, de M. Francis Duseux, président de l’Union française des industries pétrolières (UFIP) (12 mars 2019) 7

2. Audition, ouverte à la presse, de M. Frédéric Plan, délégué général, et de M. Éric Layly, président fédéral de la Fédération française des combustibles, carburants et chauffage (FF3C) (12 mars 2019) 19

3. Audition, ouverte à la presse, de Mme Magali Viandier, directrice sourcing, économie des offres d’EDF, et de M. Patrice Bruel, directeur régulation, accompagnés de Mme Véronique Loy, directrice adjointe des affaires publiques (19 mars 2019) 29

4. Audition, ouverte à la presse, de M. Antoine Jourdain, directeur technique d’Enedis, de M. Éric Peltier, membre de la direction financière, et de M. Pierre Guelman, directeur des affaires publiques (19 mars 2019) 43

5. Audition, ouverte à la presse, de MM. Matthieu Deconinck, chef du bureau D2 à la direction de la législation fiscale (DLF), et Michel Giraudet, adjoint au chef du bureau D2 ; et de MM. Sylvain Durand, chef de bureau, et Olivier Dufreix, adjoint au chef du bureau du développement durable à la direction du budget, au ministère de l’action et des comptes publics (26 mars 2019) 54

6. Audition, ouverte à la presse, de M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat (DGEC) au ministère de la transition écologique et solidaire (26 mars 2019) 75

7. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-François Carenco, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), accompagné de M. Dominique Jamme, directeur général adjoint, M. Julien Janes, directeur adjoint à la direction du développement des marchés et de la transition énergétique et de Mme Olivia Fritzinger, chargée des relations institutionnelles (4 avril 2019) 96

8. Audition, ouverte à la presse, de M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence (4 avril 2019) 116

9. Audition, ouverte à la presse, de Mme Naima Idir, présidente de l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) et directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ENI Gas and Power France, de M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop, de M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie, et de M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie (4 avril 2019) 135

10. Table ronde, ouverte à la presse, réunissant des économistes de l’énergie, avec la participation de Mme la Professeure Anna Creti (Université Paris-Dauphine), de M. Cédric Philibert, analyste expert des énergies renouvelables à l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et de M. Nicolas Berghmans, chercheur à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI) (4 avril 2019) 159

11. Audition, ouverte à la presse, de M. François Brottes, Président du directoire de Réseau transport électricité (RTE), accompagné de M. Philippe Pillevesse, directeur des relations institutionnelles, de M. Arthur Henriot, chargé de mission au cabinet du Président, et de Mme Lola Beauvillain-de-Montreuil, attachée de presse (9 avril 2019) 176

12. Audition, ouverte à la presse, de M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, accompagné de M. Bertrand de Singly, délégué à la stratégie, et de Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles, et de M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz, accompagné de M. Philippe Madiec, directeur stratégie et régulation, de M. Anthony Mazzenga, directeur gaz renouvelables, et de Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles (9 avril 2019) 199

13. Audition, ouverte à la presse, de Mme Catherine de Kersauson, présidente de la deuxième chambre de la Cour des comptes, accompagnée de M. Éric Allain, président de section, et de Mme Isabelle Vincent, rapporteure (9 avril 2019) 222

14. Audition, ouverte à la presse, de M. Pierre Mongin, directeur général adjoint et secrétaire général du groupe Engie, accompagné de Mme Valérie Alain, directeur institutions France et territoires auprès du directeur général, de M. Jean-Baptiste Séjourné, directeur régulation, de Mme Gwenaelle Huet, directeur général de la Business unit France renouvelables et de M. Damien de Gaulejac, attaché de presse (9 avril 2019) 236

15. Audition, ouverte à la presse, de M. Jonathan Lumbroso, directeur de la société LSF Énergie, accompagné de Mme Salomé Chelli, consultante (18 avril 2019) 254

16. Audition, ouverte à la presse, de M. Gaëtan Thoraval, directeur général d’ENR’CERT, accompagné de M. Bastien Resse, responsable des affaires publiques (18 avril 2019) 267

17. Audition, ouverte à la presse, de M. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (FEDENE) (18 avril 2019) 281

18. Audition, ouverte à la presse, de M. Hugues Sartre, porte-parole de la société GEO PLC, accompagné de Mme Marina Offel de Villaucourt, responsable affaires publiques (18 avril 2019) 295

19. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Luc Wiedemann, Président de l’Union des métiers du génie climatique, de la couverture et de la plomberie (UMGCCP) (18 avril 2019) 310

20. Audition, ouverte à la presse, de M. le Professeur Jacques Percebois, économiste (18 avril 2019) 321

21. Audition, ouverte à la presse, de M. Philippe Sauquet, directeur général Strategy-innovation, directeur général de la branche Gas, renewables and power (GRP) et membre du Comité exécutif de la société Total, accompagné de M. Damien Steffan, directeur délégué relations institutionnelles France, et de Mme Evgeniya Mazalova, attachée de presse (7 mai 2019) 336

22. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Yves Grandidier, fondateur et président du Groupe Valorem et de Mme Marie Bové, responsable des relations publiques (7 mai 2019) 351

23. Audition, ouverte à la presse, de M. Daniel Bour, président d’Enerplan, accompagné de M. Richard Loyen, délégué général, de M. David Gréau, responsable des relations institutionnelles et de M. Antoine Huard, président du think tank France Territoire Solaire (14 mai 2019) 367

24. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), accompagné de M. Alexandre Roesch, délégué général, de Mme Marion Lettry, déléguée générale adjointe, de Mme Delphine Lequatre, responsable du service juridique, et de M. Alexandre de Montesquiou, consultant (14 mai 2019) 382

25. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrice Cahart, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, de M. Arnaud Casalis, membre du collectif d’experts « Énergie et vérité » et de M. Jean-Louis Butré, membres du collectif d’experts « Energie et vérité » (16 mai 2019) 397

26. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Pérot, président, de France énergie éolienne (FEE), et de M. Charles Lhermitte, vice-président, accompagnés de M. Laurent Cayrel, directeur des relations institutionnelles, et de Mme Pauline Le Bertre, déléguée générale (16 mai 2019) 411

27. Audition commune, ouverte à la presse, de M. Patrice Cahart, membre du Groupe indépendant de réflexion sur l’énergie, de MM. Arnaud Casalis et Jean-Louis Butré, membres du collectif d’experts « Energie et vérité », de M. Olivier Pérot, président de France énergie éolienne (FEE), et de M. Charles Lhermitte, vice-président de FEE (16 mai 2019) 426

28. Audition, ouverte à la presse, de Maître Anne Lapierre, avocate associée au bureau de Paris du cabinet Norton Rose Fulbright, expert du marché de l’énergie (16 mai 2019) 441

29. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Marc Jancovici, ingénieur, consultant en énergie (16 mai 2019) 462

30. Audition, ouverte à la presse, de M. Bruno Bensasson, président-directeur général d’EDF Renouvelables, accompagné de M. Bertrand Le Thiec, directeur des affaires publiques, et de Mme Élodie Perret, chargée des relations institutionnelles (16 mai 2019) 481

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

L’audition débute à dix-sept heures cinq.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’audition débute à dix-huit heures quinze.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’audition débute à dix-huit heures cinq.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Patrice Bruel. Absolument.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Antoine Jourdain. En effet.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. le président Julien Aubert. Le rapport de Michel Derdevet évalue-t-il ce coût ? Je songe à son analyse sur le dimensionnement des réseaux électriques intelligents
– smart grids – par rapport à la transition énergétique et sur le surcoût que cela implique. Avez-vous des données financières sur ce sujet ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’audition débute à dix-sept heures vingt.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ai-je bien résumé vos explications ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mme Bénédicte Peyrol. Votre raisonnement est orienté !

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

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

Revenons donc à la répartition de la TICPE.

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

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

M. Sylvain Durand. Non.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Matthieu Deconinck. Tout à fait.

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

M. Matthieu Deconinck. Exactement.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Vincent Thiébaut. Elle est donc plus incitative.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’audition débute à dix-neuf heures cinq.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(M. Laurent Michel prête serment.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’audition débute à neuf heures.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(Les personnes auditionnées prêtent successivement serment.)

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

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

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

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

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

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

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

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

Le développement des énergies renouvelables repose aujourd’hui encore sur le soutien des pouvoirs publics. Des erreurs de politique se sont révélées coûteuses, j’y ai moi-même participé en tant que directeur de cabinet d’un ministre. Cela a donné lieu à la bulle photovoltaïque, en 2010 notamment. Le prix du MWh était de 600 euros ; il est aujourd’hui de 48 euros. La définition d’un cadre adapté et efficace assure un meilleur usage des ressources publiques et je regrette qu’à l’époque, la CRE n’ait pas joué un rôle de garde-fou.

La CRE évalue le montant prévisionnel des charges imputables aux missions de service public, intégralement compensées par l’État, dans les conditions prévues à l’article L. 121-9 du code de l’énergie ; elle détermine le montant des reversements effectués au profit des opérateurs qui les mettent en œuvre. C’est à ce titre que la CRE participe, aux côtés de votre collègue Richard Lioger, au comité de gestion des charges publiques.

Jusqu’en 2015, c’est la contribution au service public de l’électricité (CSPE) qui permettait de compenser les charges du service public de l’électricité. Elle a fait l’objet d’une refonte et est devenue un instrument fiscal banal, un impôt comme un autre, dont le législateur fixe le montant sur proposition du ministre de l’économie et des finances – 22,5 euros par MWh. On confond souvent l’ancienne CSPE et la nouvelle CSPE.

Aux termes de la loi de finances rectificative de 2015, les charges de service public de l’énergie imputables au développement des énergies renouvelables sont désormais financées par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » (CAs TE), qui n’est plus alimenté par la CSPE, mais par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre, comme la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) ou la taxe intérieure sur le charbon.

La CRE est aussi chargée de mettre en œuvre la politique de soutien à la production d’électricité. À ce titre, elle émet un avis sur les arrêtés fixant les tarifs, plus élevés, de l’énergie produite par les petites installations valorisant des déchets ménagers ou des énergies renouvelables.

Enfin, si les capacités de production ne répondent pas à la programmation, le ministre recourt à des appels d’offres. La CRE, pour des raisons qui m’échappent, n’est plus chargée de ces appels d’offres ; elle n’émet qu’un avis sur le modèle du cahier des charges, puis instruit les réponses. Ainsi, la CRE rendra son avis au début du mois de mai sur les installations éoliennes en mer au large de Dunkerque.

La CRE considère que les appels d’offres sont les vecteurs les plus efficaces pour le soutien public aux filières matures : ils permettent d’adapter le soutien public aux besoins de chaque projet et offrent aux pouvoirs publics le moyen de contrôler le rythme de développement.

Aujourd’hui, le soutien public est basé sur le système dit « marché + primes » : sur un prix de 100 euros garanti, si le marché est à 60 euros, la prime est à 40 euros ; si le marché est à 50 euros, la prime est à 50 euros. Mais si le marché est à 110 euros, alors le titulaire de l’appel d’offres doit rembourser les 10 euros. Le collège de la CRE estime que c’est le meilleur système, après appel d’offres, car il est vertueux.

Cela dit, les appels d’offres ne sont pas la panacée, car ils ne peuvent fonctionner sans concurrence. Or les appels d’offres sont programmés pour les cinq ans à venir, en indiquant tous les six mois le volume, ce qui empêche la concurrence de jouer. Je suis donc opposé à l’idée que les calendriers et les quantités soient fixés une fois pour toutes.

La part du photovoltaïque dans la consommation est de 2 %. C’est peu, et vous avez raison, monsieur le président, de mettre en regard le coût et le développement de cette EnR. Mais la croissance est rapide : au 30 septembre 2018, nous avions 8,4 gigawatts-crête installés, contre 6,8 fin 2016. La CRE estime que la filière est compétitive. Elle a recommandé que des projets de grande taille soient développés pour faire baisser les prix. Le Gouvernement va lancer des appels d’offres portant sur des installations de plus de 30 mégawatts (MW), ce qui semblait autrefois indépassable.

Il est vrai qu’il faut prendre garde à ne pas exploiter les terres agricoles. Mais il existe suffisamment de bases militaires et de terrains industriels qui offrent de grandes surfaces. Sur 100 hectares, le prix de production ne sera pas le même que sur un toit de 12 mètres carrés. Cela paraît une évidence, mais on a mis du temps à le comprendre. Le prix du MWh, sur les installations les plus vertueuses est de 48 euros, soit en dessous du nucléaire, tous coûts confondus ! La filière française est compétitive, puisque les coûts de production en Allemagne se situent entre 40 et 70 euros le MWh.

Nous devons nous interroger sur le pourquoi du comment des petites installations photovoltaïques. Leur objet n’est pas de fournir beaucoup d’électricité pour pas cher ; ce n’est pas pour autant qu’il ne fallait pas les soutenir.

Pour ce qui est de l’éolien terrestre, le dernier appel d’offres a fait émerger des projets à 65 euros le MWh, toujours dans cette bande comprise entre 60 et 80 euros le MWh. Le véritable enjeu de l’éolien terrestre, c’est le repowering – la reconception du parc – et le revamping – le remplacement des machines.

En 2021-2022, nous parviendrons au terme de la contractualisation pour les premières éoliennes. En lieu et place des mats de 1,5 MW, on peut installer des mats de 3, voire de 6 MW. Il sera donc possible de produire, sur la même surface, deux à trois fois plus d’électricité. Je plaide pour que les appels d’offres de repowering soient différents des appels d’offres portant sur des installations nouvelles.

Je prône aussi un retour au marché, au-delà de la période de quinze ou vingt ans prévue par le système. Il n’y a pas de raison de continuer à soutenir les éoliennes une fois qu’elles sont amorties. Il faut composer avec le lobby anti-éolien, assez fort en France, où l’on est souvent contre tout, mais il faut aussi mettre un terme à l’obligation d’achat. Enfin, il faut que nous parvenions à sortir de la situation inédite de blocage dans laquelle se trouve l’éolien terrestre, en l’absence d’autorité environnementale.

Sur l’éolien en mer, les appels d’offres ont été lancés en 2011 et 2013. La décision avait été prise par le Premier ministre avant 2010 – j’étais alors directeur de cabinet du ministre de l’environnement. Nous sommes en 2019 : si cela continue ainsi, nous aurons un musée des projets…

Oui, l’éolien en mer a un coût. M. Gérard Rameix, chargé de piloter les discussions, a bien travaillé et la CRE a été sollicitée. Nous avons obtenu une baisse de l’enveloppe de 25 % : d’une part, les coûts de raccordement, qui devaient être pris en charge par le titulaire du marché, seront désormais financés via le TURPE ; d’autre part, nous avons obtenu une diminution des prix. Cette baisse de 25 % n’est pas négligeable : le coût du MWh atteindra 150 euros, ce qui était prévu initialement. Disons la vérité, cela est dû au retard qui nous est imputable collectivement, aux atermoiements, à l’extrême complexité des procédures. Mais sur les installations au large de Dunkerque, nous avons tiré les conséquences et le coût du kilowatt sera raisonnable, ce qui en surprendra plus d’un.

Les power purchase agreement (PPA) – contrats d’achat à long terme entre un producteur et un utilisateur – demeurent encore embryonnaires en France. Ils doivent être développés.

Je veux évoquer avec vous le stockage. Ce n’est pas seulement un moyen de pallier l’intermittence, qui est le propre des énergies renouvelables. Son intérêt est surtout de permettre la flexibilité, absolument indispensable à notre réseau. Dans le système électrique français tel qu’il est, avec notamment beaucoup de chauffage électrique, et un excellent opérateur de transport, Réseau de transport d’électricité (RTE), que je salue au passage – la flexibilité suppose des interconnexions avec l’étranger, de l’interruptibilité, des capacités d’effacement et de stockage. La CRE rappelle cette double utilité du stockage et préconise des investissements dans ce domaine. Nous avons lancé un appel à réflexion en ce sens.

Un dernier mot sur les zones insulaires non interconnectées (ZNI), où le risque est celui de la surcapacité de production. La CRE s’investit dans les PPE et refuse de compenser les charges de service public si elles ne sont pas inscrites dans les programmations. Nous discutons fermement avec les autorités territoriales compétentes pour éviter que les PPE ne prévoient des absurdités écologiques – importer de Marseille de l’huile de palme en Guadeloupe, ou encore du bois en Guyane –, qui bien souvent conduisent à produire une électricité inutile.

M. le président Julien Aubert. Il reste un mystère que vous n’avez pas résolu. Nous sommes tous d’accord pour dire que les prix de l’électricité ont fortement augmenté ces dernières années et que le TURPE, que vous avez à peine évoqué, fait débat.

Vous avez parlé d’une baisse de 25 % sur l’éolien en mer, sans préciser qu’un cadeau avait été fait aux opérateurs : le raccordement à RTE, qui devait être à leur charge, sera financé via le TURPE, intégré à la facture d’électricité. Il existe donc bien un lien entre le développement des énergies électriques vertes et le prix de l’électricité.

Ce que je ne comprends pas, c’est que, lorsque l’on a ouvert le marché de l’électricité à la concurrence, les prix, au lieu de baisser comme promis, ont augmenté. Je vois trois raisons à cela : soit il existe un défaut systémique en France qui fait que la concurrence fait augmenter les prix ; soit on s’est servi du nucléaire pour tracter le développement des énergies renouvelables, et les cadeaux divers et variés finissent par provoquer une augmentation substantielle des prix de production ; soit le développement des EnR, qui sont plus chères à la production, a eu un effet massif au plan européen, et provoqué une augmentation des prix de gros.

Pourriez-vous nous expliquer comment nous en sommes arrivés là ? Alors que nous faisons face à une crise majeure et que les Français nous disent qu’ils en ont assez de payer des factures, les prix de l’électricité vont encore augmenter sensiblement. Comment l’expliquer à nos concitoyens ? Certes, la diversification énergétique est un objectif. Mais que fait-on du pouvoir d’achat ? Pouvez-vous expliquer le lien, dans la structuration des coûts, entre le prix de l’énergie verte et le prix payé par le consommateur ?

M. Jean-François Carenco. En 2017, le prix de l’électricité en France était de 169 euros le MWh pour le client ; il était de 304 euros en Allemagne et au Danemark, de 230 euros en Espagne, de 186 euros à Chypre et de 180 euros au Royaume-Uni. En 2018, le prix a augmenté partout en Europe, de 10 % en Belgique, de 3,3 % en Allemagne, de 8 % en Espagne et en Italie. Nous proposons une augmentation de 5,9 %.

Le prix de l’électricité est constitué de trois éléments : le coût de la production, le coût du transport et de la distribution, les impôts et taxes. Leurs parts respectives sont de plus en plus inégales, puisque le coût de la production pèse de moins en moins, mais que, parallèlement, le TURPE, qui finance le transport et la distribution, augmente. Cela constitue une difficulté.

Néanmoins, je continue à défendre l’idée selon laquelle il faut faire du renouvelable, parce qu’à terme on ne peut pas continuer à dépendre à 75 % du nucléaire. C’est impossible, ni les Français ni l’ASN ne le permettront.

Cette évolution va nous faire passer d’un système composé d’une centaine de lieux de production – dix-neuf sites nucléaires, quelques grands barrages, quelques grandes usines – à un autre qui en compte de centaines de milliers, voire des millions. Vous mesurez l’ampleur du défi, et c’est ce qui amène la CRE à considérer l’autoconsommation avec circonspection. Cette attitude nous est reprochée, mais rappelons que l’autoconsommation induit une importante extension des réseaux, et qu’elle repose sur une inégalité territoriale. Il fait beau dans le Sud, cela ne doit pas dispenser de payer les taxes sur l’électricité !

Les impôts et taxes constituent le premier élément du prix de l’électricité, et nous nous contentons d’appliquer les décisions prises par le législateur en ce domaine.

Transport et distribution constituent le deuxième élément du prix. Le TURPE est cher, et il augmente, par facilité, mais aussi dans un souci de diversification et par mesure de prudence. Je tiens à saluer la qualité du dialogue que nous entretenons avec les régulés : nous les supervisons, nous les rencontrons souvent, et nous essayons de mettre en place des systèmes incitatifs.

Le troisième élément du prix, ce sont les coûts de production. Les tarifs réglementés de vente (TRV) d’électricité concernent la production. La CRE ne fait qu’appliquer la loi – ce qui semblera peut-être étrange en ces temps…

La réglementation sur cette question est nationale et européenne, et curieusement, le mot « Europe » ne figure pas dans le rapport de l’Autorité de la concurrence. Le marché intérieur de l’énergie est totalement intégré, et nous nous en portons très bien puisque nous exportons 15 % de notre production électrique et que nous importons seulement 5 % de notre consommation. Notre balance commerciale est nettement positive, et nous le devons à l’Europe. Les 5 % que nous importons correspondent à ce que j’ai qualifié de « flexibilités », au-delà de l’interruptibilité. Je salue à cet égard la décision de RTE, annoncée le 13 janvier dernier, de mettre en œuvre cette interruptibilité. Le système nous coûte 90 millions d’euros par an, et il a marché.

J’en viens à la réponse à votre question, monsieur le président, mais il fallait la replacer dans le tableau d’ensemble. Comment se décomposent les 5,9 % de hausse des tarifs ? Premièrement, les coûts commerciaux, les CEE et le TURPE ne participent pas de cette hausse. Les marges ont été réduites afin de compenser les CEE, pour une somme nulle.

C’est la composante du prix liée aux capacités de production qui a fortement augmenté. La flexibilité impose aux producteurs de garantir qu’en cas d’incident ou de surconsommation, ils sont capables de fournir des capacités de production supplémentaires. On finance donc des capacités de production qui servent uniquement à garantir la sécurité des approvisionnements, et c’est très récent. Dans la hausse annoncée, 2,20 euros TTC par mégawattheure sont dus à l’augmentation de la capacité, soit 1,3 point sur les 5,9 %.

Les 4,6 points restants sont dus à la production. Considérons séparément le marché normal et l’effet du plafonnement de l’ARENH. Le fonctionnement normal du marché induit une hausse de 2,4 points de pourcentage du TRV, et de 2,2 points de l’ARENH.

Le marché est tendanciellement à la hausse depuis quelque temps, après avoir été structurellement à la baisse.

M. le président Julien Aubert. Les 5,9 % de hausse sont donc dus à l’augmentation de la capacité pour 1,3 point ; pour 2,4 points à l’évolution du marché et pour 2,2 points à l’ARENH.

Procédons par étapes. Vous nous avez dit que les augmentations de capacités de production, responsables de 1,3 point de hausse, étaient très récentes. Mais de mémoire, la facture d’électricité a augmenté de 30 % à 40 % en dix ans.

M. Jean-François Carenco. Je vais vous donner les augmentations précises des tarifs de l’électricité. Prenons le cas du tarif bleu résidentiel : il a augmenté de 3 % le 15 août 2010 ; de 1,7 % en juillet 2011 ; de 2 % en juillet 2012 ; de 5 % en 2013 ; de 2,5 % en novembre 2014 ; de 2,5 % au 1er août 2015 ; puis il a baissé de 0,5 % le 1er août 2016 avant d’augmenter de 1,7 % le 1er août 2017 ; de 0,7 % le 1er février 2018 ; puis de baisser de 0,5 % le 1er août 2018. Et nous préconisons maintenant une hausse de 5,9 %.

Je ne sais pas à combien abouti ces hausses combinées, je vous donne le détail des chiffres.

Mme Laure de La Raudière. Les pourcentages ne s’additionnent pas, donc ces hausses peuvent faire un total de 35 % sur dix ans.

M. le président Julien Aubert. L’explication que vous donnez pour la hausse en 2019 vaut-elle également pour les hausses précédentes ? Pouvons-nous considérer que ce sont ces trois facteurs qui jouent, ou qu’il y a une autre tendance ?

M. Jean-François Carenco. Oui, il y a une autre tendance à l’œuvre. Ni l’augmentation des capacités, ni l’ARENH n’entraient en jeu.

M. le président Julien Aubert. Seule l’évolution du marché explique donc ces hausses ?

M. Dominique Jamme, directeur général adjoint de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Non, c’est surtout l’évolution des taxes. Même si aujourd’hui, la contribution au service public de l’électricité (CSPE) est gelée à 22,50 euros par MWh et ne vient plus compenser le surcoût des énergies renouvelables, car la mécanique budgétaire a changé, il faut se rappeler qu’elle était de 3 euros il y a une dizaine d’années. Une part très importante des hausses s’explique donc par les taxes.

Mme Laure de La Raudière. Les taxes pour les énergies renouvelables…

M. Jean-François Carenco. Non, la CSPE ne finançait pas uniquement les énergies renouvelables, la péréquation pour les ZNI représente 2 milliards d’euros, auxquels s’ajoutent la cogénération et une composante sociale. Mais la majeure partie des hausses de tarif au cours des dix dernières années tient aux taxes.

M. le président Julien Aubert. Et une large partie des taxes finance les énergies renouvelables. Savez-vous dans quelle proportion ?

M. Jean-François Carenco. En gros, deux tiers de la CSPE vont aux énergies renouvelables.

Mme Laure de La Raudière. Les deux tiers de l’augmentation ?

M. Jean-François Carenco. Non, les deux tiers de la masse.

M. le président Julien Aubert. Pour résumer : 66 % des hausses de tarif passées sont liées à la part de la CSPE consacrée aux énergies renouvelables. En 2019, la hausse ne tient plus aux taxes, mais à la hausse des capacités de production, au marché et à l’effet rationnement de l’ARENH.

Lorsque vous parlez des capacités de production, vous parlez bien des capacités à fournir de l’électricité au moment du pic de consommation ? Et c’est un des problèmes, car les EnR sont, par définition, intermittentes.

M. Jean-François Carenco. Nous ne faisons pas de certificats de capacité pour régler le problème des intermittences. Les certificats de capacité sont faits pour les situations de pics de production, ou en prévision des révisions de certaines centrales nucléaires. Mais nous ne faisons pas de certificats de capacité pour les 2 % d’électricité d’origine solaire.

M. le président Julien Aubert. Pourquoi, en ce cas, est-ce apparu récemment ?

M. Dominique Jamme. C’est prévu par la loi. Le dispositif a été validé par le Parlement, au moment où les prix sur les marchés étaient extrêmement bas. Le souci était simplement d’assurer la sécurité d’approvisionnement, car en France comme en Europe, on a assisté à des fermetures et des mises sous cocon de centrales à charbon et à gaz. De fait, la production permettait de supporter un hiver normal, mais pas un hiver froid. C’est ce que l’on appelle en anglais le missing money : l’activité de production connaissait un déficit très fort. Pour assurer de façon certaine le passage de la pointe de consommation, RTE a calculé la capacité nécessaire lors des dix jours les plus froids chaque hiver. Une mécanique a ensuite été mise en place pour rémunérer ces capacités supplémentaires.

M. le président Julien Aubert. À l’avenir, si la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique augmente par rapport à celle du nucléaire et que nous n’avons pas de solution de stockage, aurons-nous besoin de capacités de production plus ou moins importantes ?

M. Dominique Jamme. C’est une question pertinente, et délicate. Les énergies renouvelables apportent leur contribution à la pointe, mais c’est une contribution statistique. Si l’on sait que les capacités « dispatchables » telles que le nucléaire, le gaz ou le charbon ont 90 % de probabilité d’être disponibles, ce pourcentage est de 10 % ou 20 % pour l’éolien. Il y a donc une contribution des énergies renouvelables, mais elle est plus faible, et c’est une contribution statistique.

M. le président Julien Aubert. Pour parler très clairement, si le pic de froid a lieu le 5 janvier et qu’il est absolument nécessaire d’avoir de l’électricité, il n’est pas certain que l’ensoleillement ou le vent permette d’en produire.

M. Jean-François Carenco. Exactement, c’est pourquoi ce qui compte, c’est un ensemble de flexibilité. RTE doit équilibrer l’offre et la demande d’électricité à chaque seconde, c’est impossible sans flexibilité. L’interruptibilité est une forme de flexibilité, et elle a été mise en œuvre le 10 janvier dernier. Autre forme d’interruptibilité, l’effacement ne marche pas en France, et il serait intéressant de savoir pourquoi.

J’en viens enfin au rôle de l’ARENH dans la hausse des tarifs. L’ARENH a été fixée à 42 euros le MWh par la loi depuis le début, et plafonnée à 100 térawattheures (TWh). À l’époque, 100 TWh paraissaient inatteignables, alors qu’il n’existait que trois ou quatre fournisseurs alternatifs. Aujourd’hui, on compte 30 ou 40 fournisseurs alternatifs. D’autre part, lorsque la commission Champsaur a décidé de ce tarif, nous étions convaincus que le prix de l’électricité allait monter à 100, voire 200 euros le MWh. Nous imaginions une tendance vers un renchérissement considérable de l’électricité. Nous pensions donc qu’il fallait que tout le monde profite de l’électricité nucléaire à 42 euros le MWh.

Pourquoi le prix de 42 euros a-t-il été finalement retenu ? Il fallait trancher à un moment, ce n’est pas toujours scientifique à la fin.

M. le président Julien Aubert. À l’image des certificats d’économies d’énergie (CEE)…

M. Jean-François Carenco. Exactement. Finalement, nous nous sommes trompés et le prix est resté inférieur à 42 euros, tandis que le nombre de fournisseurs alternatifs a augmenté. Puis arrive un moment où le prix et le nombre de fournisseurs sont tels que 42 euros le MWh n’est plus si cher, ils y trouvent un intérêt. Donc les fournisseurs alternatifs font appel à EDF pour avoir accès à l’ARENH à 42 euros plutôt que de se fournir sur le marché. Le volume soumis à l’ARENH est toujours limité à 100 TWh, mais les fournisseurs alternatifs ont demandé 133 TWh. Que faire pour les 33 TWh manquants ? La loi impose de se fournir sur le marché.

Il existait deux façons de faire pour se fournir sur le marché. Le prix du marché retenu pour le tarif régulé est lissé sur les deux dernières années. Nous aurions pu acheter ces 33 TWh au prix régulé sur le marché, ce qui aurait été un peu moins cher. Mais nous avons décidé de ne pas acheter au prix lissé, nous avons acheté ces 33 TWh en novembre/décembre, lorsque les fournisseurs alternatifs ont eu subitement besoin d’acheter. Le décret auquel nous avions travaillé et en faveur duquel nous avons milité, qui prévoit plusieurs guichets ARENH dans l’année, nous aurait permis d’obtenir un prix plus bas, mais il n’a pas été publié, pour des raisons diverses et variées. Et sans guichet, nous avons dû acheter lorsque les fournisseurs ont eu besoin d’électricité.

Il aurait été possible de considérer que les fournisseurs alternatifs allaient perdre de l’argent, et que ce n’était pas grave. Mais la loi française, toutes les décisions du Conseil d’État et toutes les directives européennes imposent d’assurer la contestabilité. Je suis convaincu que si nous avions fait perdre de l’argent aux fournisseurs alternatifs, notre décision aurait été immédiatement annulée par le Conseil d’État en référé. La jurisprudence du Conseil d’État est constante sur la contestabilité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le besoin de provisionner des capacités pourrait être réglé, à terme, par le stockage et l’effacement. En investissant dans ces domaines, ne pourrions-nous régler la problématique de ce pourcentage ?

M. Jean-François Carenco. Cela fait partie de ce que j’appelle les flexibilités. Peut-être sommes-nous excessivement prudents…

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous pensez qu’il s’agit de « sursécurisation » ?

M. Jean-François Carenco. Selon votre ex-collègue, François Brottes, ce n’est pas le cas. Il pense qu’il faut encore maintenir la centrale à charbon de Cordemais, tandis que je pense qu’il faut la fermer tout de suite. Nous avons prouvé que notre système d’interruptibilité fonctionnait, c’est pour cela que je le mets en avant, d’autant que c’est la moins chère des solutions. Nos interconnexions fonctionnent bien, c’est une bonne chose. Nous avons quelques problèmes avec l’Allemagne, que nous appelons les loop flows. Comme ils n’ont pas une liaison nord-sud, ils n’arrivent pas à exporter leur production chez nous quand nous en avons besoin. Pour que les interconnexions soient totalement efficaces pour assurer la sécurité d’approvisionnement et la flexibilité, il faut aussi améliorer les interconnexions entre la France et l’Allemagne. C’est la multiplication de ces facteurs de flexibilité qui fera que peut-être, le marché de capacité sera moins nécessaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le fait que le marché européen soit interconnecté et que notre balance commerciale soit très positive a-t-il une influence sur le prix pour le consommateur, ou est-ce uniquement un bénéfice pour les entreprises ?

M. Jean-François Carenco. L’interconnexion influence les prix à la hausse comme à la baisse.

M. Dominique Jamme. Tout ce système est optimisé pour réduire l’ensemble des coûts de production à l’échelle européenne. À chaque moment, ce sont les centrales de production les moins coûteuses, les plus efficaces, qui produisent, qu’elles soient en Allemagne, en Espagne, en Italie, au Royaume-Uni ou en France.

Nous avons connu en 2018 une hausse généralisée de l’ensemble des prix de l’énergie : charbon, pétrole, gaz, même les certificats de CO2 ont triplé pour passer de 7 à 20 euros. Dans ce cas, le prix de gros augmente partout en Europe, et aussi en France, du fait de l’interconnexion. Si en moyenne, sur l’année, la France est largement exportatrice, en période de pointe, en période hivernale ou quand le marché est tendu, elle importe. Dans ces situations, les importations permettent de faire baisser les prix en France et de passer la pointe. Donc, dans l’ensemble du marché des capacités, RTE compte sur une contribution très importante des interconnexions à la pointe.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Mais lorsque nous sommes en période de pointe, n’est-ce pas aussi le cas des autres pays ? Les vagues de froid ne s’arrêtent pas aux frontières.

M. Jean-François Carenco. Nous avons une particularité très marquée, c’est le système électrique de chauffage. Nous sommes les seuls à avoir autant de radiateurs électriques, et c’est pourquoi nous prenons de plein fouet la pointe.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Donc, si nous changions les radiateurs électriques en France, nous pourrions éviter cette part d’importation ?

M. Jean-François Carenco. Et surtout s’il faisait plus chaud ! (Sourires.)

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Nous n’allons pas aller jusqu’à souhaiter le réchauffement climatique ! Je préfère changer le chauffage.

M. le président Julien Aubert. Nous sommes passés à côté d’un black-out européen il y a quelque temps, n’est-ce pas ?

M. Jean-François Carenco. Nous avons connu, non pas un black-out, mais une différence de tension qui a provoqué un retard de toutes les anciennes horloges. Je vous invite tous à lire le roman policier Black-out, qui fait froid dans le dos. Son auteur, Marc Elsberg, imagine que tout s’arrête, et que pendant trois semaines, il n’y a plus d’électricité en Europe. Ce n’est pas une hypothèse absurde. Nous surpayons la sécurité pour nous prémunir de cet événement, mais je pense qu’il faut la surpayer de bon cœur.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pouvez-vous expliciter la notion de contestabilité ?

M. Dominique Jamme. La contestabilité concerne le marché de détail, pas le marché de production. Le marché de détail est ouvert à la concurrence, donc tous les consommateurs – PME, grandes entreprises, gros industriels, consommateurs résidentiels – ont le choix de leur fournisseur. Ce marché de la fourniture de détail doit être ouvert et concurrentiel, et pour cela il faut que tous les fournisseurs aient des conditions de départ équivalentes.

Pour les consommateurs résidentiels et les petites entreprises, il y a le tarif réglementé de vente, qui concerne encore 77 % des clients résidentiels, soit 25 millions de clients. Néanmoins, plus de 7 millions de clients résidentiels ont fait le choix d’offres de marché. Ils sont alimentés par des fournisseurs, dont le fournisseur historique car EDF propose aussi des offres de marché.

La contestabilité impose que les tarifs réglementés de vente, que la CRE est chargée de proposer au Gouvernement, assurent qu’un fournisseur alternatif…

M. Jean-François Carenco. Ne fera pas faillite !

M. Dominique Jamme. … peut répliquer, s’il est efficace, le tarif réglementé de vente dans des conditions équivalentes. C’est ainsi que le Conseil d’État applique la contestabilité dans sa jurisprudence.

M. Jean-François Carenco. La formule est la suivante : la contestabilité doit être entendue comme la possibilité, pour des fournisseurs alternatifs, de proposer des offres au moins aussi compétitives que le fournisseur historique.

Nous sommes convaincus que si les tarifs que nous proposons ne répondent pas à cette condition, ils seront annulés.

Monsieur le président, vous demandiez si la concurrence faisait baisser les prix, c’est le sujet principal. Je pense que dans la situation que nous connaissons, la concurrence ne fait pas baisser les prix à court terme. Mais c’est la seule façon de profiter des innovations. Les offres des fournisseurs alternatifs construisent le monde énergétique de demain pour le consommateur. C’est lié à Linky, par exemple. Les offres tarifaires des fournisseurs alternatifs sont plus agiles, plus proches du citoyen, plus proches du consommateur, plus propices à la domotique. La charge bidirectionnelle des véhicules électriques ne sera pas possible – vehicle to grid, vehicle to building, vehicle to home – sans les fournisseurs alternatifs. La concurrence permet cette inventivité débridée, ce sont les fournisseurs alternatifs qui vont faire baisser la consommation, même si cette idée est contre-intuitive, car on ne demande pas au pompiste de faire baisser la consommation d’essence du véhicule.

J’ai souvent des divergences avec Direct Énergie, mais je reconnais qu’ils sont les meilleurs pour utiliser les données, dans le respect de la loi. Je suis convaincu que la concurrence, c’est d’abord l’innovation. Dans le système énergétique totalement incertain que nous connaissons, il faut regarder vers les étoiles et non pas vers nos pieds, comme le disait Stephen Hawking.

M. le président Julien Aubert. Nous pouvons aussi regarder les tarifs…

M. Jean-François Carenco. Nous essayons, et le débat avec EDF est dur.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’en reviens à la hausse des tarifs de 5,9 %. Pour 1,3 point, elle tient à la capacité de production, sur laquelle nous pouvons agir avec les flexibilités offertes par l’Europe, le stockage, et l’effacement.

Une autre part est liée au marché de l’ARENH, et au plafond de 100 TWh. EDF se plaint d’avoir des freeriders sur son réseau, et explique devoir toujours supporter 100 % des coûts de production, mais en ne pouvant plus les répercuter que sur 75 % des clients.

M. Jean-François Carenco. Je vais vous faire une confidence : le plus grand bénéficiaire du dépassement du plafond de l’ARENH au-delà de 100 TWh, c’est EDF. C’est EDF qui produit, et au-delà de 100 TWh, il vend au prix du marché, supérieur à l’ARENH.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si les concurrents peuvent avoir 133 TWh au prix régulé au lieu de 100 TWh, c’est EDF qui est perdant.

M. Jean-François Carenco. Si l’on augmente le plafond, oui. Si le plafond est à 100 TWh et que la demande est à 133 TWh, les concurrents achètent au prix du marché de novembre-décembre et non pas sur un prix lissé. Ils achètent à un prix haut parce que c’est l’hiver.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’est bien cela, nous sommes d’accord.

EDF nous explique qu’il ne faut pas réduire leur assiette, car si l’on augmentait le plafond à 130, voire 150 ou 170 TWh, cela réduirait la possibilité de répercuter les prix de production, qui sont inclus dans le tarif auquel ils vendent au client. Le nombre de personnes sur lesquelles ces charges fixes sont répercutées serait réduit. Cela n’appelle-t-il pas à une révision du tarif réglementé ?

M. Jean-François Carenco. Cela appelle une révision complète de la régulation nucléaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’ARENH, actuellement fixé à 42 euros, devra peut-être augmenter si l’on porte le plafond à 130 ou 150 TWh, afin qu’EDF puisse revendre un peu plus cher.

Quelle est la part réelle du coût de production et celle des coûts commerciaux, en augmentation dans un marché devenu concurrentiel ? Les deux sont agrégés de manière un peu floue, si bien que l’on peut se demander si l’augmentation des coûts de production ne cache pas, en réalité, celle des coûts commerciaux.

M. Jean-François Carenco. Le système actuel de l’ARENH date de 2010. Depuis lors, le paysage a changé : nos centrales ont presque dix ans de plus ; le marché européen s’est intégré et a vu des concurrents apparaître.

Arrive le moment de financer la déstructuration de certaines usines et d’en gérer les déchets. Tout le monde est conscient qu’il faut revoir le système de régulation nucléaire. Les premières réflexions ont été lancées. Le Gouvernement aurait tout à fait pu vous proposer de passer de 100 à 133 TWh, mais il faut tout de même voir que cette question s’inscrit dans une négociation européenne. Le Gouvernement a réussi à obtenir le maintien des TRV, dans le quatrième paquet. Il existe une vraie convergence européenne autour de la nécessité de faire évoluer le système de régulation nucléaire. La variable prix et la variable quantité sont sur la table.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Concernant le prix du nucléaire, la période actuelle est idéale : le prêt de la voiture est soldé, sans qu’il n’y ait encore de réparations à faire. Mais à quel moment devrons-nous changer les plaquettes de frein ? À combien chiffrer les coûts de maintenance ? Les frais de démantèlement sont-ils prévus ? S’ils ne le sont pas, à combien les estimer ?

M. Jean-François Carenco. C’est plus à EDF qu’à moi qu’il faudrait poser la question ! Aujourd’hui, le programme de grand carénage est un bon investissement.

Mme Laure de La Raudière. Trop beau, peut-être ?

M. Jean-François Carenco. Les sociétés nationales ne sont pas obligées de perdre de l’argent, madame la députée…

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Notre commission s’intéresse au coût de la montée en puissance des EnR dans le prix de l’énergie. Ce coût, d’abord très fort, est allé en se réduisant. On peut imaginer que ce sera l’exact inverse pour le nucléaire.

M. Jean-François Carenco. C’est bien pour cela que la part du nucléaire dans le mix énergétique va se stabiliser entre 60 % et 80 %. Nous pouvons aujourd’hui faire sereinement du mix.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Sans le développement des EnR, la perspective de démantèlement ferait donc augmenter le coût.

M. Jean-François Carenco. C’est déjà pris en compte.

M. le président Julien Aubert. Des provisions ont en effet été prévues. À ce propos, je tiens à faire un peu de publicité pour le rapport que j’ai réalisé sur la faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base.

M. Jean-François Carenco. Quant à savoir si ces provisions sont suffisantes, c’est un autre sujet…

M. le président Julien Aubert. Tout dépend, de fait, du délai. S’il fallait démanteler demain, ce ne serait pas la même chose que s’il fallait le faire dans quarante ans.

M. Hervé Pellois. Vous avez donné des prix moyens du photovoltaïque qui vont de 62 à 99 euros par MWh. Pourquoi présentez-vous une fourchette et non pas un prix moyen de 80 euros ? Cela correspond-il à des surfaces particulières ou à des dates d’installation différentes ?

M. Jean-François Carenco. Il faut d’abord distinguer le coût et le prix. À mon tour de faire un peu de publicité : en février, nous avons publié un rapport intitulé « Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropole continentale », que je vais remettre aux membres de votre commission. La notion de photovoltaïque recouvre des réalités complètement différentes : photovoltaïque pour les agriculteurs ou sur les grandes surfaces ; photovoltaïque en vente ou en autoconsommation ; et ainsi de suite. Faudrait-il circonscrire les lieux d’implantation du photovoltaïque, comme nous appelons à le faire pour le gaz, dans la mesure où le réseau de biométhane ne couvre que 30 % du territoire ? Pour l’instant, il n’en est pas question.

M. Dominique Jamme. Il existe en effet du photovoltaïque posé au sol, sur toiture ou sur ombrière de parking. Il y en a également de différentes tailles – le rapport prend en compte les installations allant de 100 kW à 30 MW. C’est pour ces raisons qu’il existe différentes catégories de coûts. Le rapport se fonde sur l’analyse de 4 600 dossiers déposés en appel d’offres en 2017 et 2018. Le coût moyen de 62 euros est celui du photovoltaïque au sol entre 10 et 30 MW, qui est le moins coûteux. Les 30 % de projets au sol de grande taille les plus compétitifs présentent aujourd’hui des coûts de production d’environ 48 euros. Les coûts les plus élevés correspondent à des installations de moindre puissance, sur toiture ou ombrière. Les coûts des petits dispositifs sur les toits des particuliers sont évalués aux alentours de 150 euros. Pour en savoir plus, je vous invite à lire notre rapport de quarante-six pages, qui est très digeste.

Mme Laure de La Raudière. Pour caricaturer, vous dites que nous produisons des énergies renouvelables à cause des déchets nucléaires. Mais avez-vous étudié l’efficacité écologique de toutes les filières du photovoltaïque et de l’éolien ? Cela me semble essentiel. Il suffit de penser au repowering de l’éolien terrestre : 10 % d’une éolienne ne seraient pas du tout recyclables, et son béton resterait dans le sol. Est-ce vrai ? Ces aspects sont-ils pris en compte ? Par ailleurs, la provision pour démantèlement est de 50 000 euros, ce qui ne correspond pas du tout au coût réel. Comme j’imagine mal les propriétaires fonciers payer le démantèlement, qui en aura la charge ?

Vous avez mentionné un coût de 65 euros dans les derniers appels d’offres. Mais quel est le coût de production actuel de la puissance installée dans l’éolien ? Et quelle part de l’éolien terrestre est-elle installée sans passer par un appel d’offres ? Un grand nombre de petits projets passent, en effet, sans appel d’offres, ce qui contribue à nourrir ce que vous avez appelé un lobby anti-éolien et que je qualifierais plutôt de faible acceptabilité sociale de l’éolien terrestre. Le lobby est plutôt du côté des promoteurs, à mon sens, que de celui de la société, qui a découvert que la présence des éoliennes pouvait avoir des conséquences sur le prix de leur maison et qu’elle imposait d’indéniables pollutions visuelles. Que préconisez-vous pour que la majorité de l’éolien terrestre soit mieux contrôlée, par le biais des appels d’offres ?

Avez-vous également regardé la rentabilité des acteurs et des promoteurs éoliens ? On parle de 150 % de rentabilité pour l’éolien terrestre. Confirmez-vous que beaucoup cèdent leur autorisation d’exploitation à de grands acteurs, à des prix très élevés de 800 000 euros par mégawattheure ? La CRE suit-elle ces sujets ?

Enfin, vous avez dit qu’il fallait sortir de l’autorité environnementale. Pourriez-vous nous préciser ce que vous vouliez dire par là ?

M. Jean-François Carenco. Un débat a eu lieu pour savoir si les préfets de région pouvaient être une autorité environnementale. Nous sommes au milieu du gué et ne savons pas quelle est l’autorité environnementale compétente, ce qui bloque tout.

Vous avez raison de vous intéresser à la pollution produite par les énergies renouvelables. On ne peut néanmoins pas comparer la pollution que représente une dalle de béton avec des déchets nucléaires, ce qui ne veut pas dire que ce n’est pas un sujet important. Mais mieux vaut un peu de béton en plus…

M. le président Julien Aubert. Sans vouloir vous porter offense, monsieur le président, cette question relève plutôt de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) et de l’ASN. Vous nous faites part de votre avis personnel et non pas d’une position de la CRE.

M. Jean-François Carenco. C’est l’avis de la CRE, en tant que soutien des énergies renouvelables.

Mme Laure de La Raudière. Ne pensez-vous pas qu’il serait intéressant de connaître l’efficacité écologique de l’ensemble des filières, ainsi que les unes par rapport aux autres – éolien terrestre, marin ou marin flottant et photovoltaïque, par exemple ?

M. Jean-François Carenco. Cette question ne s’inscrit pas vraiment dans le spectre de travail de la CRE. Dans les avis des appels d’offres, nous demandons systématiquement de faire augmenter la note environnementale. Nous nous battons avec la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et le Gouvernement pour cela. Le sujet est très compliqué : cette note dépendant des fournisseurs, on nous accuse de vouloir favoriser untel ou untel, par le biais de cette disposition. Près de chez vous, madame la rapporteure, des producteurs français se lancent dans la fabrication de petits mâts éoliens ; un autre fait des wafers. Il faut veiller à ce que les critères environnementaux ne soient pas considérés comme des aides d’État.

Mme Laure de La Raudière. Cela peut se régler grâce à un encadrement réglementaire !

M. Jean-François Carenco. Mais si le cadre réglementaire est attaqué, vous perdez… Je pourrai vous répondre par écrit sur la question de la note environnementale dans les appels d’offres.

M. le président Julien Aubert. Avec plaisir, monsieur le président !

M. Jean-François Carenco. L’avenir de l’éolien terrestre est dans le repowering, qui est aux mains de grands groupes rachetant massivement les petits ensembles éoliens de moins de 1,5 MW. Il y aura, à mon sens, très peu d’abandon et de démantèlement de sites. Les machines seront plutôt remplacées, puisque les sites initialement choisis demeurent pertinents.

M. Dominique Jamme. S’agissant du coût de l’éolien, le dernier appel d’offres est sorti à 65 euros, comme vous l’avez dit, madame la députée, quand le tarif d’achat tourne plutôt autour de 75 euros.

L’instabilité de l’autorité environnementale crée une insécurité juridique et nuit à la sortie de projets, sachant que les délais sont déjà de l’ordre de sept à huit ans. Il peut ainsi arriver que, dans un appel d’offres, la demande des acteurs soit inférieure à la quantité offerte, ce qui supprime toute concurrence. De fait, pour peu que vous le sachiez à l’avance, vous fixez un prix plafond, ce qui fait remonter les prix. Il est difficile d’ajuster la quantité des appels d’offres au potentiel réel de la filière, qui est pour l’instant en baisse. La CRE demande assez régulièrement de faire baisser le seuil des appels d’offres de 18 à 6 MW.

Pour ce qui est de la rentabilité et du fait que les acteurs se rachètent les uns les autres, c’est la vie de tout marché concurrentiel. Si nous n’avons pas de chiffres récents sur la rentabilité des projets éoliens, dans notre rapport sur le photovoltaïque, nous voyons que, quand la concurrence fonctionne bien, comme c’était le cas ces deux dernières années, la rentabilité peut aller de 4 à 7 %, ce qui nous paraît raisonnable.

Mme Laure de La Raudière. Je me permets de vous demander de nouveau quelle part du parc actuel a été installée sans appel d’offres ? L’appel d’offres suppose une concurrence. Mais beaucoup de parcs sont inférieurs aux 18 MW du seuil fixé.

M. Jean-François Carenco. Une majorité ! C’est pourquoi nous avons demandé de faire baisser le seuil au-delà duquel l’appel d’offres est obligatoire.

M. le président Julien Aubert. Monsieur le président, vous venez de nous dire que l’avenir est dans le repowering. Pensez-vous agrandir les petits parcs ou agrandir les mâts ?

M. Jean-François Carenco. Augmenter la capacité de production, sans agrandir le parc.

Mme Laure de La Raudière. Cela signifie-t-il que vous n’êtes pas favorable à l’installation de nouvelles éoliennes sur de nouveaux sites, mais que vous préconisez de rentabiliser les sites existants ?

M. Jean-François Carenco. Ce n’est pas à moi de me prononcer sur l’ouverture de nouveaux sites. En revanche, il est rationnel d’optimiser les parcs existants, en augmentant la puissance des mâts des éoliennes arrivées en fin de vie : cela coûtera moins cher et aura des répercussions moindres en matière d’acceptabilité.

M. Vincent Thiébaut. La tarification est parfois un argument électoral. Or, aujourd’hui, nous sommes très dépendants du nucléaire et faisons face à de vrais enjeux en matière de retraitement des déchets. Je suis persuadé que, pour garantir notre souveraineté énergétique, nous devons nous diversifier. Nous oublions en effet que le nucléaire a besoin de matières premières, qui proviennent de régions parfois soumises à des tensions politiques très fortes. Notre politique de tarification, qui est l’une des plus basses d’Europe, est-elle réellement à la hauteur des échéances auxquelles devra faire face le pays dans les décennies à venir ? Nous donnons-nous les moyens de diversifier les sources d’énergie et de garantir une vraie souveraineté énergétique ? Pour prendre le contre-pied de nos discussions : les tarifs ne sont-ils pas trop bas ? Comme l’a écrit Antoine de Saint-Exupéry, on ne doit pas tant prévoir l’avenir que le permettre.

M. Jean-François Carenco. Tout cela est en effet contradictoire. C’est sans doute cette contradiction même qui fait le bonheur de la vie politique et des décisions publiques. Il me semble que l’équilibre actuel est plutôt bon.

M. le président Julien Aubert. Mon cher collègue, je vous invite à vous pencher sur la question du dysprosium dans les éoliennes…

Mme Véronique Louwagie. S’agissant de l’augmentation du prix de l’électricité ces dix dernières années, pourriez-vous nous en dire un peu plus sur la part des taxes, alors que la CSPE est devenue un impôt banalisé ? Comment ce prix se décompose-t-il ? Quelle est la place des taxes dans son évolution ces dix dernières années ?

M. Jean-François Carenco. Je laisserai, à l’issue de la réunion, un tableau de la décomposition des prix au président et à la rapporteure. Au premier semestre 2019, soit après la hausse, le TURPE représente 27,1 % de la facture toutes taxes comprises ; l’énergie 27,5 %, dont 1,6 % dû à l’effet de l’écrêtement ; la capacité, 1,7 % ; les coûts commerciaux et les CEE, 6,6 % ; la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), 2,3 % ; la CSPE, 12,5 % ; la taxe sur la consommation finale d’électricité (TFCE), 5,3 % ; et la TVA, 15 %. Les taxes représentent donc un peu plus d’un tiers de la facture.

Mme Véronique Louwagie. C’est très intéressant. Mais pourrait-on voir comment cette décomposition a évolué ces dernières années ?

M. Jean-François Carenco. Cela nécessiterait un petit peu de temps.

M. le président Julien Aubert. Nous campons jusqu’au mois de juillet !

Mme Véronique Louwagie. Je voudrais également connaître la différence de coût de production en fonction du type d’énergie. Nous avons bien entendu que, pour l’éolien terrestre, dans les derniers appels d’offres, nous étions à 65 euros le mégawattheure, mais pourriez-vous nous indiquer, pour l’année 2018, non pas le coût moyen mais le coût réel de production de l’énergie émanant du nucléaire, de l’éolien terrestre et des autres énergies non renouvelables ?

M. Dominique Jamme. Il est assez difficile de vous répondre. En effet, l’éolien et le photovoltaïque – notamment – font l’objet d’un soutien qui est d’ailleurs budgétisé : il vient désormais du budget de l’État. Vous ne retrouvez donc pas directement, que ce soit sur la facture d’électricité ou dans la hausse de 5,9 % du prix de l’électricité proposée par la CRE, l’influence de l’éolien ou du photovoltaïque, pas plus que l’effet d’une hausse ou d’une diminution du coût de production du nucléaire, de l’hydraulique, du gaz ou du charbon.

M. Jean-François Carenco. Pour dire les choses autrement, la CSPE ne varie plus.

M. Dominique Jamme. Répondre à votre question supposerait, par exemple pour le photovoltaïque, de prendre en compte tous les éléments de production, y compris ceux qui ont été mis en service en 2008, 2009 et 2010, certains à 600 euros le mégawattheure.

Mme Véronique Louwagie. C’est effectivement le sens de ma question.

Mme Laure de La Raudière. Et de la mienne !

M. Dominique Jamme. Cela doit pouvoir être calculé.

M. Jean-François Carenco. Voici les engagements qui ont d’ores et déjà été pris pour la période 2019-2043 – je vous ferai passer le document : selon les hypothèses de prix du marché, pour le solaire, entre 39 et 41 milliards d’euros ; pour l’éolien terrestre, entre 21 et 25 milliards ; pour l’éolien en mer, entre 20 et 23 milliards ; pour la cogénération, entre 7 et 8 milliards ; pour la biomasse, entre 6,2 et 6,8 milliards ; pour le biogaz, entre 4,6 et 4,9 milliards ; pour l’hydraulique – ça, ce n’est pas cher –, entre 2,8 et 3,3 milliards ; pour les autres systèmes électriques, entre 2,5 et 2,7 milliards. Ainsi, le total des charges, s’agissant des soutiens engagés – et c’est le chiffre qui compte –, à la fin de l’année 2018, varie, selon les hypothèses de prix du marché, entre 104 et 115 milliards. Fin 2019, on sera plutôt à 120 milliards. Je rappelle que, dans ces 115 milliards, le solaire avant moratoire – je bats ma coulpe : ce sont les fameux 600 euros du MWh en 2010, que j’évoquais tout à l’heure – compte pour 25 milliards ; le solaire après 2010 ne représente plus, quant à lui, que 13,9 à 15,9 milliards, alors même que les volumes n’ont plus rien à voir. Je pourrais aussi détailler les engagements année par année entre 2019 et 2043 – là encore, je vous ferai passer le document.

Mme Sophie Auconie. J’imagine que, suivant les lieux et les territoires, le rendement d’une éolienne terrestre – ou de panneaux photovoltaïques, évidemment – n’est pas le même. Pourriez-vous m’indiquer quels sont les rendements et, plus spécifiquement, s’il y a une différence entre celui des éoliennes en mer et celui des éoliennes terrestres ?

M. Dominique Jamme. Les éoliennes en mer ont un rendement bien supérieur à celui des éoliennes terrestres. Nous raisonnons souvent en nombre d’heures annuelles de production. Les meilleures éoliennes atteignent un rendement compris entre 40 % et 50 %. Pour le terrestre, on est plutôt entre 20 % et 30 %.

M. Jean-François Carenco. Quand on parle d’un rendement de 30 %, cela veut dire qu’il faut 3 mégawatts pour en produire 1.

M. Dominique Jamme. Pour le photovoltaïque, cela s’exprime en heures : on est à 1 200 heures, soit un rendement de 15 % environ en moyenne en France. Bien évidemment, dans le sud, notamment le sud-est, c’est un peu mieux – entre 18 % et 20 % – et, dans le nord, un peu moins bien. Toutefois, vous verrez, dans le rapport que nous vous transmettrons, que l’effet de l’ensoleillement est partiellement compensé par la différence de prix des terrains : dans le sud, ils sont rares – et donc chers –, alors que, dans le nord, on trouve davantage de terrains dégradés disponibles. Il y a davantage de projets qui gagnent des appels d’offres dans le sud, mais ce n’est absolument pas une razzia : il y en a aussi un certain nombre dans le nord.

Mme Sophie Auconie. Pourquoi y a-t-il 3 700 éoliennes en mer sur le littoral nord de l’Europe et une seule sur le littoral français ?

M. Jean-François Carenco. Parce qu’on a voulu construire le « musée des éoliennes en mer ». On la joue à la française.

M. le président Julien Aubert. Qu’entendez-vous par là, monsieur le président ?

M. Jean-François Carenco. Il y a tellement de règles, tellement de recours puis de recours sur les recours que nous n’y arrivons pas. Les leçons en ont été tirées pour l’appel d’offres de Dunkerque, qui est mieux ficelé, en termes de stratégie et de process, avec un dialogue compétitif préalable. Il faut évacuer toutes les questions liées aux autorisations environnementales avant de lancer l’appel d’offres.

M. Anthony Cellier. Vous êtes devant une commission d’enquête dont le champ d’investigation est tellement large qu’il est parfois un peu compliqué de le saisir : « commission d’enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique ». À la fin, on s’y perd et les questions posées aux invités sont parfois pleines d’imagination…

Monsieur Carenco, je voudrais revenir sur votre préambule et plus particulièrement sur l’augmentation du prix de l’électricité. L’Autorité de la concurrence, sortant peut-être un peu de son champ de compétence, pour le coup, préconise de modifier la formule de calcul des TRV, voire le dispositif de l’ARENH. J’aimerais avoir votre avis sur l’ARENH, même si vous vous êtes déjà exprimé sur le sujet : faut-il le modifier, repenser son mode de calcul – au bénéfice, bien évidemment, du consommateur, c’est-à-dire des Françaises et des Français, ce qui est la seule chose qui doit animer les membres de notre commission d’enquête, et l’ensemble des parlementaires.

Par ailleurs, comme les sujets abordés par notre commission d’enquête sont pléthore, et puisque vous avez vous-même ouvert ce champ tout à l’heure, je me permets de revenir sur les CEE : le marché des certificats d’économie d’énergie est-il, à votre avis, efficace et pertinent – encore une fois, dans la seule perspective qui doit tous nous intéresser, c’est-à-dire celle du bénéfice des consommateurs ?

Enfin – et même s’il s’agit, là encore, d’une question si vaste que je ne pense pas que vous aurez le temps d’y répondre pleinement –, s’agissant du dispositif « Place au soleil », lancé par Sébastien Lecornu quand il était secrétaire d’État auprès du ministre de la transition écologique et solidaire, vous avez fait part de l’importance d’utiliser le foncier militaire, qui représente des surfaces disponibles permettant d’avoir une rentabilité importante. Les engagements pris par les armées, mais également par les grandes et moyennes surfaces (GMS) – concernant leurs plateformes logistiques –, vous semblent-ils suffisants ? Est-ce que l’on va assez vite pour voir des choses se mettre en place rapidement ?

M. Jean-François Carenco. Pour ce qui est de votre dernière question, le Gouvernement a pris l’engagement, d’ores et déjà rendu public, de supprimer, dans le prochain appel d’offres, le plafond de 30 MW. Ce sera extrêmement positif pour le prix de l’énergie renouvelable d’origine solaire. Toutefois, il faudra faire attention à la préservation des systèmes agricoles : il ne faudrait pas aller piller les terres agricoles pour y mettre des panneaux photovoltaïques : pour cela, il y a les terrains dégradés. Sous cette réserve, je pense que c’est une très bonne nouvelle.

Comme je vous l’ai dit, le dispositif de l’ARENH est censé rester en vigueur jusqu’en 2025. Il est affecté par un certain nombre d’éléments – le quatrième « paquet énergie », l’évolution du coût du démantèlement, ou encore le programme de grand carénage des centrales. Il me semble effectivement – mais l’entreprise EDF serait mieux placée que moi pour en parler – que la réflexion sur une transformation de notre système de régulation du nucléaire s’engage peu à peu. Il ne suffit pas, d’ailleurs, de mettre en cause l’ARENH, qui n’est rien d’autre qu’une expression factuelle et historiquement datée de la régulation du nucléaire dans notre pays : la question est de savoir s’il faut revoir tout le système. Il appartient au Gouvernement de le dire – encore que la CRE ait certainement exprimé son avis de temps à autre sur le sujet –, et cela d’autant plus que le pays est actionnaire majoritaire d’EDF.

Le système des CEE est désormais incompréhensible : il existe 150 fiches. Le rapport que nous allons vous transmettre montre que le problème vient d’abord de là : le système est trop complexe. Nous formulons des propositions, tout en restant dans le même cadre, pour essayer d’améliorer les choses. Je pense qu’il faut cibler l’utilisation de CEE : quand on constate un problème en particulier, il convient d’avoir recours aux CEE pour ce point précis.

Le total payable par les obligés est de 3 milliards d’euros par an.

M. Dominique Jamme. Environ, mais cela pourrait encore augmenter car le système est en surchauffe.

M. Jean-François Carenco. C’est gigantesque. De plus, ce n’est même pas de l’impôt : les sommes sont disponibles. La véritable question est la suivante : 3 milliards, certes, mais pour faire quoi ? Je m’étonne de temps en temps – nous l’avons d’ailleurs écrit – car je ne pense pas qu’en finançant 150 actions avec ces 3 milliards on satisfasse beaucoup d’objectifs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. En effet !

M. Jean-François Carenco. Vous verrez tout cela dans le rapport que nous allons vous transmettre.

M. Julien Janes, directeur adjoint à la direction du développement des marchés et de la transition énergétique. Nous allons effectivement l’envoyer à la commission, mais il faut que nous en retirions certaines données commercialement sensibles.

M. Jean-François Carenco. Mon voisin de droite fait toujours attention à ce que je ne donne pas de données « commercialement sensibles », comme on dit dans le métier…

M. Julien Janes. Nous pouvons les donner, mais sous couvert de confidentialité, bien sûr.

M. le président Julien Aubert. L’audition est filmée : cela ne sortira pas de France, monsieur le directeur adjoint ! (Sourires.)

Mme Stéphanie Kerbarh. Le législateur a donc confié à la Commission de régulation de l’énergie la mission d’établir un profil de gestionnaire de réseau efficace. Ma question est la suivante : comment sont prises en compte, dans la tarification incitative du régulateur, les politiques industrielles des gestionnaires de réseaux de transport ou de distribution d’électricité – voire de gaz – prenant en considération la politique de transition bas carbone ?

M. Jean-François Carenco. Nous avons de très bons acteurs régulés de réseaux, que ce soit pour la distribution ou le transport. Ils sont parmi les meilleurs en Europe. Toutefois, et je l’ai dit souvent, que ce soit au Gouvernement ou à d’autres, ils sont un peu bridés, aussi bien par le système OU – ownership unbundling – que par le système ITO – independent transmission operator : avec cela, quelle liberté leur donne-t-on d’aller conquérir les marchés européens ? Le modèle ITO impose des règles en matière d’indépendance par rapport aux actionnaires. Cela rend difficile la conquête de marchés européens, alors même que de petits opérateurs comme Fluxys, ou encore des acteurs chinois, rachètent des réseaux européens. Je regrette, pour ma part, qu’on ne s’attelle pas un peu plus à cette question. Une révolution doit avoir lieu dans les esprits. Nous disposons des capacités techniques : Enedis, par exemple, arrive à vendre le concept du compteur Linky en Inde et en Grèce. C’est une bonne chose. Nous travaillons nous aussi à la question.

Sur le plan financier, nous avons mis au point des mesures incitatives. L’objectif est de faire en sorte que les opérateurs n’investissent et ne dépensent pas trop, tout au moins qu’ils le fassent dans les conditions prévues au début. Depuis deux ans – surtout depuis un an, d’ailleurs –, nous essayons d’être plus tatillons et plus intrusifs s’agissant du contrôle des opérateurs de réseaux et de leur politique d’investissement. Ce n’est pas toujours simple à leur faire comprendre – chez nous non plus, d’ailleurs –, mais c’est le principe même de la régulation. Nous étudions tous les investissements et n’en acceptons plus certains. Quand les opérateurs investissent sans y être autorisés, ils sont pénalisés financièrement. De la même façon, ils doivent nous rendre compte des difficultés et des surcoûts qu’ils rencontrent dans leurs investissements. RTE, par exemple, est confronté à des oppositions liées aux enjeux environnementaux. Il est vrai que c’est compliqué ; en matière de réseaux, le premier enjeu, s’agissant de l’environnement, est de limiter les investissements – ce qui me ramène à ce que je disais s’agissant de flexibilité et de stockage. Au-delà, l’enjeu est de savoir si, au quotidien, dans leurs pratiques, les opérateurs respectent les règles de base en matière d’environnement.

M. Dominique Jamme. Évidemment, les réseaux, pour nos concitoyens, c’est avant tout le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), autrement dit une composante de la facture. Mais ils représentent bien davantage : il s’agit d’acteurs industriels absolument majeurs, notamment dans la transformation. Comment les régulons-nous ? Nous pratiquons, effectivement, une régulation incitative.

Nous venons de publier, en février, le résultat d’une consultation de l’ensemble des acteurs concernant le cadre de la régulation. Le document s’appuie sur une annexe proposant un bilan de la manière dont les choses ont évolué en dix ans. Pour résumer, les coûts ont certes augmenté, mais ils ont été globalement maîtrisés. Les charges d’exploitation des distributeurs, notamment, ont augmenté moins vite que l’inflation, malgré les transformations très importantes auxquelles les réseaux ont dû faire face. La qualité d’alimentation – ce qui est important en matière d’électricité – s’est fortement améliorée au cours de la période.

Parmi les enjeux futurs, il y a d’abord la maîtrise des investissements : le président Carenco a raison. L’investissement est une forme de drogue. S’il est très important pour assurer la qualité de service et préparer l’avenir, il existe désormais des solutions de flexibilité moins coûteuses ; il convient de les étudier. Il faut donc être certain qu’on réalise les meilleurs investissements, les plus efficaces, et qu’on a bien étudié d’autres solutions, moins coûteuses. Le second enjeu est bien sûr celui de l’innovation : les opérateurs de réseaux doivent être à la pointe. Leur métier change, de même d’ailleurs que celui des personnes qui se raccordent. L’arrivée du véhicule électrique, par exemple, représente une transformation majeure ; il faut que le système électrique y soit préparé.

M. le président Julien Aubert. Merci pour ces explications. Je vous propose d’en rester là pour cette première audition de la journée. Nous allons entendre immédiatement après vous le représentant de l’Autorité de la concurrence.

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

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8. Audition, ouverte à la presse, de M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence (4 avril 2019)

L’audition débute à dix heures cinquante-cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons à présent M. Umberto Berkani, en sa qualité de rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence. Son audition intervient immédiatement à la suite de l’audition des responsables de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

M. Berkani a notamment travaillé à la préparation de deux avis de l’Autorité de la concurrence qui ont retenu l’attention de notre commission : le premier, en date du 21 janvier 2019, sur un projet de décret réformant le dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), et le second, très récent, car en date du 25 mars 2019, relatif à la fixation des tarifs réglementés de vente (TRV) d’électricité.

Par leurs objets, ces deux avis paraissent liés. Ils révèlent de profondes divergences de méthode et d’analyse sur les situations de marché entre la CRE et l’Autorité de la concurrence. Dans son communiqué de presse officiel du 25 mars, l’Autorité de la concurrence « déconseille d’augmenter les tarifs réglementés de vente sans clarifier au préalable les objectifs qu’ils doivent poursuivre ». En cela, l’Autorité de la concurrence se déclare opposée à l’entrée en vigueur prochaine de l’augmentation calculée par la CRE. Le même communiqué de presse précise la philosophie de l’Autorité de la concurrence en affirmant qu’« augmenter les TRV et les utiliser pour pallier les limites de l’ARENH » fait « supporter la charge financière aux consommateurs plutôt qu’aux fournisseurs et semblerait donc contraire à la volonté du Parlement ». Selon l’Autorité de la concurrence, il est nécessaire, avant de procéder à l’augmentation que prône la CRE, d’engager une réflexion approfondie sur l’évolution du marché de l’électricité et d’en tirer des conséquences.

Nous souhaiterions savoir si vous considérez, par exemple, que les énergies renouvelables (EnR) ont un rôle important dans l’évolution à la hausse des tarifs réglementés, que ce soit directement, par la production et son impact sur les marchés de gros, ou indirectement, par exemple par l’effet que cela peut avoir sur le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), ou même, de manière plus générale, à travers des dispositifs comme les certificats d’économie d’énergie (CEE).

Vous voudrez bien, monsieur Berkani, nous faire part de ce qui, selon les analyses de l’Autorité de la concurrence, devrait aller dans le sens d’une meilleure adaptation du cadre juridique de la régulation aux évolutions du modèle économique du marché de l’électricité, lequel est pris entre l’évolution du mode de production et celle de la structuration du marché, avec des fournisseurs alternatifs qui se nourrissent de l’électricité nucléaire et qui proposent des offres dites « de marché ». Ces fournisseurs ont acquis 25 % des parts de marché auprès des particuliers et presque 40 % pour les sites non résidentiels à finalité professionnelle ou industrielle.

L’ARENH a été conçu, dès l’origine, comme un dispositif transitoire d’accompagnement du marché. Son terme est prévu en 2025. Ne conviendrait-il pas de ramener cette échéance à une date moins lointaine ?

Nous aimerions également que vous nous aidiez à résoudre ce mystère : comment se fait-il que la concurrence, qui est censée faire baisser les prix, provoque plutôt, si on en juge par les résultats, une augmentation ? Par ailleurs, et alors qu’on n’est pas censé subventionner des entreprises dans un marché concurrentiel, comment se fait-il que certains modes de production le soient lourdement ? Cela ne fausse-t-il pas le jeu de la concurrence ?

Plus généralement, nous sommes avides de connaître la nature des rapports que l’Autorité de la concurrence entretient avec la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), lorsque vous êtes amenés à travailler sur des questions relatives à un marché comme celui de l’électricité. En ce qui concerne l’ARENH et l’évolution des tarifs réglementés, la position de la DGEC est-elle proche de celle de la CRE, pour ne pas dire identique, ou est-elle antagoniste ? Avez-vous perçu un intérêt de la part de la DGEC pour les observations exprimées dans vos avis ?

Monsieur Berkani, nous allons, dans un premier temps, vous entendre pour un exposé liminaire de quinze minutes au maximum. Mme le rapporteur et moi-même vous poserons ensuite des questions. Puis, les autres membres de la commission d’enquête pourront poser les leurs.

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

(M. Umberto Berkani prête serment.)

Monsieur Berkani, nous vous écoutons.

M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence. Monsieur le président, madame la rapporteure, mesdames et messieurs les députés, je ne suis pas sûr de réussir à répondre, dans mon propos liminaire, à toutes les questions qui ont d’ores et déjà soulevées, mais j’imagine que vous poserez de nouveau celles que j’aurai oubliées.

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

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

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

Je reviendrai brièvement sur les caractéristiques du marché et du système français. En effet, dans notre pays, la situation est particulière, ce qui nous amène à composer pour mettre en place le système de régulation de l’électricité – du reste, on ne retrouve pas les mêmes problèmes pour le gaz. La place du nucléaire pose des questions et nécessite un fonctionnement un peu particulier. La commission Champsaur avait posé les bases de la loi NOME, et elle disait très clairement dans son rapport que, de son point de vue, le nucléaire n’était pas ce qu’on appelle une « facilité essentielle ». Dans les discussions qui se sont ensuivies – cela apparaît très clairement, par exemple, dans la décision rendue par la Commission européenne en 2012, qui examinait une grande partie du dispositif français en matière d’électricité pour déterminer s’il existait des aides d’État –, on a bien vu qu’il y avait une difficulté, ce que l’on appelle une « défaillance de marché » – le terme n’étant, d’ailleurs, pas forcément péjoratif. Le nucléaire crée des avantages non réplicables ayant des conséquences sur le fonctionnement du marché, conséquences que le droit de la concurrence, c’est-à-dire le contrôle ex post des pratiques anti-concurrentielles, ne peut ou n’entend pas résoudre.

Le droit de la concurrence, c’est-à-dire le contrôle ex post des pratiques concurrentielles, ne peut pas traiter lui-même ces conséquences. C’est dans ce type de cas que l’on a besoin d’un système de régulation.

On y a réfléchi : le système qui a été mis en place avec la loi NOME est l’ARENH, qui s’ajoute à d’autres systèmes de régulation, comme celui des tarifs réglementés de vente (TRV). Ce dispositif a un certain nombre de caractéristiques, notamment le fait qu’il est temporaire et limité en volume. Deux ou trois objectifs, selon les distinctions que l’on établit, ont été fixés. Le premier d’entre eux consiste à permettre la concurrence en aval, c’est-à-dire sur le marché de détail, dans le but – et c’est le deuxième objectif – de faire bénéficier le consommateur de la compétitivité du parc nucléaire. Le troisième objectif était de donner le temps aux fournisseurs alternatifs, aux futurs concurrents sur le marché, de mettre en place des capacités de production et de remonter la chaîne de valeur pour être capables de faire concurrence à l’opérateur historique, à la fois sur le plan de la production et sur celui du marché de détail. L’idée sous-jacente, que l’on retrouve dans une partie des débats parlementaires, était de se dire que lorsque l’on aurait atteint ce plafond, on se trouverait dans une situation où les fournisseurs alternatifs auraient vraisemblablement développé des capacités et seraient en mesure de concurrencer et de se développer d’une manière autonome.

Dès les premiers rapports et comptes rendus sur le fonctionnement de la loi NOME, notamment dès 2014 et 2015 en ce qui concerne l’Autorité de la concurrence, on a vu que le troisième objectif n’était pas atteint et que le fonctionnement de la loi n’avait pas permis une remontée de la chaîne de valeur et la mise en place de nouvelles capacités de production.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez des énergies renouvelables (EnR), n’est-ce pas ? L’idée était d’avoir des fournisseurs qui remontent la chaîne, en produisant.

M. Umberto Berkani. Oui, je parle des EnR, mais il me semble que l’idée, dans les premières discussions, était également de savoir s’il pouvait y avoir un investissement dans des centrales nucléaires – non pour en construire de nouvelles, mais sous la forme d’un droit de tirage particulier dans des centrales nucléaires. A priori, tout semblait possible, mais on s’est vite rendu compte que ce n’était pas le cas.

En ce qui concerne l’Autorité de la concurrence, la question de savoir ce que l’on devait faire s’est posée dès 2015. Fallait-il considérer que l’ARENH était un dispositif transitoire, que l’on irait jusqu’au bout de ce dispositif mais que l’on s’arrêterait là ? Dans ce cas, il fallait commencer à anticiper une sortie progressive du dispositif. Ou bien, si l’on se rendait compte que le dispositif n’avait pas fonctionné ou, en tout cas, qu’il n’avait pas atteint tous les objectifs voulus, il fallait penser déjà au coup d’après. Dès cette époque, il nous semblait important de se positionner sur la poursuite ou non de l’ARENH.

En 2019, nous faisons face à une situation inédite dans laquelle le plafond de l’ARENH est dépassé à un moment où – cela n’a pas toujours été le cas, comme en 2016 – le prix sur les marchés de gros est supérieur à celui de l’ARENH. On voit bien qu’il y a une difficulté : ce système ne parvient pas à atteindre en même temps les différents objectifs qui lui ont été fixés. C’est une transposition du triangle d’incompatibilité : on ne peut pas avoir en même temps, dans le système actuel, un plafond qui reste fixé à ce niveau, des tarifs réglementés qui n’augmentent pas et protègent le consommateur, et des alternatifs qui peuvent entrer sur le marché et proposer des offres concurrentielles par rapport à EDF.

Le point commun entre les deux avis que nous avons rendus est que nous sommes dans une situation dans laquelle on sent bien la tension entre les objectifs de la loi. On voit qu’il y a une difficulté et que la seule façon de la surmonter, en réalité, est de passer par la loi. Les principales composantes des objectifs ou des façons d’arriver à les réaliser sont, en effet, fixées par la loi.

C’est une des difficultés avec le décret qui fait l’objet de notre premier avis. D’abord, l’esprit qui anime ce décret est présenté, en partie, comme résultant du jeu du droit de la concurrence. Sur ce point, nous essayons d’expliquer la différence entre, d’une part, les objectifs du droit de la concurrence et ce qu’il permet de faire et, d’autre part, d’autres objectifs, notamment de régulation, qui ont été fixés par la loi en France. S’il faut les changer, c’est aussi dans ce cadre. On sent qu’il y a dans le décret un changement de nature du dispositif de régulation, qui est peut-être le bon ou non – c’est peut-être une partie de ce qui pourrait être fait –, mais on voit mal comment ce changement de nature pourrait être réalisé par décret, sans débat public, sans que le Gouvernement et le Parlement se positionnent sur les objectifs que le dispositif de régulation doit atteindre. Autre problème que l’on sent poindre, on risque d’avoir avec cette logique, comme vous l’avez rappelé, une confusion entre les objectifs que les différents outils de régulation doivent atteindre, à savoir l’ARENH et les tarifs réglementés de vente.

Quelles sont nos conclusions dans le cadre du second avis ? Elles sont assez similaires aux précédentes. Pour être honnête, et compte tenu du serment que j’ai prêté, je dois rappeler que si l’Autorité de la concurrence ne s’est pas prononcée sur les tarifs réglementés de l’électricité, elle l’a fait à propos de ceux du gaz, avant le début de la procédure qui a conduit à ce que l’on en recommande la suppression prochaine. L’Autorité de la concurrence n’est pas fondamentalement, ou à l’origine, la plus favorable à ce type de tarifs car ils distordent la concurrence. C’est une exception au droit de la concurrence, et ces tarifs doivent être bien encadrés. Nous nous sommes prononcés, je le répète, sur les tarifs du gaz, mais pas sur ceux de l’électricité.

Le débat a, de toute façon, été tranché et ce n’est pas à l’Autorité de la concurrence de décider si ces tarifs doivent être maintenus ou non. Ce n’est pas son rôle. La France a défendu leur maintien et elle l’a obtenu, notamment devant le Conseil d’État. Mais il y a une difficulté : si on l’a fait, c’était pour faire bénéficier le consommateur d’une stabilité des prix et, d’une manière générale, de la compétitivité du parc nucléaire français. Or on arrive à une situation dans laquelle la mise en œuvre des différents instruments de régulation aboutirait à ce que les tarifs réglementés ne remplissent pas leur objectif. Il nous a semblé qu’il fallait discuter de cette difficulté, de manière à ce que le Gouvernement puisse se prononcer sur la question de savoir si une telle situation est effectivement une conséquence nécessaire et que, dans ce cas, on dise clairement que les tarifs réglementés, à l’heure actuelle, ne peuvent plus atteindre leur objectif, mais aussi que le Parlement puisse éventuellement se prononcer sur cette question.

Voilà ce qui nous paraît les questions essentielles dans ces deux avis. Il y a, et vous l’avez peut-être vu, des éléments juridiques, mais on peut en discuter, à la rigueur. Au-delà, et quelles que soient les réponses juridiques, il y a des éléments d’arbitrage d’un type plus politique sur ce que l’on veut faire de nos différents outils. Si ceux qui existent à l’heure actuelle conduisent, comme nous le craignons, à une situation dans laquelle les injonctions sont contradictoires, il faut remettre à plat la question en se demandant ce que l’on veut faire. Ce n’est pas l’Autorité de la concurrence qui peut réaliser ce travail, mais plutôt le Gouvernement et le Parlement. J’imagine que c’est en partie la raison pour laquelle vous m’avez demandé de venir devant vous.

M. le président Julien Aubert. Nous allons essayer de défricher un peu le terrain. Vous avez répondu très prudemment, et je vais maintenant vous poser des questions très précises.

L’Association nationale de défense des consommateurs et usagers dit que « pour maintenir la concurrence, on augmente les prix. Cela va à l’encontre de ce que l’on a présenté comme les bénéfices de la concurrence quand on a ouvert le marché. [...]. En fait, il s’agit d’augmenter le prix de l’électricité de telle sorte que le plus mauvais des fournisseurs privés puisse encore exister face à EDF. Ce n’est pas cela, la concurrence ». Êtes-vous d’accord avec cette affirmation ?

M. Umberto Berkani. Je n’ai pas les chiffres exacts, mais il me semble que les prix en France restent encore relativement attractifs et compétitifs par rapport au reste de l’Europe. Ensuite, il faut bien distinguer deux points dans notre analyse. Il y a une partie des augmentations de prix, notamment celles dont on discute actuellement, qui sont liées à une augmentation des coûts. S’ils augmentent, il n’existe pas d’autre solution que d’augmenter les tarifs. Il y a effectivement une partie de l’augmentation qui, de notre point de vue, revient à faire payer les consommateurs pour les limites du système de régulation et donc, d’une certaine manière, à faire supporter par eux, plutôt que par les fournisseurs, les limites de l’ARENH. Si c’est ce que veut dire la deuxième partie de la citation, je suis d’accord.

M. le président Julien Aubert. Pensez-vous que la CRE abuse de son pouvoir en faisant fi des lois existantes pour imposer par voie réglementaire ce qui relève du pouvoir législatif ? C’est ce qu’indique un article de Mediapart qui analyse la dispute entre vos deux institutions et tire notamment de votre avis, très long et argumenté, sur les changements de méthode et d’analyse du marché de la part de la CRE, la citation suivante : « Ces dispositions conduiraient à privilégier un mode de fixation des tarifs réglementés de vente […] qui pourrait porter atteinte à l’objectif de modération et de stabilité des prix de l’électricité que la loi assigne à ces tarifs ».

M. Umberto Berkani. Je ne le pense pas du tout. La CRE est totalement dans son rôle, qui est de proposer un tarif. Comme je l’ai dit, le système de régulation poursuit différents objectifs. Cela arrive, et ce n’est pas toujours facile. De notre point de vue, ces objectifs sont en partie contradictoires. Cela ne posait pas de problème, et c’était finalement assez neutre, tant que le plafond de l’ARENH n’était pas dépassé, mais il faut traiter les contradictions puisque c’est maintenant le cas.

Sans entrer dans les détails techniques, sauf si vous le souhaitez, je voudrais souligner que l’article R. 337-19 du code de l’énergie contient, en lui-même, les tensions entre les différents objectifs et les différentes conceptions de notre système de régulation. La CRE doit composer avec ces tensions et ces contradictions. Elle a proposé une méthode permettant d’appliquer sa compréhension de cet article, compte tenu de l’intégralité des textes qui encadrent son travail sur les tarifs. La CRE l’a fait d’une manière extrêmement transparente, non seulement dans sa délibération mais aussi à l’occasion d’une séance qui a eu lieu au sein de l’Autorité de la concurrence dans un contexte où la CRE savait, puisqu’il y avait déjà eu un autre avis, que nous n’étions pas tout à fait sur la même ligne sur certains sujets.

La CRE doit proposer un tarif. Celui-ci, de notre point de vue, intègre une partie des contradictions du système de régulation. Notre propos n’était pas de discuter les intentions de la CRE, mais de souligner le fait que les textes sont à tout le moins ambigus et en partie contradictoires en ce qui concerne les objectifs. Il y a donc des questions qui se posent sur le plan juridique, et il n’existe pas, selon nous, une seule interprétation possible. Compte tenu des conséquences auxquelles cela conduit, il faut être sûr que l’on retient la bonne interprétation et que celle-ci est consolidée juridiquement.

Le débat va, je le répète, au-delà de la question juridique. La CRE propose un tarif compte tenu de la conception qu’elle a, et en mettant tout sur la table. Nous qui avons forcément une vision un peu différente et qui avions indiqué, dans un précédent avis, qu’il fallait faire un pont entre les TRV et l’ARENH, en regardant bien les conséquences, nous disons au Gouvernement qu’il y a derrière cette proposition tarifaire un choix qu’il faut clarifier et assumer. Ce choix est d’autant plus important que c’est la première fois qu’on se trouve dans cette situation, mais sans doute pas la dernière. La méthodologie qui va être retenue continuera à s’appliquer dans le futur. Ce n’est pas la deuxième fois qu’il faut se poser la question, mais maintenant. Et cette question est à la fois juridique et politique. Chacun doit y répondre.

M. le président Julien Aubert. D’abord, un élément de diagnostic par rapport à ce que vous avez dit. On ne fait pas la concurrence pour la concurrence, mais pour atteindre un objectif, dont je rappelle qu’il s’agissait d’avoir des prix plus bas pour le consommateur et des acteurs capables de concurrencer le nucléaire, ou en tout cas l’acteur nucléaire, avec des modes de production alternatifs. À la fin, on a une hausse des tarifs, et le premier objectif n’est donc pas tenu. Vous nous avez également dit que le deuxième objectif n’était pas atteint.

Si je reprends votre triangle d’incompatibilité, vous nous dites en fait que l’on ne peut pas avoir des tarifs réglementés, l’ARENH et la concurrence. Il m’a semblé comprendre, d’après ce que vous disiez, que les tarifs réglementés sont peut-être le fautif, ou plutôt que s’il fallait choisir et bouger sur un point, ce serait plutôt là, selon vous. J’ai l’impression que pour la CRE ce serait plutôt du côté de l’ARENH. J’ai envie de vous poser une question un peu provocatrice : vu les résultats de la concurrence, n’est-ce pas le troisième objectif qu’il faut faire sauter ?

M. Umberto Berkani. Jolie question… (Sourires). Nous n’avons pas de préférence en la matière. Je vous ai dit, pour que mes propos soient clairs et transparents, que nous avons indiqué en 2013 nos doutes, s’agissant du marché du gaz, sur les TRV et leurs conséquences pour le fonctionnement de la concurrence. Depuis, la question des TRV avait été réglée, du moins jusqu’à ce jour : le choix avait été fait, et validé juridiquement, de les maintenir dans un certain objectif et selon certaines modalités.

Il y a effectivement une première question qui se pose : quid de l’ARENH ? Dans son avis 19-A-01, de janvier 2019, l’Autorité de la concurrence a dit que la solution technique la plus simple, en première analyse, serait de modifier le plafond de l’ARENH, même si cela présente quelques difficultés. La première est qu’il faut passer par la loi, ce qui ne se fait pas comme ça, même si j’ai bien vu qu’un amendement visant à remonter le plafond de l’ARENH a été déposé dans le cadre de la discussion sur le projet de loi relatif à la croissance et à la transformation des entreprises (PACTE). Au-delà des aspects techniques, il existe une question un peu plus globale. Lors de l’adoption de la loi NOME, on s’était demandé, notamment dans des échanges de lettres et dans les débats qui ont eu lieu, s’il faudrait augmenter le plafond à un moment. On pensait à l’époque que ce serait très lointain et même que cela n’arriverait pas, parce que tout irait bien quand on arriverait au plafond, mais la question peut se poser. Seulement, le plafond actuel repose sur un équilibre qui a été décidé lors de l’adoption de la loi NOME et, si l’on change le plafond, il est possible que cela change l’équilibre – si on modifie un tout petit peu le plafond, peut-être pas, mais si on le change beaucoup ou si l’on déplafonne complètement, on change vraiment le système.

Une première solution consisterait à modifier l’ARENH, effectivement. Le problème qui se pose, en ce moment, est que si on ne le fait pas, cela revient de fait à faire bouger les TRV et à changer leurs objectifs. Nous n’avons pas d’opinion à avoir sur ce point. Nous soulignons quel est l’objectif actuel des TRV et que si l’on augmente ces tarifs, il faut le dire et être clair sur le fait que, parmi tout ce que l’on pouvait changer, on a décidé de faire bouger les TRV. Le problème est qu’en agissant ainsi, on remet en cause leur objectif initial.

M. le président Julien Aubert. Faire bouger signifie augmenter ?

M. Umberto Berkani. Bien sûr.

Il reste votre troisième point : faut-il abandonner la concurrence ? Vous imaginez bien quelle va être ma réponse. (Sourires). Néanmoins, il y a effectivement une question à se poser, qui est sous-jacente et même presque explicite dans notre rapport de 2015 sur l’ARENH et dans nos avis actuels : quelle concurrence veut-on, et sur quel bout du marché ?

Je vais m’expliquer. Comme je l’ai dit tout à l’heure, il y avait dans la loi NOME, ou en tout cas dans l’ARENH, trois objectifs – ils concernaient le consommateur, le marché de gros et le marché de détail, pour faire simple. Quand un système atteint ses limites, on doit se demander si l’on peut réaliser tous les objectifs fixés et, si on ne le peut pas, s’il faut les hiérarchiser.

Dans notre avis de janvier 2019, on voit bien que le principal « focus » pour tout le monde reste le marché de détail, quitte à ce que la concurrence soit plus régulée ou régulée différemment sur le marché de gros. C’est alors que se pose la question de savoir quel est le type de marché et le type de concurrence que l’on veut avoir : a-t-on besoin de réguler et éventuellement de limiter la concurrence sur un bout pour en avoir un peu plus ailleurs ?

Derrière, il y a la question de savoir ce que l’on fait du nucléaire. Dans le rapport de 2015 sur l’ARENH, nous avons indiqué que pour favoriser le développement et le dynamisme du marché de détail il faudrait peut-être trouver un moyen de rendre plus neutre, ou plus isolée, la question du nucléaire.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous préciser ?

M. Umberto Berkani. Je peux préciser différentes hypothèses, mais elles ont toutes des conséquences et elles doivent toutes être expertisées.

M. le président Julien Aubert. Nous essayons d’analyser les causes. Ce sont des mesures techniques, mais il faut nous expliquer – en tout cas, il faut m’expliquer : je parle en mon nom propre – ce que cela implique quand on choisit une option. Quand vous parlez de faire bouger l’ARENH, je comprends que l’on donnera accès à des fournisseurs alternatifs à une part plus importante de l’électricité nucléaire, en espérant qu’ils puissent remonter l’amont pour devenir de véritables producteurs – tout en sachant que cela n’a donc pas fonctionné. Quelque part, cela revient à considérer de plus en plus l’énergie nucléaire, alors qu’on veut en sortir, ce qui est peut-être un sujet, comme un bien d’intérêt général servant de moteur de la concurrence pour d’autres énergies. J’aimerais que vous précisiez les conséquences de ce que vous proposez – ou évoquez.

M. Umberto Berkani. Merci pour cette dernière précision. (Sourires).

La question est effectivement de savoir pourquoi on mettrait à disposition plus ou moins de nucléaire.

En ce qui concerne le point de chute, il y a une réponse technique, mais aussi juridique et politique, que je n’ai pas et qui change un peu la donne. Pour l’instant, on a vu qu’il n’a pas été possible pour les alternatifs de remonter la chaîne de valeur, notamment pour de l’énergie de base pouvant concurrencer le nucléaire. Il existe une question – et je n’ai pas la réponse, je le répète – qui est de savoir si, dans un futur plus ou moins proche, la part du nucléaire va baisser soit parce qu’on l’aura décidé juridiquement, c’est-à-dire politiquement – indépendamment du coût respectif du nucléaire et des autres énergies, on déciderait une baisse pour des raisons un peu exogènes et, dans ce cas-là, vous voyez bien qu’il serait plus facile pour les concurrents de se positionner sur l’amont – soit parce que les énergies renouvelables vont voir leur coût baisser et que, éventuellement, le nucléaire va voir ses coûts augmenter – mais cela peut être uniquement parce que le renouvelable verrait ses coûts baisser – et leur compétitivité relative évoluerait alors.

Si c’est atteignable à court ou moyen terme et si c’est en accord avec le mix énergétique projeté pour dans quelques années, on peut se dire que le système peut continuer à fonctionner d’une manière transitoire et qu’il faut juste le recalibrer, soit dans le temps soit dans les montants, ou plutôt les volumes, pour aboutir à cet objectif. Si c’est possible, on est bien dans un système transitoire, quitte à ce que la transition dure plus longtemps. Si ce n’est pas possible, ou si la perspective est tellement lointaine que l’on rencontrera des difficultés, alors il faut se poser la question de savoir si l’on doit pérenniser l’ARENH, ou son équivalent.

Il y a ensuite de nouvelles questions à se poser : vous voyez bien que si l’on pérennise l’ARENH, il reste à savoir à qui et à quoi on donne accès. Il existe différents modèles.

Le premier, et c’est sur ce plan que l’Autorité de la concurrence s’est un peu alertée en janvier 2019, consiste à considérer que, quelle que soit la façon juridique de procéder, on a du nucléaire et ensuite des fournisseurs qui se servent, y compris EDF, dans les mêmes conditions. On peut assez bien imaginer ce modèle – il y aura vraisemblablement des conséquences financières pour la gestion de la transition, mais on peut l’imaginer. Ce modèle peut être construit d’une manière clairement patrimoniale, mais aussi financière, etc.

Dans le décret que nous avons analysé en janvier dernier, on voyait un peu ce schéma se profiler. Sur plusieurs points du décret, on observait plus de symétrie par rapport à EDF. C’est un choix possible. Néanmoins, de notre point de vue, il ne se fait pas par décret. Il y aurait en tout cas cette solution, qui consiste finalement à isoler un peu le nucléaire en amont, puis à assurer une égalité entre les différents producteurs. C’est généralement l’image que l’on a en tête pour une facilité essentielle ou une boucle locale : on isole ce qui est au-dessus.

M. le président Julien Aubert. Que veut dire « isoler le nucléaire » ? C’est comme la louve romaine qui donne la tétée ?

M. Umberto Berkani. Isoler revient à considérer qu’il y a bien un marché en amont. Je ne suis pas sûr de bien saisir votre comparaison (Sourires), mais je vais quand même répondre à la question.

M. le président Julien Aubert. C’est le symbole de la louve qui donne la tétée aux petits louveteaux.

M. Umberto Berkani. EDF serait alors un louveteau à côté des concurrents alternatifs. Vous voyez bien que ce serait un changement assez radical du point de vue patrimonial. Sur le plan théorique, c’est néanmoins un des systèmes que l’on peut envisager.

L’autre système serait de considérer le nucléaire comme une sorte de bien public. Tout consommateur aurait sa part de nucléaire dans sa facture. On répartirait son coût entre tout le monde et la concurrence se ferait sur le reste. Je m’explique : au lieu d’avoir des fournisseurs qui récupèrent une part du nucléaire et la revendent ensuite, il y aurait un service public du nucléaire, ou un service public de la base, car une partie de l’hydroélectricité pourrait éventuellement en faire partie. Une partie du tarif de la facture serait fixée là-dessus, sans que cela puisse représenter, compte tenu de notre parc de production, l’intégralité. Sur l’autre partie, 25 % ou 30 % du total, on choisirait un fournisseur – les gens se fourniraient auprès du meilleur fournisseur sur cette partie.

On peut sans doute imaginer d’autres systèmes théoriques, mais l’idée est de dire, en gros, que si l’on doit pérenniser le fonctionnement de la concurrence, il faut bien admettre que le nucléaire change la donne sur le marché français et trouver une façon de le rendre neutre pour la concurrence sur le marché de détail.

M. le président Julien Aubert. Merci pour ces précisions. Je pense que mes collègues ont ainsi pu comprendre toutes les ramifications.

On arrive au dernier point de ma réflexion. Il y a deux choses que je n’arrive pas vraiment à concilier. D’un côté, on nous dit que les énergies renouvelables, ou en tout cas certaines d’entre elles, deviennent matures, que c’est une question d’années. Le président de la CRE nous a dit que tout le monde serait à un étiage compris entre 60 et 80 euros le mégawattheure. On serait plutôt tenté d’en tirer comme conséquence qu’il faut laisser l’éolien, le photovoltaïque et le nucléaire se concurrencer, en matière de prix. La logique serait de se dire, alors, qu’il faut enlever les petites roulettes – on a un tricycle aujourd’hui – pour que tout le monde soit sur un vélo. En même temps, on nous dit qu’il faut quand même y aller lentement, car c’est mature mais pas tout à fait, et on nous présente la douloureuse, qui est déjà assez élevée. D’un autre côté, vous faites le pari que le nucléaire pourrait rester compétitif, dans la deuxième option, et qu’il faudrait donc le sortir de l’équation pour ne pas distordre la concurrence. Dans ce cas, le nucléaire aurait quand même une fonction très bizarroïde. On se demande pourquoi on agirait de la sorte si l’on considère que l’on va bien vers une maturation de la concurrence. À la limite, je n’ai pas de religion sur ce sujet, mais nous avons, en tant que représentants de la Nation, une responsabilité en ce qui concerne le coût. Il y a un climat social particulier, sur le plan de l’acceptabilité. Or toutes les options ne sont pas égales si, dans un cas, la facture d’électricité augmente de 30 % et, dans l’autre, de 5 % ou 10 %. Il faut prendre en compte cet aspect.

J’aimerais comprendre si le fait d’avoir misé sur les énergies électriques vertes, dont on sait qu’on a les a subventionnées en faisant parfois des erreurs, et avec une stratégie descendante, a provoqué une augmentation naturelle du coût de l’électricité produite, ce qui expliquerait tous les problèmes… Si l’on continue, on va mécaniquement avoir une hausse du prix de l’électricité qui posera des problèmes structurels et systémiques de plus en plus importants : on n’arrivera pas à concilier un prix de l’électricité bas, notamment pour les ménages les plus précaires, le déploiement de l’énergie verte, qui coûterait très cher, et le risque pesant sur le moteur de l’ensemble – celui de voir la fameuse louve, que j’évoquais, devenir un peu rachitique parce que, entre la concurrence qu’elle subit et le fait que l’on partage, elle finit, à un moment, par ne plus arriver à alimenter tout le système. Avez-vous des éléments de réponse qui permettraient de m’éclairer ? Nous passerons ensuite aux questions du rapporteur.

M. Umberto Berkani. Si j’avais osé, j’aurais moi aussi utilisé la métaphore des roulettes et du vélo dans mon propos liminaire ! Beaucoup de vos questions méritent des réponses techniques et prospectives dont je ne dispose pas. Effectivement, même si les coûts s’harmonisent, on peut se demander s’il ne faut pas conserver les petites roulettes un peu plus longtemps, au motif que tout fonctionnera bien quand on les enlèvera... Je ne suis pas capable de vous le dire. Pourtant, c’est l’une des questions fondamentales à laquelle il faut répondre avant de se projeter dans un système de marché.

Il faut distinguer la réalité industrielle – le coût auquel on va arriver – et la réalité politique. Si, pour des raisons autres que celles du fonctionnement du marché et de la concurrence, on décide de réduire la part du nucléaire, il y aura plus de place pour d’autres producteurs et d’autres productions à moyen terme. Dans ce cadre, il n’y a pas de raison que les fournisseurs alternatifs ne récupèrent pas leur part de cette production.

Cela aura-t-il une conséquence sur les coûts ? C’est une autre question, à laquelle je ne sais pas répondre. Mais, en tout état de cause, il faut trancher le problème, tant d’un point de vue industriel – de réalité des coûts – que d’un point de vue politique – que veut-on faire avec notre mix énergétique ? Tant que nous n’aurons pas les idées claires, on ne pourra pas dire si l’ARENH ou tout autre système de régulation doit être pérennisé ou si, comme on l’avait imaginé au départ, ce système doit rester transitoire…

C’est une question difficile, mais essentielle. On peut aussi parier que cela n’interviendra pas à court terme et qu’il peut donc être utile de repenser un système de type ARENH sur le long terme. Mais cela dépasse mes compétences.

Quant au coût des EnR dans l’absolu, et à leur responsabilité dans l’augmentation de la facture, nous nous y sommes relativement peu intéressés dans nos derniers travaux comme de manière plus générale. Certes, nous avons traité quelques cas contentieux, mais ils n’avaient pas de liens directs avec les énergies renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Vous voulez dire en 2019 ?

M. Umberto Berkani. Je fais référence à la proposition d’augmentation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vais vérifier si j’ai bien compris les termes du débat concernant les 100 TWh. Il s’agit de trancher une question quasi philosophique : les concurrents ont-ils besoin de plus de soutien ou de plus de temps pour arriver à maturité, au motif que l’on aurait sous-estimé le temps nécessaire dans la première configuration ? La mise en concurrence visait à aboutir à un prix plus bas et à une capacité à compenser à terme, dans une optique de transition. L’a-t-on bien évalué au démarrage ?

En effet, le dispositif est assez récent puisqu’il date de 2010. À cette époque, on pensait que le plafond de 100 TWh était très élevé et qu’il y aurait peu d’acteurs sur le marché. Or beaucoup d’acteurs se sont déployés, sur des volumes plus importants que les estimations initiales, avec des niveaux de maturité différents et une plus grande fragilité que les acteurs historiques initiaux : si six acteurs – et non deux cents – s’étaient réparti les 100 TWh, ils auraient été suffisamment robustes. Nous avons probablement sous-estimé ce foisonnement d’acteurs, leur créativité et leur innovation.

Doit-on veiller à ne pas « rendre la louve rachitique », rester à 100 TWh et demander aux fournisseurs alternatifs de monter en compétence dans ce système contraint ? Dans ce contexte, par le biais de la concurrence, seuls les meilleurs survivront.

Ou doit-on au contraire faire évoluer le système du fait de ces différences de maturité, afin de ne pas tuer l’émergence d’une concurrence plus importante, plus intéressante et plus solide à terme ?

M. Umberto Berkani. Je ne suis pas capable de vous le dire. J’ai l’impression que vous estimez que le nombre de concurrents a limité leur faculté à remonter la chaîne de valeur. Je ne suis pas sûr que ce soit lié.

Certains concurrents ont une politique active de montée en capacité. Mais quelles capacités de base leur permettent de concurrencer le niveau de compétitivité du nucléaire ? Là est le problème : il n’y en a pas beaucoup. Le nucléaire en fait partie, mais pour différentes raisons, il n’a pas été possible de monter en valeur sur le nucléaire. L’hydraulique en fait aussi partiellement partie – mais seuls 20 TWh d’hydraulique peuvent être considérés comme de la base sans débat, puisqu’il faut faire la différence entre le fil de l’eau et la pointe.

C’est donc moins une question liée au nombre d’acteurs – vous interrogerez les acteurs, peut-être auront-ils une vision plus précise que la mienne – mais une question de compétitivité et de prix de revient des différentes énergies. Si, pour des raisons presque exogènes au système de régulation, à moyen terme, dans une perspective raisonnable, les niveaux de coût se rapprochaient, cela changerait-il la donne ? Dans ce scénario, on considérera qu’au moment où le petit garçon est monté sur son vélo avec ses roulettes, la route était en pente – il n’arrivait donc pas à pédaler. Maintenant qu’il a atteint le plat, il va pouvoir avancer ! Quand il avancera, on pourra enlever ses roulettes et il ira tout droit. Je ne peux vous le dire. Cela peut marcher, auquel cas la première phase ne sera pas représentative de la suite.

En 2015, nous étions arrivés à la conclusion qu’entre 2010 et 2015 il ne s’était pas passé grand-chose du point de vue de la remontée de chaîne de valeur sur les capacités de production de base. Nous ne voyions pas exactement ce qui pourrait changer. En 2016, les prix de gros sont passés sous l’ARENH et cela n’a pas posé de difficultés.

Désormais, parce qu’ils ont été dynamiques et qu’une partie des tarifs a été supprimée, les fournisseurs alternatifs ont besoin de toute l’ARENH disponible, ce qui engendre la difficulté actuelle. Est-ce à l’ARENH de permettre aux fournisseurs alternatifs de contester les tarifs – de marché ou réglementés – d’EDF ? Doit-on rester sur le plafond initial de 100 TWh car c’est la règle du jeu et le dépasser aurait des conséquences ? Ou doit-on le remonter pour permettre à la concurrence de se développer, tout en évitant une hausse des tarifs réglementés ?

C’est la question fondamentale. Il existe au moins deux instruments de régulation sur le marché, chacun doté d’une mission propre : veut-on que chacun continue à jouer son rôle ? Si oui, il faut procéder à un ajustement ; si non, les tarifs réglementés risquent d’augmenter. S’il s’agit de signifier que les tarifs réglementés n’ont plus d’intérêt, autant l’assumer ! Dans le cas contraire, il faut procéder à un ajustement de l’ARENH. Dans les deux cas, il faut se positionner sur la hiérarchie des objectifs et les moyens pour les atteindre.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous estimez qu’entre 2010 et 2015 les choses n’ont pas tellement changé. Mais dans la mesure où les temps de sortie des projets EnR sont longs – souvent de trois ou quatre ans –, le statu quo durant cette période n’est pas étonnant. N’est-il pas un peu tôt pour faire un bilan ? Dans quelle mesure est-on capable d’évaluer la fiabilité des projections ? Ces questions recoupent la deuxième partie des travaux de notre commission d’enquête.

En résumé, rester sur ce modèle, est-ce de l’entêtement ou du bon sens – si l’on considère qu’il faut lui laisser le temps de maturer ?

M. Umberto Berkani. Le système de régulation était prévu pour une durée relativement courte. Certes, le bilan de 2015 a été réalisé rapidement – cinq ans après le démarrage du dispositif – mais cette période représente un tiers de la durée et ce n’est ni en juin 2025, ni en décembre 2024 qu’il va falloir se poser la question de la poursuite – ou non – du dispositif...

C’est pourquoi en 2015, nous avons fait le constat qu’il ne s’était pas passé grand-chose. Par ailleurs, les experts estimaient alors qu’il ne se passerait peut-être pas grand-chose, non parce que les fournisseurs alternatifs n’avaient pas essayé de développer leurs capacités de production, mais parce qu’on ne savait pas s’ils seraient en mesure de devenir compétitifs en développant ces capacités de production.

M. le président Julien Aubert. Certes, il y a un problème lié à la taille. Mais quand vous savez qu’avec l’ARENH vous pouvez obtenir un bon prix, cela vous pousse-t-il à vous structurer ? En réalité, la concurrence n’est-elle pas virtuelle ? En tout cas, elle est très particulière : il est rare d’aller acheter les tomates du voisin en lui disant : « Tu es obligé de me les vendre moins cher. Je les vendrai ensuite avec une marge, en faisant une meilleure communication que toi. ». Dans ce cas, en effet, pourquoi produire des tomates si on peut en acheter à bon prix et que votre concurrent est obligé de vous les vendre ? Le fonctionnement du système n’est-il pas partiellement vicié, ce qui expliquerait l’absence de fournisseurs associés dans une logique de production – de la production à la consommation – dans le secteur des énergies alternatives ?

M. Umberto Berkani. Pour filer la métaphore, votre question équivaut à se demander si on doit mettre des roulettes au vélo de son petit garçon ou si cela va l’empêcher de se lancer…

Devant l’Autorité de la concurrence, les acteurs prétendent que leur marché est particulier dans quasiment tous les dossiers ! En l’occurrence – et j’ai analysé différents marchés –, on peut dire que le marché français de l’électricité est particulier. D’une certaine façon, si l’électricité était la propriété d’un monopole, ce serait plus simple : on aurait une facilité essentielle et on procéderait comme pour la boucle locale.

M. le président Julien Aubert. Le monde change…

M. Umberto Berkani. Qu’il n’y ait pas de malentendu : on pourrait aussi dire « une entente, c’est plus simple, tout le monde est d’accord ! ». Là n’est pas la question. Moins de concurrence, serait-ce une bonne ou une mauvaise chose à court, moyen et long termes ? Quel modèle de concurrence souhaite-t-on ? Il y en a plus d’un possible.

Soyons clairs, la France a une particularité : sa production électrique, même si, sur le détail et la fourniture, il n’y a aucune raison qu’il n’y ait pas de concurrence. Dans ce cadre, comment régule-t-on mieux ? Le système avait été imaginé pour permettre à moyen terme une concurrence sur les marchés de gros et de détail, dans l’esprit des directives. Dans l’avis de 2019, nous soulignons la complexité à anticiper. Ce n’est pas une réussite… Pour autant, certains opérateurs se sont structurés, comme Direct Énergie, racheté par Total, qui est désormais un opérateur disposant d’une force de frappe sur différents segments du marché de l’énergie.

Doit-on se rapprocher d’un système avec plusieurs opérateurs intégrés sur des segments différents ? Comment faire pour que tout fonctionne le mieux possible ? En France, la concurrence sur le marché de détail est prépondérante pour le dynamisme et le bon fonctionnement du marché. Comment régule-t-on son environnement pour que cela fonctionne le mieux possible ?

En l’état actuel de la loi NOME, nous avons fait un choix de régulation, avec des postulats, des objectifs et des moyens. Pour l’instant, les objectifs ne sont pas vraiment atteints, ce qui nous oblige à reposer l’équation : que veut-on faire et comment le fait-on ?

Le problème n’est pas simple, du fait de questions techniques sous-jacentes – pour lesquelles nous n’avons pas forcément les réponses –, de problématiques exogènes au fonctionnement concurrentiel du marché – que veut-on faire de notre mix énergétique ? – et des questions financières – quels investissements réaliser de suite et plus tard ? Enfin, il faut savoir ce que l’on fait de nos choix politiques historiques. Bien entendu, l’Autorité de la concurrence ne saurait traiter tous ces sujets. En outre, s’ils doivent être traités de façon concomitante et si l’on souhaite mettre en place un bon système, cela va prendre du temps et 2025 est proche !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Suite à la proposition de la CRE d’augmenter le tarif réglementé de 5,9 %, vous indiquez qu’une partie de la hausse dépend du plafond de l’ARENH, ce qui conduit à une sur-rémunération d’EDF. Vous partez donc du principe qu’on engraisse la louve avec ce système. Mais ne s’agit-il pas plutôt de la laisser tranquille ?

M. Umberto Berkani. Dans un système classique de régulation des prix réglementés, on ajoute simplement ce qu’on appelle une « marge raisonnable » aux coûts de l’opérateur. Mais, dans le cas présent, une partie assez importante de l’augmentation n’a rien à voir avec l’augmentation des coûts de l’opérateur : si le coût est de 10 et que j’ajoute 0,3 de marge, mais que je facture 11 pour des raisons exogènes, la différence de 0,7 est bien une sur-marge.

Vous avez raison, nous estimons que cette augmentation conduit entre autres à rémunérer davantage EDF. Notre analyse ne juge absolument pas de l’opportunité de cette décision. Bien entendu, les pouvoirs publics peuvent utiliser les tarifs réglementés – ce sont des tarifs réglementés – pour mettre en œuvre des impératifs politiques. On considérera alors que le consommateur – dont j’espère qu’il sera quand même un peu protégé – peut payer un peu plus. Mais il faut le dire ! Or ce n’est pas le cas…

M. le président Julien Aubert. Parlez-vous des tarifs réglementés ou de l’ARENH ? Affirmez-vous que l’augmentation des tarifs réglementés conduit à une sur-rémunération d’EDF ?

M. Umberto Berkani. On sait que 60 % de l’augmentation prévue résulte de l’augmentation des coûts d’EDF – incluant sa « marge raisonnable ». Cela signifie que 40 % n’est pas liée à l’augmentation des coûts d’EDF, mais à ceux de l’ARENH et aux conséquences du dépassement de l’ARENH pour les alternatifs.

M. le président Julien Aubert. Le dispositif de dépassement de l’ARENH induit selon vous une sur-rémunération pour EDF, c’est bien cela ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Si je comprends bien, ce sont les 33 TWh qui n’ont pu être livrés à ses concurrents qui induisent la sur-rémunération d’EDF.

M. Umberto Berkani. C’est la transposition de ce décalage dans les tarifs réglementés qui a abouti à une sur-rémunération d’EDF. Dans la proposition de tarifs, une partie de l’augmentation est justifiée de la manière suivante : compte tenu du fait que les fournisseurs alternatifs ne vont pas avoir toute l’ARENH qu’ils ont demandé, ils vont devoir acheter de l’énergie sur les marchés de gros dans des conditions dégradées – au dernier moment. Ils vont donc la payer plus cher. Afin que les tarifs réglementés ne soient pas contestables par ces alternatifs, il faut les augmenter.

Cette partie de l’augmentation des tarifs réglementés n’est plus le reflet de l’augmentation des coûts d’EDF, mais des contraintes de coût subies par les concurrents. On les fait subir par transposition aux tarifs réglementés de vente (TRV), et donc aux clients, d’EDF.

La CRE l’indique de façon très transparente dans sa délibération – même si c’est plus complexe d’un point de vue juridique et financier –, en complément des habituels coûts, les tarifs comportent une brique additionnelle : le surcoût lié à la transposition de la situation des concurrents. C’est ce que nous considérons comme un effet d’aubaine pour EDF, qui peut avoir des conséquences positives si on prend le système dans sa globalité. Mais si tel est l’objectif, il suffit de le dire, afin d’en discuter en toute transparence.

M. le président Julien Aubert. Si les fournisseurs alternatifs avaient remonté la chaîne de valeur et disposaient de leur propre mode de production, l’effet aurait-il été le même ?

M. Umberto Berkani. Non, effectivement, si leurs capacités de production étaient compétitives.

M. le président Julien Aubert. Le système tourne en rond.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ils sont donc tous interdépendants. Dans votre avis, vous écrivez qu’avec ce système, la marge réelle passerait de 3,80 à 7,10 euros par MWh pour les tarifs bleus vendus aux ménages, soit une hausse de 87 %, et de 3,20 à 6,50 euros par MWh pour les tarifs bleus des petits producteurs, soit une hausse de 103 %. Comment passe-t-on de 5,9 % à 103 % d’augmentation pour les professionnels et 87 % pour les particuliers ?

M. Umberto Berkani. Quand votre marge passe de 3,2 % à 6,5 %, elle augmente de 3,3 points, soit 100 %.

Mme Laure de La Raudière. Dans l’absolu, c’est plus grave ! C’est incroyable : je connais peu d’entreprises où l’on constate de telles hausses !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il faut savoir à quoi sert cette marge : est-ce une auto-rémunération ? Le cadeau qu’EDF se fait à lui-même ? Quelle logique sous-tend cette hausse ?

Pourriez-vous également nous expliquer la différence entre les ménages et les petits professionnels ? L’augmentation est globale : pourquoi constate-t-on des différences de pourcentages ?

M. Umberto Berkani. La hausse n’est pas globale. La CRE valide différentes hausses de tarifs, en fonction des types de consommateurs et de différents facteurs. Nous avons choisi deux lignes dans l’avis, afin que notre propos soit le plus compréhensible possible. Il existe dix sous-catégories de tarifs réglementés – cinq pour les clients résidentiels, appelés RES1, 2, 3, 4 et 11, et cinq pour les petits professionnels, appelés PRO1, 2, 3, 4 et 11. Vous retrouvez toutes les données dans la délibération de la CRE.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Je vais revenir sur l’ARENH, même si nous avons déjà beaucoup débattu du sujet. Si l’on mise sur la baisse du nucléaire telle que prévue et sur l’augmentation des EnR, on peut considérer que l’ARENH, qui était un dispositif transitoire, doit le rester, mais qu’en l’état actuel il pose des difficultés, voire qu’il est obsolète. Le relèvement du plafond des 100 TWh n’est pas la seule problématique. Derrière ce dispositif, il y a des défauts et des effets d’aubaine. Vous avez parlé des effets d’aubaine : certes, ils existent pour EDF, mais aussi pour les fournisseurs alternatifs qui actionnent l’ARENH lorsque le tarif est haut et la « délaisse » quand il est très bas – ce qui peut se comprendre. Durant cette période transitoire, considérez-vous que l’ARENH pourrait avoir un plafond et un plancher ?

Ma deuxième question sera plus provocatrice : finalement, ne demande-t-on pas à l’opérateur historique – et donc un peu à l’État qui détient encore 85 % de son capital – de subventionner des concurrents qui captent des actifs existants sans pour autant investir ? Or ce manque d’investissement amont dans les énergies alternatives a pour conséquence l’absence d’une véritable concurrence et l’échec de la troisième partie du triptyque. Cette situation peut-elle durer ? Si l’on peut considérer qu’elle était nécessaire au début de la mise en concurrence, est-ce encore le cas ? Par le biais des tarifs, ne fait-on finalement pas porter aux consommateurs le subventionnement des concurrents ?

M. Umberto Berkani. La majorité de vos questions concernent l’architecture du marché. Je tiens à être clair : l’Autorité de la concurrence n’est pas paysagiste, c’est un simple jardinier qui évite que les mauvaises herbes poussent. Lorsqu’un projet de loi est présenté, on nous demande souvent notre avis. Nous le donnons bien volontiers, mais n’avons pas ex ante d’opinion sur l’architecture du marché.

Je le répète : nous souhaitions simplement être certains que le débat sous-jacent avait été bien perçu par le Gouvernement et la représentation nationale. Grâce à la discussion au sein de cette commission, j’en suis maintenant convaincu. C’est une bonne chose.

Ensuite, il y aura des choix à faire. Nous sommes prêts à y être associés, mais je ne peux dès à présent répondre à vos questions.

Concernant les effets d’aubaine et l’arbitrage, il faut comprendre qu’après sa mise en place, les fournisseurs alternatifs ont utilisé le système de manière rationnelle et optimale. Si vous lisez nos différents avis, vous aurez constaté que l’une de nos difficultés a été de tenter de corriger les effets d’aubaine liés à toutes les situations non anticipées – soit parce que, techniquement, on ne savait pas que c’était possible, soit après que les prix du marché de gros sont passés en dessous de l’ARENH. Ces effets d’aubaine n’étaient pas voulus par les pouvoirs publics, ni à l’origine par les alternatifs, mais ils en ont profité autant qu’ils le pouvaient – c’est le jeu.

Vous avez raison, si on réforme, prolonge ou pérennise l’ARENH, cela va forcément changer sa nature, donc ses mécanismes et donc les « trous dans la raquette » que sont les effets d’aubaine. Il n’existe pas vraiment d’autres solutions, sauf à tout arrêter, comme vous le suggérez. Mais cela me semble délicat, car cela sous-entend que les fournisseurs alternatifs sont responsables de ne pas avoir remonté la chaîne de valeur, ce qui n’est pas le cas.

Mme Marie-Noëlle Battistel. C’est un constat, et vous le faites aussi.

M. Umberto Berkani. Effectivement, ils ne l’ont pas remontée. Mais nous n’estimons pas qu’ils en sont responsables. D’autres difficultés sont en cause : pour remonter la chaîne de valeur, il faut savoir dans quel type de capacités de production investir. Vous connaissez comme moi les difficultés liées aux discussions en cours dans le secteur de l’hydroélectricité. En outre, y a-t-il des possibilités dans le nucléaire ?

Pour répondre à ces questions, nous devons être clairs sur les perspectives à moyen terme – quitte à ce que ce soit un peu plus tard que 2025 – et nous devons trancher : dans quelles capacités de production les fournisseurs alternatifs pourraient-ils investir de manière compétitive, soit parce la part du nucléaire a diminué, soit parce que les coûts sont plus proches. Dans ce cas, prolonger l’ARENH ou son équivalent pourrait être intéressant.

Si ce n’est pas possible, la décision doit être plus radicale et l’architecture du marché intégralement repensée. Mais c’est là un choix politique global…

Mme Marie-Noëlle Battistel. Afin qu’il n’y ait pas d’ambiguïté, je vais reformuler mon constat, qui semblait aussi être le vôtre : ce modèle triptyque avait justement été initié pour permettre aux fournisseurs alternatifs de remonter la chaîne de valeur. Or ils n’y sont pas parvenus. N’est-ce pas que le modèle ne convient pas et ne permet pas cette remontée de la chaîne de valeur ? En conséquence, ne faut-il pas en changer totalement ?

Bien sûr, je n’attends pas de réponse de votre part sur le modèle alternatif. Il ne s’agit pas de porter un jugement de valeur concernant les fournisseurs alternatifs, mais simplement de constater que le modèle choisi n’a pas atteint ses objectifs.

Vous avez évoqué l’hydroélectricité. On avait envisagé une ARENH hydroélectrique – c’est-à-dire la possibilité de donner un volume productible aux fournisseurs alternatifs. Pour le moment, cela n’a pas été mis en œuvre. Au regard de l’échec de l’ARENH, peut-être ne faut-il pas aller dans ce sens, mais plutôt refondre intégralement le modèle, sur la base de la sécurisation, afin que ce bien public serve en premier lieu aux consommateurs, le complément d’énergies renouvelables – hors marché de base – pouvant, lui, être totalement ouvert afin que les fournisseurs alternatifs puissent investir sur les capacités.

M. Umberto Berkani. Je vous rejoins totalement sur la première remarque. C’est le sens du travail de l’Autorité de la concurrence depuis 2014-2015. La seule nuance – nous l’avons évoqué en début d’audition – c’est l’éventuelle perspective d’une réelle concurrence sur la production à moyen terme par les autres modes de production, dont les coûts se rapprocheraient. Nous ne l’avions pas en tête à l’époque ; il convient donc d’expertiser ce point.

Si ce n’est pas le cas, notre intuition était la bonne dès 2015 : doit-on aller au bout de l’ARENH, ou penser un nouveau système global, avec un objectif en moins ? Il s’agirait toujours de faire bénéficier le consommateur de la compétitivité du parc nucléaire et, plus largement, des capacités de production française, tout en développant une concurrence maximale sur le marché de détail, quelle que soit son architecture – qui dépendra en partie de celle qu’on donnera au marché de gros. Ces deux objectifs – sur les trois que comporte la loi NOME – sont absolument indispensables. Je suis convaincu qu’il faut mettre en place un système qui permettra de tirer tous les bienfaits de la concurrence sur le marché de détail.

Mme Laure de La Raudière. Le schéma que vous avez évoqué se rapproche-t-il d’une forme de service universel d’accès à l’électricité de base produite par les centrales nucléaires, qui serait différent de l’ARENH et obéirait à une réglementation beaucoup plus simple ? On a l’impression que le système actuel, très complexe, prive les opérateurs alternatifs d’une vision suffisante pour investir ; sans prédictibilité, ils ont davantage intérêt à utiliser les marges de manœuvre de fonctionnement qui existent.

M. Umberto Berkani. Je n’ai évoqué que deux pistes et je suis persuadé qu’il en existe d’autres. Ces systèmes tendent à isoler la production nucléaire du fonctionnement du marché, afin d’éviter qu’elle ne soit touchée par d’éventuelles défaillances.

Dans le premier schéma, l’ensemble des fournisseurs, y compris EDF, accèdent à l’énergie nucléaire et le répliquent dans leur offre aux clients : c’est une forme d’ARENH, mais totalement déplafonnée. Il est inutile de revenir sur les problèmes que cela pose, notamment au regard de la situation d’EDF et du statut actuel des centrales nucléaires.

Le second schéma consiste à isoler, de manière verticale, la production nucléaire, jusqu’à la facture du client. Cette part peut être de 70 %. L’autre part est fournie par un opérateur, qui peut être EDF, avec d’autres types de rémunération.

M. le président Julien Aubert. Cela ressemble au modèle de la sécurité sociale, avec une base et une complémentaire ; le client choisit sa mutuelle.

M. Umberto Berkani. En quelque sorte.

Mme Laure de La Raudière. Le problème, c’est que la part de l’énergie de base peut changer. Le premier système est sans doute plus simple à faire évoluer dans le temps.

M. Umberto Berkani. On peut aussi se dire qu’au fur et à mesure que la part du nucléaire baissera, la part complémentaire augmentera et le marché empiétera davantage sur le fonctionnement. Encore une fois, je mesure mal les difficultés et les conséquences de la mise en place d’un tel système ; je ne doute pas que d’autres auditions permettront de mieux vous renseigner sur la faisabilité de cette proposition.

M. Vincent Thiébaut. Ce que vous contestez, ce n’est pas tant l’augmentation des tarifs préconisée par la CRE mais la méthode de calcul retenue par la commission. L’augmentation de 5,9 % est due, pour 1,3 %, au dispositif qui assure l’approvisionnement en cas de surproduction, pour 2,4 % au marché et, pour 2,2 % au rationnement de l’ARENH. C’est bien la justification du rationnement de l’ARENH que vous critiquez.

Par ailleurs, quels sont les critères que l’Autorité de la concurrence retient lorsqu’elle évalue la concurrence ? Prenez-vous en compte les critères liés aux problématiques environnementales ?

M. Umberto Berkani. C’est en effet sur la justification et l’évaluation de la part liée au rationnement de l’ARENH que nous avons émis des doutes, car cela risque de changer le message et les objectifs assignés aux différents outils. Si l’on doit prendre en compte le rationnement, il faut le dire et l’assumer. Mais pourquoi aller dans ce sens, alors que nous nous sommes battus pour maintenir en France les tarifs réglementés de vente de l’électricité, les TRV ?

Votre deuxième question est plus large et j’y répondrai en distinguant deux situations. Dans le cadre d’une procédure contentieuse, lorsqu’il appartient à l’Autorité de la concurrence d’évaluer l’existence d’une pratique anticoncurrentielle – entente ou abus de position dominante –, un motif environnemental peut justifier cette pratique s’il est démontré qu’il existe bien un intérêt pour le consommateur, que ce qui a été fait était proportionné à l’intérêt du consommateur, que la concurrence a néanmoins pu jouer, et qu’il n’existait pas de solution moins restrictive de la concurrence. La démonstration est difficile à mener, mais il est arrivé que ce motif soit retenu.

En rendant des avis, l’Autorité de la concurrence joue aussi un rôle de conseil auprès des pouvoirs publics, et au premier chef, du Gouvernement. Si elle juge qu’un texte est de nature à restreindre la concurrence, elle proposera des aménagements pour que l’objectif d’intérêt général, qui peut être de nature environnementale, puisse être atteint sans que la concurrence soit faussée – il ne s’agit pas de réguler l’intégralité du marché pour que les choses aillent mieux. Elle pourra aussi juger que l’intérêt général ne justifie pas une mesure restrictive de concurrence. Ainsi, sur la réforme ferroviaire, la question était de savoir si le projet industriel, d’intérêt général, justifiait de modifier un système jugé plus concurrentiel.

M. Anthony Cellier. Vous êtes saisis de l’augmentation des tarifs de l’électricité, très présente dans l’actualité puisque même Mediapart s’y intéresse. Je trouve d’ailleurs savoureux que le président trouve son inspiration dans ce média !

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie de souligner mon ouverture d’esprit.

M. Anthony Cellier. Ne faudrait-il pas introduire plus de concurrence au sein même de l’ARENH ? Fixer le tarif à 42 euros avait pour objet de faire bénéficier les EnR d’un tarif compétitif, celui de l’électronucléaire. Le président de la CRE nous a expliqué que les prix de production du MWh selon le mode de production, nucléaire ou EnR, se rapprochaient et allaient peut-être bientôt se croiser. L’effet d’aubaine que représente pour les EnR le prix compétitif de l’électronucléaire va se réduire. Faut-il prévoir de moduler l’ARENH dans le temps en fonction des projections faites sur le coût du MWh nucléaire ?

M. Umberto Berkani. L’Autorité de la concurrence n’est pas en charge du calcul du montant de l’ARENH, mais je crois que c’est une tâche difficile. Moduler le prix ajoutera encore à la complexité.

L’ARENH a été mis en place parce que nous partons du principe que les concurrents doivent avoir accès à une partie de l’énergie produite au tarif du nucléaire pour être compétitifs sur le marché. Dans ce cas, nous répliquons le coût de revient de cette énergie pour EDF. Si l’ARENH n’est plus nécessaire à la compétitivité des concurrents, elle n’a plus lieu d’être.

La modulation que vous proposez consiste, j’imagine, à moduler le prix en fonction de l’utilité réelle pour les fournisseurs alternatifs ?

M. Anthony Cellier. L’échelle de temps n’est pas tout à fait la même. Le président de la CRE déclarait que le prix des MWh produits par les EnR diminuait considérablement, et allait rejoindre le prix du nucléaire.

Plus le prix de production des EnR va descendre, plus l’effet d’aubaine inhérent à l’utilisation des MWh issus de la production nucléaire va augmenter, au bénéfice des producteurs d’EnR.

M. Umberto Berkani. Il est très difficile de faire des perspectives. Si la convergence des coûts se vérifie dans les faits, et qu’elle se réalise avant 2025, cela prouvera que le système était bon, et que mis à part quelques ajustements parce que le plafond de 100 TWh n’était pas suffisant et qu’il doit être relevé le temps de passer l’obstacle, il n’y a pas de difficulté.

Dans cette hypothèse, si la modulation que vous imaginez devait se faire au détriment des alternatifs, c’est-à-dire que le prix qui leur serait offert serait de moins en moins attractif à mesure que leur rentabilité ou leur compétitivité augmente, c’est moins le prix qu’il faudrait moduler que le volume.

C’est la solution que nous envisagions, car l’Autorité de la concurrence considérait que ce système était transitoire et temporaire. Si ce n’est pas le cas, alors il est préférable de le dire rapidement, et il faut remettre les choses à plat. Mais si nous considérons bien que ce système est temporaire, il faudra gérer la transition car on ne passe pas de 100 TWh à zéro du jour au lendemain.

Après plusieurs années, la situation n’est plus du tout la même. Tous semblent dire que l’ARENH va se pérenniser, certaines déclarations politiques vont dans le sens d’une continuation de l’ARENH tant que les centrales nucléaires existent. Dans cette hypothèse, toutes les possibilités doivent être envisagées, y compris la hausse du plafond de l’ARENH.

En fonction des hypothèses que l’on formule sur l’évolution de la compétitivité relative des différentes énergies, la donne est complètement changée. Et la CRE est bien mieux placée pour avoir une opinion précise sur la question, je suis bien incapable de le dire, et ce point doit effectivement être tranché de manière claire avant de changer le système.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Parmi les opérateurs alternatifs, quelle est la part des pure players négociants, qui ne font que de l’achat-revente sans produire, et des producteurs-distributeurs qui développent une amélioration de la production ? Quels sont les pourcentages respectifs ?

Par ailleurs, est-ce que l’augmentation de TRV de 5,9 % correspond à un rattrapage des gels de tarifs passés ?

M. Umberto Berkani. Je n’ai pas les chiffres ni les ordres de grandeur pour répondre à votre première question, mais ces informations doivent figurer dans les observatoires des marchés de la CRE qui retracent quels opérateurs produisent pour quels négociants.

Pour répondre à votre deuxième question, un rattrapage est prévu dans la délibération de la CRE, mais les 5,9 % n’entrent pas en compte. Le rattrapage compense le fait que le tarif, au moins virtuellement, devrait s’appliquer depuis le 1er janvier. Ce n’est pas un rattrapage des tarifs décidés lors des années précédentes, mais du délai de mise en œuvre de la proposition tarifaire. D’ailleurs, nous y faisions référence dans notre avis car il faut vérifier dans quelle proportion se fait le rattrapage, et sur quelle base.

M. le président Julien Aubert. Vous convenez que les factures d’électricité pour les consommateurs ont augmenté depuis l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité. D’après vous, où est allé cet argent ? Rien ne se perd, rien ne se crée, tout se transforme. Des montants très importants ont été prélevés sur les consommateurs par les factures. Ces montants ont-ils compensé des coûts, ou ont-ils été captés par un acteur qui aurait profité de la mauvaise organisation du système de la concurrence ?

M. Umberto Berkani. Vous mentionnez les tarifs réglementés, ou tous les prix ?

M. le président Julien Aubert. Le montant de la facture a bondi de 30 à 40 % en dix ans. Donc un client qui payait 100 avant l’ouverture à la concurrence paie maintenant 130. Où est allée la différence, qui représente des dizaines de milliards d’euros ?

M. Umberto Berkani. Chaque fois que nous comparons une situation avant et après, il convient de faire le raisonnement contrefactuel permettant d’évaluer quelle serait la situation sans ouverture à la concurrence.

Ceci étant dit, une part des sommes que vous mentionnez est allée à EDF, une autre est allée à l’État, et une autre aux opérateurs alternatifs. Une grande partie des tarifs de l’électricité est constituée d’éléments régulés, tels que le TURPE. Sur la partie résiduelle, l’essentiel de l’augmentation de la facture lié au jeu de la concurrence est allé vers EDF et l’État pour l’électricité vendue au tarif réglementé ou aux offres de marché d’EDF, et aux fournisseurs alternatifs et à l’État s’agissant des offres de marché des alternatifs.

Si votre question porte sur la part qui a été affectée aux dividendes, et celle affectée aux investissements, je ne peux pas y répondre.

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie de ces précisions, monsieur Berkani.

L’audition s’achève à midi quarante.

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9. Audition, ouverte à la presse, de Mme Naima Idir, présidente de l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) et directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ENI Gas and Power France, de M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop, de M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie, et de M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie (4 avril 2019)

L’audition débute à seize heures cinquante.

M. le président Julien Aubert. L’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) rassemble la quasi-totalité des entreprises traditionnellement appelées « fournisseurs alternatifs » sur les marchés de l’électricité et du gaz.

Cette représentation conduite par Mme Naima Idir, directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ENI Gas and Power France, comprend M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop, M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie et M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie, que nous connaissons bien car il a souvent été auditionné par le Parlement. Il est d’ailleurs un précurseur concernant l’ouverture du marché électrique français puisqu’il a cofondé, il y a plus de quinze ans, Direct Énergie, un acteur désormais racheté par le groupe Total. Vous êtes donc une partie du total !

L’ouverture du marché de l’énergie est une donnée désormais établie en France, puisque dans les dix ans qui ont suivi 2007, les fournisseurs alternatifs avaient conquis près de 25 % des parts de marché des particuliers et 40 % des parts du marché des professionnels.

Le marché du gaz suit une même tendance. Vous nous en préciserez les parts de marché. Il est également intéressant de noter que EDF, producteur et fournisseur historique d’électricité, fournit désormais du gaz à plus de 1,5 million de clients résidentiels. Pour sa part, Engie, héritier de GDF-Suez, joue désormais un rôle non négligeable sur le marché de l’électricité.

Les dérégulations du marché de l’électricité et du gaz restent cependant foncièrement distinctes : le marché du gaz, par exemple, n’est pas régi par un dispositif comparable à celui de l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH), créé par la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME), sur laquelle nous avons travaillé ce matin.

Ce système de l’ARENH confère un droit de tirage à prix garantis aux fournisseurs alternatifs sur une partie de la production d’EDF – droit de tirage certes plafonné dans ses volumes mais qui autorise aux fournisseurs alternatifs une latitude favorable dès lors que les prix, qualifiés de « spots », dépassent les 43 euros du mégawattheure (MWh).

Je ne doute pas que vous nous ferez part de vos arguments concernant votre revendication de relever ou peut-être d’abaisser – surprenez-nous ! – le plafond de l’ARENH.

L’ANODE est également en pointe dans la critique du dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE), du moins tel que mis en place, au titre de sa quatrième période, à la suite d’une décision du ministre de l’époque, Mme Ségolène Royal.

La commission d’enquête a pu comprendre que les CEE pèsent désormais de façon sensible – cela reste encore à quantifier – sur les factures d’énergie des ménages.

Quelles sont vos observations sur ce dispositif depuis son élargissement ? D’autres fournisseurs d’énergie, comme l’Union française des industries pétrolières (UFIP), nous ont parlé des difficultés qu’ils rencontrent pour gérer ces certificats d’économie d’énergie. Vous en profiterez peut-être pour nous expliquer comment vous gérez ce dispositif, si vous faites appel à des prestataires spécialisés et si vous craignez un marché spéculatif des CEE.

Enfin, il semble utile à la commission d’enquête de savoir comment certains fournisseurs peuvent proposer des offres d’énergies « vertes » ou encore « 100 % renouvelables ». C’est le cas de la société Enercoop, ici représentée, et qui se conçoit comme « un acteur militant, de statut coopératif », ou encore de Plüm Énergie, également représentée.

La question que nous nous posons donc est celle-ci : quelles garanties et quels contrôles permettent de vérifier la réalité et la permanence de ces fournitures d’énergie « verte » puisque, notamment en matière d’électricité, les sources d’énergie sont mélangées ?

Madame, messieurs, nous allons d’abord vous entendre sous la forme d’un exposé liminaire de quinze minutes. Il vous est loisible de vous répartir ce temps de la manière que vous désirez – un peu comme sur le marché de l’électricité ou du gaz ! Ensuite, nous passerons aux questions. En sa qualité de rapporteure, Mme Meynier-Millefert tirera la première ; nous céderons ensuite la parole aux autres membres de la commission. Enfin, privilège du président, je terminerai.

S’agissant d’une commission d’enquête, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vais vous demander de prêter le serment.

(Mme Naima Idir, M. Emmanuel Soulias, M. Vincent Maillard, M. Fabien Choné prêtent successivement serment.)

Mme Naima Idir, présidente de l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) et directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ENI Gas and Power France. Monsieur le président, madame la rapporteure, mesdames, messieurs les députés, nous vous remercions de votre invitation.

Je commencerai mon propos en vous présentant notre association, notre contribution sur le marché de l’énergie et notre action au titre de la transition énergétique ainsi que les propositions que nous formulons, notamment au profit de la préservation du pouvoir d’achat des Français qui est l’un des sujets qui animent votre commission.

L’association ANODE regroupe les fournisseurs alternatifs de gaz et d’électricité, plus précisément onze fournisseurs de gaz et d’électricité issus d’horizons très divers puisque, parmi nos membres, nous comptons aussi bien des filiales de grands groupes d’origine énergétique comme Total, via Direct Énergie, ou ENI, mais également des filiales d’autres groupes français qui interviennent dans d’autres secteurs comme GreenYellow, filiale du groupe Casino. Citons également Gaz Européen qui est une filiale de Butagaz. Nous comptons également des pure players, tels que Enercoop, Plüm, ekWateur, Énergie d’Ici.

Nous présentons la particularité d’offrir une grande diversité d’offres et de business models. Des fournisseurs, très ancrés dans les territoires, sont des promoteurs des énergies renouvelables (EnR) ; d’autres fournisseurs s’appuient davantage sur l’innovation en termes d’offres et de services énergétiques ; d’autres encore sont positionnés sur l’ensemble de ces thématiques. L’ANODE représente entre 80 % et 90 % de l’ensemble des consommateurs qui ont fait le choix de quitter le fournisseur historique et donc de se fournir sur le marché concurrentiel.

Concernant les apports des fournisseurs dits « alternatifs » à la concurrence et au marché de l’énergie, nous sommes l’un des seuls acteurs, pour ne pas dire le seul aujourd’hui, à faire de l’information et de la pédagogie auprès des consommateurs français. Nous faisons de la pédagogie, tout d’abord, sur la consommation en leur expliquant leur consommation, leur facture ; nous leur expliquons la possibilité qui leur est offerte depuis plus de dix ans aujourd’hui de changer de fournisseur, de changer d’offre et de trouver « chaussure à leur pied » sur le marché.

Nous sommes également – et c’est un aspect qui nous différencie le plus – l’acteur qui met en avant le facteur « innovation ». Nous développons de nouvelles offres : des offres « vertes », des offres pluriannuelles, des offres indexées, des offres à prix fixe. Nous travaillons sur des offres incitatives à la consommation qui permettent aussi bien le suivi que les effacements de la consommation.

Nous travaillons sur les services énergétiques, que ce soit l’efficacité énergétique ou l’autoconsommation. Nous considérons que nous sommes l’un des principaux vecteurs aujourd’hui de la modération des factures des Français. Vous avez eu l’occasion d’échanger avec la Commission de régulation de l’énergie (CRE). La facture d’énergie TTC a fortement augmenté ces dernières années et l’un des principaux vecteurs qui a permis de réduire et de freiner cette hausse réside dans la compétition que nous offrons sur la part liée aux fournitures.

Enfin, nous avons incité par nos offres et par notre communication les fournisseurs historiques à évoluer pour proposer des offres innovantes. Des exemples très concrets au cours de ces derniers mois en attestent. Par exemple, EDF a lancé une nouvelle marque que vous avez dû voir à la télévision, l’offre Sowee, pour tout ce qui relève de la domotique. Nous avons également lancé, pour la première fois, une offre « verte électrique » et une offre plus compétitive que les tarifs réglementés, une offre qui se situe au tarif réglementé de vente (TRV) moins 5 %. Cela a été le cas pour Engie comme pour les entreprises locales de distribution.

L’association ANODE et les entreprises alternatives contribuent fortement, en tout cas œuvrent dans le sens de la transition énergétique, ce à plusieurs titres.

Tout d’abord en proposant une grande diversité d’offres innovantes au meilleur prix, mais également en investissant dans les énergies renouvelables et en étant le promoteur des offres vertes. Nous pourrons détailler ce point important. On constate que de plus en plus de clients y sont sensibles et y souscrivent. Cette appétence pour les offres « vertes » permet de préparer la fin des subventions aux énergies renouvelables dans quelques années. Pour ce faire, nous préparons le consommateur à payer pour bénéficier de cette offre « verte ».

Nous jouons un rôle quant à l’efficacité énergétique avec notamment le dispositif des certificats énergétiques et nous contribuons, c’est le souci des pouvoirs publics, au pouvoir d’achat des Français. À ce titre, je détaillerai nos trois principales propositions.

La première vise à garantir l’accès des consommateurs d’électricité à la production nucléaire historique compétitive. C’était l’un des principaux objectifs de la loi NOME de 2010 qui a instauré le dispositif ARENH. Malheureusement, en 2019, la demande d’ARENH a été supérieure au plafond de 100 térawattheures (TWh) et le volume disponible a été dépassé.

Je souhaiterais tordre le cou à une idée reçue selon laquelle l’ARENH ne bénéficie qu’aux fournisseurs alternatifs. Elle bénéficie bien aux consommateurs, aux clients des fournisseurs alternatifs. Sans un tel dispositif, on assisterait à une discrimination entre les consommateurs restés chez EDF au tarif réglementé et pouvant bénéficier de l’ARENH, et ceux qui se tournent vers le marché pour accéder à des offres « vertes », à des offres innovantes, et pour changer de fournisseur, lequel ne pourrait plus bénéficier de l’ARENH. Or, une telle discrimination n’était pas l’objectif de la loi NOME.

Nous considérons que le plafonnement de l’ARENH ne permet plus au consommateur final d’atteindre l’objectif d’accès et de bénéfices de la compétitivité du nucléaire historique. Cela conduit, de fait, à la hausse des prix de l’électricité pour les consommateurs, qu’ils soient en offre de marché ou au tarif réglementé. Pour redonner du pouvoir d’achat aux Français, une mesure très simple pourrait consister à intégrer, dans la prochaine loi sur l’énergie, un déplafonnement ou tout au moins une élévation du plafond de l’ARENH.

Une deuxième mesure importante concerne le dispositif des CEE, mis en place pour accompagner et inciter à l’efficacité énergétique auprès des consommateurs. Les fournisseurs d’énergie portent cette obligation de réaliser les mesures et l’accompagnement pour mettre en œuvre les actions d’efficacité énergique.

Aujourd’hui, le dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE) traverse une phase de surchauffe. En 2016, les CEE étaient à 2 euros par MWh cumac. Selon les derniers chiffres ont été publiés par l’administration, ils sont à plus de 9 euros. Parallèlement, leur volume entre la troisième et la quatrième période a doublé. Malgré ce niveau très élevé des prix, l’ensemble des acteurs du dispositif, l’ensemble des obligés, n’atteignent que 45 % de l’obligation, plaçant l’ensemble du système en situation risquée. En effet, si à la fin de la quatrième période, fin 2020, nous n’avons pas atteint l’obligation de 1 600 TWh cumac, nous serons soumis à des pénalités de quinze euros par mégawattheure cumac. Ce coût se retrouvera sur la facture du consommateur.

Nous avons été plusieurs, aussi bien représentants des obligés que représentants des consommateurs, à avoir écrit à plusieurs reprises au ministre pour l’alerter. Dernièrement, nous lui avons demandé un allongement d’une année de la quatrième période, sans augmentation de l’obligation, afin de réduire la pression sur le dispositif et se donner légalement le temps d’un bilan pour mettre en parallèle son coût qui, selon les derniers chiffres, soit 9 euros le KWh, s’élève à plus de 4 milliards d’euros par an au regard des bénéfices pour l’ensemble de la collectivité.

Le troisième levier est fiscal. L’énergie est un secteur fortement fiscalisé. D’ailleurs, la fiscalité est l’un des principaux, voire le seul facteur de hausse du montant des factures des Français au cours des dernières années.

Quelques exemples : pour l’électricité, le poids de la fiscalité dans la facture est supérieur à un tiers. Cette proportion était historiquement un tiers « fourniture », un tiers « tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) » et un tiers « fiscalité ». Désormais, la fiscalité se rapproche progressivement des 40 %. En 2010, la contribution au service public de l’électricité (CSPE) se situait à 4,50 euros le MWh pour atteindre 22,50 euros en 2016.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous nous donner une idée de la facture, pour l’électricité et pour le gaz, afin d’avoir une vue de l’évolution depuis 2010 ? Que veut dire la fin du monopole en termes d’évolution de la facture ?

Mme Naima Idir. Ce sont des éléments que nous vous transmettrons. Nous pouvons déjà vous dire que les tarifs hors taxes (HT) de l’électricité ont été quasiment stables ces dix dernières années pour la partie « fourniture » ; le TURPE a augmenté, mais dans une moindre proportion que les taxes qui, elles, ont fortement augmenté. La contribution au service public de l’électricité CSPE, ces dix dernières années, a suivi une hausse de plus de 70 %.

Le gaz a suivi à peu près la même évolution, puisque la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) était à 1,19 euro du mégawattheure en 2013 pour atteindre 8,45 euros du mégawattheure en 2018. Le taux a donc été multiplié par sept. La TIGCN est l’équivalent de la TICPE pour les carburants.

Il faut savoir que l’on souffre d’une accumulation de ces taxes. D’une part, cette taxe sur la consommation finale d’électricité ou de gaz vient s’ajouter à d’autres taxes prélevées en amont. La production d’électricité, par exemple, est elle-même soumise à l’impôt forfaitaire sur les entreprises de réseau (IFER). L’acheminement lui-même est assujetti à cet impôt. D’autre part, en aval, il convient d’ajouter la TVA.

Nous considérons que le levier qui consiste à jouer sur les taxes spécifiques à l’énergie est à disposition des pouvoirs publics pour limiter la hausse de l’énergie, voire pour abaisser le montant des factures et le prix pour le consommateur final. Par exemple, on peut imaginer de diminuer le niveau de la CSPE. Une telle baisse n’aurait pas d’impact sur la transition énergétique, puisque la CSPE ne sert plus au financement direct des énergies renouvelables : elle vient alimenter le budget de l’État.

Un autre levier pourrait être utilisé, celui de la TVA. Deux taux différents de TVA s’appliquent : le taux de 5,5 %, qui s’applique à l’abonnement, que ce soit pour le gaz ou l’électricité ; le taux de 20 %, qui s’applique à la part énergie et à la part consommation, là aussi pour le gaz et pour l’électricité. Pour la part « énergie, on pourrait envisager de ramener le taux de 20 % à 10 %. C’est le cas d’autres sources d’énergie, comme le bois de chauffage qui n’est taxé qu’à 10 %. Une telle baisse aurait un impact sur le budget de l’État, mais pas sur le financement de la transition énergétique. Nous avons procédé à une simulation fondée uniquement sur l’électricité. Ramener le taux de TVA à 10 % sur la part énergie permettrait de réduire le prix de l’électricité de 15 euros par MWh et coûterait environ 1,8 milliard d’euros au budget de l’État.

M. le Président Julien Aubert. Uniquement sur l’électricité ?

Mme Naima Idir. Il s’agit là d’une illustration chiffrée sur l’électricité.

M. le président Julien Aubert. La TVA sur la consommation, s’agissant des deux énergies, est de 20 %.

Mme Naima Idir. Oui, tout à fait, mais ce calcul portait uniquement sur la partie électricité.

Voilà pour ce qui est de notre propos introductif. Nous sommes à votre écoute pour répondre à vos questions.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour cet exposé très clair.

Vous attribuez aux fournisseurs alternatifs plusieurs effets positifs pour le consommateur qui se traduisent par une transparence sur les mécanismes de l’énergie et des offres plus innovantes.

Mais derrière l’innovation, existe-t-il des gains réels pour les consommateurs ? Parfois, l’innovation peut se réduire à un joli habillage et ne pas se traduire par un vrai progrès. Je voudrais que vous développiez les gains réels pour les usagers.

Vous indiquiez que la facture d’énergie TTC a augmenté et que cette augmentation a été limitée par votre intervention sur la part fourniture. Pouvez-vous développer ce point ?

S’agissant des CEE, avez-vous des obligations ?

Les onze adhérents de l’association constituent-ils l’ensemble du secteur ?

Enfin, parmi les fournisseurs alternatifs, combien sont à la fois dans la distribution et la production ou purement dans la distribution, dans l’achat-vente de l’énergie ?

Mme Naima Idir. Sur l’apport à l’information des producteurs alternatifs, un des premiers travaux que nous avons dû mener auprès des consommateurs a été de leur expliquer les chaînes gazières et électriques et les rôles et responsabilités de chacun des maillons. C’était très compliqué, nous nous heurtions à une grande confusion dans la tête du consommateur sur le « Qui-fait-quoi ? », et notamment sur la différence entre le distributeur et le fournisseur. De nombreux consommateurs pensent que changer de fournisseur implique de changer son raccordement, son installation domestique, son installation électrique et son compteur.

La situation s’est améliorée avec le temps, mais il faut garder à l’esprit le point d’où l’on part. Les activités en monopole sont réalisées par des acteurs en monopole, en particulier la partie raccordement au réseau. Quel que soit le fournisseur, le client bénéficie du même service, de la même qualité de service, il n’y a aucun changement lié au changement de fournisseur.

Ensuite, nous avons effectué un travail considérable sur le thème de la consommation, sur la facture, dont la partie « contributions et taxes ». Les Français ont une très mauvaise connaissance de leur consommation. La majorité d’entre eux ignorent leur consommation annuelle et ne savent pas optimiser leur consommation. Certains d’ailleurs ne se posent pas la question de savoir si certains moments de la journée sont plus propices à la consommation, ce qui leur permettrait de réduire leur facture d’énergie.

S’ajoutent des mauvaises compréhensions de la facture, concernant notamment la part sur laquelle il est possible de jouer, l’utilisation des taxes payées, l’utilité du TURPE, nous faisons de la pédagogie, mais il est dommage que ce soit au fournisseur de le faire. Elle aurait dû être réalisée par les pouvoirs publics. Aujourd’hui, dix ans après l’ouverture du marché à la concurrence, nous sommes toujours confrontés aux mêmes questions. La crainte de changer de fournisseur demeure, alors même que les règles mises en place apportent toute sécurité au particulier, qui peut changer de fournisseur sans aucun engagement pour la suite s’il n’est pas satisfait. Il en va de même pour les tarifs réglementés, puisque la réglementation donne la possibilité au consommateur de renoncer et de revenir au tarif réglementé, sans aucune contrainte. Les conditions ont été mises en place pour permettre aux Français d’expérimenter la concurrence sans aucun risque ni contrainte, mais, dans la pratique, le passage à l’acte a été très lent, même si l’on constate une amélioration qui va de pair avec le travail de pédagogie mené.

Prenons un exemple, qui a trait à la partie innovation. La France a investi des sommes importantes pour que les distributeurs déploient des compteurs communicants autorisant la remontée d’informations précieuses sur la consommation des Français ; ces données permettent aux consommateurs de mieux maîtriser leur propre consommation. Aujourd’hui, les fournisseurs alternatifs jouent un rôle moteur dans l’utilisation et l’exploitation des données issues de ces compteurs pour faire des offres permettant d’exploiter au mieux ces nouveaux outils.

M. Fabien Choné, directeur général délégué de Direct Énergie. Je compléterai le panel des nouvelles offres, car beaucoup de nouveaux services sont, en effet, proposés aujourd’hui. Nos offres online, entièrement digitales, présentent l’avantage d’être faciles d’utilisation pour les consommateurs et moins chères. Sont apparues récemment des offres week-end, des offres aux heures « super creuses » pendant la nuit, des offres spécifiques pour développer le véhicule électrique, mais aussi des offres de services pour aider les consommateurs à mieux utiliser leur chauffage électrique et leur permettre des réductions de consommation de l’ordre de 10 %. Ces résultats ont été démontrés dans le cadre de projets avec l’ADEME. Du point de vue de l’innovation, les producteurs alternatifs, malgré les difficultés économiques qu’ils ont rencontrées sur ce marché avec le « Kilo Vert », ont réussi à développer un grand nombre d’innovations que les opérateurs historiques commencent d’ailleurs à dupliquer.

Je reviens d’un mot sur la question du prix, car l’innovation et la diminution du prix sont ce que l’on attend en premier de la concurrence. On entend dire très régulièrement que la concurrence n’a pas fonctionné, puisque les factures ont augmenté. Il convient de rappeler les chiffres. Depuis 2010, la facture a augmenté d’environ 30 %. La CSPE est responsable de près des deux tiers de cette augmentation… Des hausses sont liées au TURPE, d’autres aux obligations ajoutées au fournisseur depuis la mise en place des CEE. Vous constaterez – et la CRE pourra vous livrer des chiffres très précis – que la part « fourniture », celle qui relève de la responsabilité des fournisseurs, a baissé en euros constants depuis 2010. Oui, la concurrence a fait baisser l’ensemble des prix, et pas uniquement les nôtres : également ceux proposés par des opérateurs alternatifs dans le cadre d’un tarif réglementé depuis l’ouverture du marché.

M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie. Au-delà du prix, l’enjeu réside dans la diminution de la facture et de la consommation des usagers, tant il est vrai que si nous abaissons les prix et qu’ils consomment davantage, nous aurons perdu ce qui aura été gagné au départ. L’innovation passe par là.

Nous nous sommes battus pour des offres innovantes qui poussent les clients à réduire leur consommation et qui récompensent cette baisse de consommation. Encore une fois, au-delà de la question des taxes, se pose la question de l’accès aux données.

Quel est l’historique de la consommation d’un client qui prend un abonnement chez Plüm Énergie ? Comment puis-je conseiller un client si je ne dispose que de sa consommation sur six mois alors qu’il faudrait disposer de données portant sur plusieurs années ? Nous nous battons depuis des années contre Enedis pour récupérer ces données, qui permettent de conseiller au mieux le client.

Des mesures simples pour améliorer la situation sont à prendre. Elles ne portent pas sur des taxes ou sur la création d’un nouveau système, mais sur l’accès aux données – bien sûr, avec le consentement du client. L’innovation va de pair avec un système qui la permet et qui la favorise.

Pour autant, le système concurrentiel présente des résultats. Nous donnons des récompenses à nos clients, ils sont satisfaits et réduisent leur facture.

Je formulerai un commentaire sur la notion de pure player. Nous sommes effectivement un pure player, et ce depuis le début. Il y a une échelle : on ne commence pas par construire des centrales, on commence par réussir son corps de projet qui, pour ce qui nous concerne, passe par l’économie d’énergie et le mieux-consommer.

Peut-être, un jour, adopterons-nous un modèle où nous serons producteurs ou associés à un producteur, mais il est important qu’un fournisseur qui incite son client à réduire sa consommation ne soit pas lui-même intéressé à produire. Si mon client consomme moins, j’achète moins d’énergie. Je ne perds en rien. Si je suis producteur, je deviens productiviste, en contradiction avec l’idée d’accompagner les clients dans la réduction de leur consommation.

M. le président Julien Aubert. Cela devient difficile avec les CEE. Vous incitez les usagers à ne pas consommer une énergie que vous vendez.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’est le paradoxe des CEE !

M. Vincent Maillard. J’aimerais être éligible à faire valoir mon système en termes de CEE. C’est un sujet que nous aborderons. Peut-être cela permettra-t-il de résoudre certaines questions. À ce jour, le système en place fonctionne, mais n’est pas éligible au système des CEE.

J’insisterai sur un dernier point. Au-delà de la question du marché, une des spécificités françaises réside dans le besoin en pointe. Nombre de débats portent sur les mérites comparés des renouvelables et de l’European Pressurized Reactor (EPR). Ni l’une ni l’autre des deux solutions ne résolvent le problème, qui consiste à fournir la France en période de pointe. On ne construit pas des centrales nucléaires pour fonctionner mille heures par an, mais entre 6 000 et 8 000 heures. Quant aux renouvelables, elles ne participent pas toujours à l’approvisionnement en période de pointe. Mais n’exagérons pas : elles sont parfois présentes.

Réduire la consommation en pointe consiste à inciter les clients à baisser leur consommation. On ne réinvente pas la roue ! Les offres EJP ont été créées par EDF dans les années 1980, Tempo en 2000. Cette formule a été totalement abandonnée par le service public. Pourquoi ? Je pose la question, mais je n’y répondrai pas à ce stade. Je veux simplement affirmer ce que nous voulons faire en soulignant que des barrières s’y opposent. Bien des mesures sont à entreprendre pour inciter et permettre aux clients d’innover, y compris sur les offres qui incitent les clients à réduire leur consommation au moment où le système énergétique est le plus tendu et où les risques de coupure et de black-out sont les plus importants.

M. le président Julien Aubert. Pourquoi avoir supprimé Tempo ?

M. Vincent Maillard. Tempo n’est pas supprimé, il existe encore pour les clients résidentiels.

M. le président Julien Aubert. Je reformule : vous avez posé une question en ajoutant que vous n’y répondriez pas. Je vous propose de vous poser la question afin que vous y répondiez !

M. Vincent Maillard. L’offre « effacement des jours de pointe » (EJP) a été créée dans les années 1980, au moment où se posaient des problèmes de développement du chauffage électrique et une alimentation nucléaire qui couvrait les besoins de base. Il fallait répondre aux besoins en pointe. On a inventé un système intelligent, l’EJP, qui était une formule très novatrice.

De nombreux débats ont porté sur les avantages et les inconvénients du chauffage électrique. Personnellement, je suis un grand adversaire du chauffage électrique, qui crée des situations de pointe et de nombreux problèmes.

EDF était très favorable au chauffage électrique et l’est encore. Pour répondre à la question du chauffage électrique, il a créé Tempo, fondé sur un principe de saisonnalité, les clients payant plus en hiver qu’en été. Cette formule présentait l’avantage de refléter les coûts. Le biais, c’est que Tempo n’était pas obligatoire et n’a pas été imposé à tout le monde, avec une conséquence : EDF ne l’a pas développé. Consultez le site d’EDF et trouvez l’offre Tempo, appelez un centre-clients et voyez s’il le propose. Il faut leur poser la question. Je n’ai pas la réponse, j’ai une interprétation. Je constate simplement que la formule n’est pas favorisée.

M. le président Julien Aubert. Ne vous arrêtez pas en si bon chemin : livrez-nous votre interprétation !

M. Vincent Maillard. EDF n’y a pas intérêt. Il veut toujours développer le chauffage électrique, mais il ne veut pas résoudre les périodes de pointe par la demande, il veut la traiter par l’offre. Il veut un système de capacité qui rapporte une rémunération, et non un système qui réduirait ses revenus.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je commencerai par une question qui fâche en évoquant un article, paru le 28 septembre dernier, suite au classement par l’organisation Greenpeace des meilleurs fournisseurs d’électricité « verte ». D’une certaine façon, la réponse est dans la question, dans le sens où le classement repose sur la production d’électricité « verte ».

Selon cet article, les offres restent illisibles, même s’il existe, comme vous l’avez rappelé en préambule, une véritable attente et une volonté des consommateurs d’accéder à une énergie verte. Toujours selon cet article, Enercoop est « vraiment vert ». En bas du classement, en très mauvaise position, on trouve Direct Énergie et, à la traîne, Plüm Énergie. Pouvez-vous nous expliquer ce classement ?

Le classement se fonde sur une méthodologie déjà éprouvée dans d’autres pays, notamment la Belgique. Il retient quatre critères : quelle électricité produisent les fournisseurs pour ceux qui sont producteurs ? Quelle est leur politique d’achat d’électricité ? Quel usage font-ils des garanties d’origine ? Quels investissements et désinvestissements ont-ils effectué et quels investissements prévoient-ils ? Peut-être l’explication de ce classement tient-elle à la nature des critères.

Pouvez-nous nous éclairer sur les garanties d’origine ? L’article explique : « Les fournisseurs se contentent généralement d’acheter un certificat dit de garantie d’origine qui atteste qu’une quantité équivalente d’électricité renouvelable à celle qui a été vendue au client a bien été injectée dans le réseau d’électricité en France ou ailleurs en Europe. Cela signifie qu’un fournisseur d’offre verte peut se contenter d’acheter de l’électricité produite dans une centrale à charbon ou nucléaire du moment qu’il achète aussi un certificat Vert, critique l’ONG ». J’aimerais que vous nous éclairiez sur cet article qui est quelque peu à charge.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Maillard, vous avez la parole. Je la donnerai ensuite à M. Choné. Quant à vous, monsieur Soulias, on vous a tressé des lauriers. Donc rester silencieux ne peut pas aggraver votre cas !

M. Vincent Maillard. Je félicite Enercoop !

Je ne sais si vous avez lu le commentaire plutôt élogieux de Greenpeace : il considère que Plüm Énergie valorise les économies d’énergie – un élément qu’il n’a malheureusement pu intégrer dans son classement. Éventuellement, vous pourriez poser la question directement à ses représentants. Nous avons beaucoup échangé avec eux à ce sujet.

Nous avons choisi comme priorité l’économie d’énergie et l’accompagnement du consommateur. Nous n’avions pas indiqué notre priorité au moment de notre lancement. Or, ce classement porte sur Plüm Énergie au moment de son lancement. Nous comptions alors moins de mille clients – c’était vraiment le début. J’espère qu’un jour nous rejoindrons Enercoop. Et Enercoop reconnaîtra que nous pouvons faire encore mieux que ce qu’il fait aujourd’hui. Il reste encore beaucoup à faire – effectivement !

M. Fabien Choné. Nous contestons la méthode, notamment parce que le rachat de Direct Énergie par le groupe Total a massivement plombé sa note. Nous trouvons cela vraiment dommage parce que le groupe Direct Énergie, avant le rachat par Total – c’est encore vrai depuis le rachat – investit massivement dans les énergies renouvelables. Nous investissons plus de 200 millions d’euros dans les énergies nouvelles tous les ans, et ce depuis un moment déjà, et nous prévoyons de continuer au cours des trois ans qui viennent. Il est donc un peu dommage d’attribuer une note aussi mauvaise à un opérateur qui est aussi allant dans le domaine des énergies renouvelables.

Je trouve également dommage que, l’entreprise Direct Énergie étant devenue une filiale de Total, on considère que Direct Énergie est forcément très mauvais parce que l’on juge son action en fonction de celle du reste du groupe dans le secteur de l’énergie.

Au moment où Total décide de changer radicalement sa stratégie pour devenir un acteur responsable majeur, décarbonant significativement son activité, on continue de lui taper dessus. On considère que son activité historique ne plaide pas en sa faveur et que, de toute façon, quoi que fasse Total, il sera le dernier de la classe. C’est dommage, car c’est un très mauvais signal envoyé à ce groupe et une très mauvaise information adressée aux consommateurs qui pourraient choisir les offres « vertes » du groupe, qui fait beaucoup d’efforts pour progresser dans le sens de la transition énergétique.

J’en viens à la question des garanties d’origine, une vraie question que vous posez en de très bons termes. Le système électrique est ainsi fait que vous ne savez jamais ce que vous achetez, sauf s’il existe une ligne directe entre le producteur et le consommateur. Cela existe parfois, mais ce n’est pas une généralité en Europe. Vous achetez toujours un pot commun d’électricité que l’on appelle « grise ».

La seule manière d’aider la traçabilité de la production d’énergie renouvelable passe par la création du système des garanties d’origine. Cela ne signifie pas que le système soit parfait. En théorie, un marché qui fonctionne correctement permet un prix d’équilibre entre les garanties d’origine disponibles et les consommateurs qui sont prêts à payer un peu plus pour avoir de l’électricité réputée verte. Voilà pour la théorie. Dans les faits, cela ne marche pas très bien, parce que ces garanties d’origine émanent de l’Union européenne, alors que les réglementations, notamment en matière d’énergie verte, se décident au niveau national. Mais les énergies vertes ne sont pas seules à poser question. Pour atteindre un équilibre entre l’offre et la demande, les marchés doivent être ouverts. Il faudrait que le marché soit correctement organisé pour que le fournisseur puisse se développer loyalement et sainement, ce qui n’est pas du tout le cas en France, notamment avec la persistance des tarifs réglementés qui posent de multiples problèmes. Vous en avez débattu ce matin, peut-être y reviendra-t-on cet après-midi.

Pour l’ensemble de ces raisons, on peut critiquer le dispositif. En théorie, il peut fonctionner. Mais au lieu de critiquer le dispositif, on devrait plutôt essayer de résoudre les problématiques qui empêchent ce dispositif d’être totalement satisfaisant.

Mme Naima Idir. ENI Gas and Power France n’a pas été concerné par ce classement puisqu’il venait de se lancer dans la fourniture d’électricité lorsque le classement a été réalisé. Je voudrais toutefois apporter un complément qui va dans le sens du propos de M. Choné sur les garanties d’origine.

Je le dis avec conviction, critiquer les garanties d’origine est un mauvais procès qu’on leur fait, car ces garanties d’origine sont destinées à tracer la production de renouvelables. La valorisation des garanties d’origine permet aussi de réduire le coût des dispositifs de soutien. La France, après de nombreuses années, a décidé de valoriser sur le marché les garanties d’origine liées à la production des renouvelables françaises. Cette valorisation permet enfin de proposer au consommateur, de façon un peu plus massive, des offres vertes françaises, et de générer des recettes qui viendront en déduction du coût du soutien apporté aux renouvelables par la collectivité.

Il est important de maintenir un dispositif européen, puisque nous sommes dans un système énergétique et électrique européen. L’électricité ne fait pas l’objet de barrières à l’entrée ou à la sortie aux frontières. Une politique européenne est menée en faveur du développement des renouvelables. Il est important de s’assurer que nous pourrons tracer leur production de la même façon partout en Europe.

Nous considérons que le développement massif des renouvelables nécessite un dispositif de traçage comme le sont les garanties d’origine. Encore une fois, c’est un mauvais procès qui leur est fait.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour faire son classement, Greenpeace s’est focalisé sur un prisme unique, celui du développement des EnR, alors qu’en réalité le système concurrentiel permet d’améliorer plusieurs volets à la fois : efficacité énergétique, développement des renouvelables, baisse des coûts grâce à des offres innovantes. Est-ce bien cela ?

Mme Naima Idir. Oui.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Merci à toutes et à tous pour ces exposés et pour les informations livrées. Nous reconnaissons la dynamique impulsée par les fournisseurs alternatifs s’agissant des offres tarifaires, mais également de toutes les innovations, telles que l’effacement – entre autres. Je crois que nous nous accordons sur ce constat, et nous vous en remercions.

Ce matin, un débat assez long a porté sur la question de l’ARENH et particulièrement sur la construction de ce modèle, qui repose à l’origine sur trois objectifs, dont le dernier consistait à remonter la chaîne de valeur. Nous avons d’ailleurs dû nous y reprendre à plusieurs reprises, nos interventions n’étaient pas forcément comprises de prime abord.

Nous constatons que ce dispositif a échoué, puisque la remontée de la chaîne de valeur, donc la transformation ou l’investissement des fournisseurs alternatifs dans les renouvelables, n’a pas été au rendez-vous. Il s’agit d’un constat, non d’un jugement. Nous nous interrogeons aujourd’hui sur les raisons de cet état de fait.

Monsieur Maillard, vous nous avez sans doute livré une partie de la réponse en disant que telle n’était pas votre vocation première et que vous préfériez être seulement fournisseur plutôt que producteur et fournisseur. Si tel est le cas, le troisième pied de ce triptyque n’était pas l’objectif à mettre en place. Vous préférez rester fournisseur alternatif et ne pas investir sur le marché des renouvelables. Mais peut-être n’avez-vous tous simplement pas eu le temps de le faire et votre objectif sera-t-il celui-là demain. La réponse n’est pas la même pour chacun d’entre vous, les objectifs non plus. Aussi, vos réponses nous éclaireront sur l’avenir de l’ARENH.

J’ai bien entendu que vous demandiez l’augmentation de son plafond. À un moment donné, il n’a pas pu être répondu suffisamment à vos demandes. Considérez-vous aujourd’hui que ce modèle triptyque soit un bon modèle, ou faut-il le modifier et, si oui, dans quel sens ?

M. Fabien Choné. Je m’inscris en faux contre l’idée d’un échec de l’ARENH. Ceux qui l’affirment ont d’autres visées que celle d’analyser loyalement l’ARENH.

Trois objectifs lui étaient assignés : premièrement, la compétitivité rendue aux consommateurs. Il s’agissait d’une inquiétude au moment de la loi NOME : l’électricité nucléaire qui serait vendue aux fournisseurs serait-elle bien rendue aux consommateurs ? Tout le monde reconnaît que cela a bien fonctionné. Deuxièmement, cela allait-il permettre de développer la concurrence ? Insuffisamment, à notre goût, mais cela a permis de relancer le développement commercial de Direct Énergie. Juste avant la création de l’ARENH, la situation économique était telle que nous avions arrêté notre développement commercial. L’ARENH a permis de relancer l’activité de fourniture au détail en aval. Force est de constater que, depuis sa mise en œuvre, le nombre de concurrents a augmenté. Ce point ne fait donc aucun doute.

Le dernier objectif était l’incitation à la production. Le fait d’être producteur peut être intéressant, peut être un droit, mais ne doit pas être une obligation. Il ne faut pas oublier que la production et la fourniture sont deux activités totalement dissociées. Je tiens à préciser une chose : la production peut soulever nombre de sujets un peu techniques et complexes de mise en œuvre de la concurrence : autour de la spécificité du nucléaire, autour des renouvelables, qui sont des filières subventionnées, autour des concessions hydroélectriques ou encore autour de la question de la sécurité de l’approvisionnement, qui est un bien public. Tout cela fait que la concurrence dans la production est certes un peu compliquée, mais que, dans la fourniture, ce devrait être très simple et immédiatement bénéfique au consommateur, à la fois en termes de prix – même si la part fourniture dans le tarif n’est pas prépondérante –, mais également en termes d’innovation.

Dire que l’ARENH n’a pas incité les opérateurs à investir dans la production, en tout cas pour ce qui nous concerne, est radicalement faux. Grâce à l’ARENH, nous avons pu relancer notre développement commercial et lancer une stratégie d’intégration vers l’amont qui nous a permis d’atteindre plus de 800 MW de production d’énergies renouvelables. Nous investissons 200 millions d’euros dans des énergies renouvelables par an actuellement. Nous avons pu également nous lancer dans la production d’électricité à partir de gaz avec des cycles combiné gaz. Nous disposons aujourd’hui de trois cycles combinés gaz, un quatrième est en projet à Landivisiau, qui représente un investissement de 450 millions d’euros.

Ne serait-ce qu’en termes d’investissement pour les trois prochaines années, le groupe investira plus d’un milliard d’euros dans les éléments liés à la transition énergétique : le renouvelable et les cycles combinés gaz qui, grâce à leur flexibilité, garantissent la sécurité de l’approvisionnement. Tout cela est rendu possible par l’ARENH. Dès lors, affirmer que l’ARENH n’a pas fonctionné est un peu étonnant.

Qu’est-ce qui, éventuellement, n’aurait pas fonctionné dans les investissements qu’on attendait suite à la création de l’ARENH ?

S’agissant des concessions hydroélectriques, ce n’est pas à vous que je dirai, madame Battistel, pourquoi nous n’avons pas le droit d’investir dedans. J’ajoute « malheureusement » dans la mesure où nous avions des projets intéressants pour augmenter le productible des concessions en faveur de la collectivité. Je vous rappelle qu’il est prévu de rendre à la collectivité le bénéfice des concessions électriques, ce qu’on appelle la rente hydroélectrique, via une redevance, de la même manière que l’on rend l’avantage de l’ARENH au dispositif ARENH.

Il y a le nucléaire mais le nucléaire est un monopole en France. Nous ne pouvons pas investir dans le nucléaire et quand bien même le pourrions-nous, je ne suis pas certain que ce serait aisé !

Dire aujourd’hui que l’ARENH n’a pas rempli ses trois objectifs, de notre point de vue, est totalement faux. On ne peut pas entendre cela !

Mme Marie-Noëlle Battistel. Mon propos n’était pas accusateur, monsieur Choné. Restons calmes. Et d’ailleurs nous ne parlions pas uniquement de Direct Énergie. Ce matin, nous dressions un constat global. Peut-être est-il erroné mais il est celui-ci : les objectifs en matière d’investissement dans la production des nouvelles énergies n’ont pas été à la hauteur des attentes de départ.

Nous voulons également étudier les éventuels freins qui n’ont pas permis d’atteindre cet objectif. Tout le monde n’est pas forcément logé à la même enseigne que Direct Énergie, qui, pour sa part, a investi dans le domaine des énergies renouvelables. Vous avez évoqué l’hydroélectricité, le nucléaire, qui est un sujet à part, mais il y a aussi les énergies renouvelables, diverses et variées. À ce titre, vous pouvez intervenir par le biais d’appels à projets ouverts à tous mais auxquels ne peuvent répondre l’ensemble des fournisseurs – je ne parle pas de Direct Énergie. Peut-être existe-t-il des freins autres ou alors il était erroné d’attendre un tel investissement de votre part au lancement du dispositif. Telle est la question que nous nous sommes posée. En partant du constat, nous nous sommes demandé si la construction de ce modèle était à l’origine d’objectifs intéressants et importants, mais peut-être n’était-ce pas les bons. Peut-être aurait-il fallu les considérer différemment. Tels sont le sujet et l’enjeu.

M. Fabien Choné. Investir dans la production est un acte très capitalistique et pour asseoir un investissement dans la production, il faut également avoir une activité déjà ancienne. Ce matin, M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence, évoquait le secteur des télécoms. Avant que les opérateurs alternatifs soient les premiers investisseurs dans les nouvelles technologies de communication – je pense à la fibre –, l’accès à la boucle locale leur a été donné mais il leur a fallu un peu de temps pour développer leur activité. Je me trompe peut-être, mais, à mon avis, au moment de la mise en œuvre de l’ARENH, les opérateurs qui en ont profité étaient, pour l’essentiel, Direct Énergie et Engie, qui, tous les deux, ont développé des investissements très importants en moyens de production, renouvelables ou hors renouvelables, dans le cadre de la transition énergétique. Je pense notamment aux combinés gaz puisque Engie a également investi dans ce domaine. Personnellement, j’espère que les nouveaux entrants auront les moyens de développer eux-mêmes des moyens de production, notamment renouvelables, Même ceux qui ne développent pas des moyens de production en propre, lient, en général, des partenariats avec des producteurs qui leur permettent de se développer et d’investir, mais peut-être que mes voisins pourront en parler mieux que moi.

M. Vincent Maillard. Dans notre modèle, nous sommes trop confortables pour dire que si le client consomme moins, cela ne nous impacte pas, puisque nous achèterons moins sur le marché. Nous avons un alignement des intérêts du client et de nous-mêmes à les accompagner dans la réduction de leur consommation, et plus généralement dans le « mieux-consommer ». Cela ne signifie pas que nous ne déciderons pas, à un moment donné, de produire, ou plus exactement de rechercher un partenaire producteur pour travailler avec lui dans la durée. Mais cela revient à la façon d’organiser l’aide au développement des énergies renouvelables.

Aujourd’hui, toutes les énergies renouvelables se développent grâce à un régime d’aide, que ce soit sous la forme d’un complément de rémunération, d’une obligation d’achat ou d’appels d’offres. Seules les productions très anciennes peuvent sortir de ce système. Mais pour développer de nouvelles installations, par définition, on doit faire du nouveau.

Si, en tant que fournisseur seul, nous voulions nous associer à un producteur, il conviendrait que celui-ci sorte du système de subventions. Sans quoi, il n’aurait pas besoin de nous ; sans subventions, nul besoin de travailler avec un fournisseur pour récupérer une subvention et développer un projet éolien ou photovoltaïque.

Si un producteur veut s’allier avec un fournisseur, d’autres questions se posent, parce que c’est la double peine. Il ne récupérera la subvention du système de complément de rémunération et devra payer, via le fournisseur, la CSPE. C’est un problème qu’il conviendra de soulever à un moment ou à un autre. Peut-être ce modèle devrait-il être pensé dans la durée. Comment accompagner des fournisseurs qui souhaitent s’allier à un producteur, dans un modèle plus intégré ? Encore une fois, nous ne chercherons pas des intégrations à cent pour cent. Nous restons dans l’idée que nos intérêts doivent être alignés sur ceux des clients et ne pas trop verser « du côté productiviste de la force », si je puis dire.

M. Emmanuel Soulias, président d’Enercoop. J’espère que vous constatez la richesse que forme la diversité des profils des stratégies des entreprises qui sont rassemblées au sein de l’ANODE. Le fait que plusieurs acteurs portent des stratégies différentes est très éclairant et permet d’aller au fond des questions que vous vous posez et que nos concitoyens se posent.

Madame Battistel, vous nous avez interrogés sur notre capacité à nous porter sur la phase de la production, en amont. C’est un souhait d’Enercoop, cela fait partie de son projet. Nous sommes un peu atypiques dans le sens où nous n’avons pas de lien direct avec l’ARENH, puisque nous n’avons pas passé de contrat. La conséquence, c’est que nos tarifs sont un tout petit peu plus élevés, mais les clients qui viennent chez nous le font en connaissance de cause. C’est une vertu de la diversité des offres et de la transparence du cycle de vie de production, de la distribution et de la fourniture d’électricité. Chacun choisit son fournisseur en conséquence et en libre choix en fonction du sens qu’il veut donner à son acte de consommation. Il est important de le rappeler.

Le modèle que nous avons choisi incite les citoyens à investir dans les moyens de production : les citoyens en tant que tels, les citoyens regroupés en coopérative, en association, les citoyens constitués en société d’économie mixte, au travers de collectivités.

Nous sommes convaincus que la transition énergétique se décide sur les territoires, et elle ne se fera que si les citoyens agissent en pleine conscience sur le financement, sur la gouvernance et sur le cycle de vie de l’énergie de manière globale. Nous nous appuyons en contrat direct avec 240 producteurs qui ne nous appartiennent pas mais qui signent des contrats à moyen et long terme avec nous. La durée moyenne des contrats est de quatre ans. Nous essayons de fonctionner le plus possible avec eux dans une démarche de commerce équitable, c’est-à-dire de ne pas rémunérer uniquement au prix du marché, mais de donner une plus-value à une dimension citoyenne, à une dimension locale, à une dimension de rénovation des installations. Voilà pour le premier élément.

Second élément, avec d’autres acteurs, nous avons contribué à la création d’une structure qui s’appelle « Énergie partagée » et qui incite les citoyens à investir directement dans les moyens de production et à participer à la gouvernance de ces moyens de production. Le fait est important à deux titres : d’abord, en termes d’acceptabilité sociale des énergies renouvelables. Nous pourrons faire un focus sur l’éolien. Mais de manière générale sur cette question de la transition, l’acceptabilité sociale dans les territoires passe par l’implication financière et la gouvernance des citoyens dans les projets qui sont développés : qui vient s’installer ici ? Quel est le modèle économique ? Quel est le profit généré, à qui profite-t-il ? Ce sont des questions qui se posent et qui peuvent être des freins à l’essor et au développement des énergies renouvelables.

La troisième question est celle de la fiscalité autour de la dimension participative et d’investissement citoyen dans les énergies renouvelables. Nous considérons que l’État, au travers notamment de dispositions fiscales ad hoc, pourrait inciter à un investissement dans des actifs durables, un investissement bon pour la planète, bon pour la créance et la création d’emplois dans les territoires. L’État pourrait fiscalement soutenir ces investissements, longs et moyens, des citoyens.

M. le président Julien Aubert. En quoi investir dans les renouvelables est-il bon pour la planète ? Le président de la CRE nous a expliqué que cela n’avait strictement aucun rapport avec le CO2.

M. Emmanuel Soulias. La planète ne se limite pas à la question du CO2. On trouve les enjeux environnementaux d’un côté, les enjeux du changement climatique ou des dérèglements climatiques de l’autre. Il ne faut pas réduire cela uniquement au CO2. L’approche décarbonée est large. D’autres impacts touchent à l’amont, pendant la phase de production et d’exploitation et pendant la phase de recyclage.

Les énergies renouvelables, je suis un peu surpris de votre question, monsieur le président, s’appuient sur une source qui a priori est inépuisable, peu chère, qui est le vent, le soleil, l’eau, et sur les processus de dégradation et de méthanisation. La source en elle-même est inépuisable et non polluante. Une fois dit cela, il faut convenir du fait que tout est polluant. Pour exploiter ces sources et faire marcher des turbines, il faut développer des équipements divers et variés qui peuvent s’appuyer sur des ressources, qui sont, de manière générale, moins polluantes à l’usage, en amont et en aval, que certaines technologies, telles que le fioul, le gaz, le charbon et, dans une certaine mesure, le nucléaire.

M. le Président Julien Aubert. On parlera un jour du charbon de bois et du silicium.

Mme Naima Idir. Un dernier complément sur le sujet des investissements. Nous sommes venus à quatre, l’objectif étant de partager la diversité de ce que l’on entend par « fournisseur alternatif ».

ENI, dans son ADN, est un acteur qui se rapproche de Total. ENI a largement contribué à la sécurité d’approvisionnement et à la diversification du sourcing pour le gaz. Il est arrivé il y a plus de dix ans sur la partie fourniture d’énergie par la fourniture de gaz.

La société s’est lancée sur le marché de l’électricité à la mi-2017. Son arrivée sur le marché électricité est donc récente. À l’instar de Total, les objectifs du groupe sont très volontaristes en termes de production d’énergie renouvelable. Nous sommes en discussions avec le groupe pour nous assurer qu’il choisira de consacrer une partie de ce son budget à des projets en France. Nous pensons qu’il est important d’avoir une réglementation en France et de donner des signaux pour attirer les investissements des acteurs européens. Pour cela, le marché français de l’énergie doit être suffisamment attractif, il ne doit pas être fermé. Ses règles ne doivent pas conduire à des distorsions de concurrence entre acteurs pour permettre à l’ensemble des investisseurs, notamment européens, d’investir sur le marché français.

M. Vincent Thiébaut. Je voudrais tout d’abord m’excuser car ce que je vais faire est très impoli. Je vais poser ma question, et je devrai ensuite vous quitter parce que j’ai un impératif de déplacement, mais c’est le miracle de la vidéo : tout est enregistré, j’aurai donc plaisir à entendre vos réponses.

Ma première question porte sur la question du marché. L’objectif de l’ARENH doit vous permettre d’accéder au marché concurrentiel.

Vous dites que vous réinvestissez 3 milliards d’euros dans la transition énergétique. Cela ne signifie-t-il pas que le dispositif arrive à maturité puisqu’il vous permet de reverser trois milliards à la transition énergétique ? Mon propos n’a pas valeur de jugement, je m’interroge.

J’en viens à ma seconde question, qui reprend votre très intéressant propos, monsieur Soulias. Moi aussi, je crois beaucoup à la participation citoyenne et à la définition du bon périmètre des politiques nationales énergétiques. Je crois à la territorialisation des politiques énergétiques.

Aujourd’hui, en voulant être dans un cadre national un peu trop contraint, ne bride-t-on pas ce type d’initiatives qui sont très pertinentes du point de vue local, notamment sur certains territoires qui présentent des spécificités et qui sont plus en cohérence avec les renouvelables que d’autres ?

M. Fabien Choné. Pour répondre à votre première question sur les investissements, je précise qu’il s’agit d’un milliard d’euros par an sur les trois prochaines années et non de 3 milliards par an.

Les énergies électriques ne sont pas toutes substituables les unes aux autres. Le nucléaire, les énergies renouvelables, la production d’électricité – avec des cycles à partir de gaz et des cycles combinés gaz –, les centrales hydroélectriques ont toutes une fonction spécifique dans le mix électrique. Certaines sont dispatchables, les autres intermittentes. Certaines fonctionnent en base, d’autres en pointe, toutes ont un rôle à jouer. Aujourd’hui, nous investissons dans des moyens de production qui sont complémentaires au nucléaire mais qui ne remplacent pas le nucléaire, en tout cas pas significativement dans le mix énergétique d’aujourd’hui.

Le constat qui porte sur la nécessité d’un accès régulé à l’énergie nucléaire historique de 2010 est encore valable aujourd’hui. Tout le monde le dit. L’approvisionnement est proportionné à la part du nucléaire dans le mix. Il est aujourd’hui un peu en dessous de 70 % ; en 2035, il avoisinera les 50 %, mais nous aurons encore besoin d’ARENH, et il sera à 50 % en 2035 parce que le nucléaire ne peut être remplacé par l’ensemble de ces autres technologies, notamment d’un point de vue économique, tout cela étant lié à l’économie de la filière.

M. Emmanuel Soulias. Monsieur Thiébaut, je profite encore de votre présence pour répondre à votre seconde question. Oui, les territoires c’est important parce que l’on ne produit pas et que l’on ne consomme pas l’énergie de la même manière selon que l’on habite les Hauts-de-France ou la Nouvelle-Aquitaine.

Le débat public sur la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui a été organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP), a montré que les Français sont très attachés à la dimension locale et aux circuits courts. Ils veulent être informés sur l’énergie, comme sur leur alimentation ou d’autres biens de consommation courants. Ils veulent savoir comment elle a été produite, par qui, où, en privilégiant le lien local. C’est la raison pour laquelle Enercoop s’est organisée en coopératives locales. Nous disposons d’un réseau de coopératives avec cette volonté, à terme, d’organiser des circuits courts entre les producteurs et les consommateurs. Nous voulons apporter un plus. C’est le cas de certains membres de l’ANODE qui ont choisi la dimension locale en créant un lien le plus direct possible entre des producteurs et des consommateurs. Nous y croyons fortement. Il faudrait que les politiques publiques incitent à cette spécification ou à cette liberté par territoire.

Les collectivités également sont très demandeuses. Nous travaillons beaucoup avec des sociétés d’économie mixte ou des collectivités qui sont très demandeuses de traçabilité ou d’histoires à raconter autour de la production et de la fourniture d’électricité.

Mme Naima Idir. La transition énergétique sera un succès si on laisse s’exprimer les différentes approches dans sa dimension européenne, nationale et locale.

Pour aller dans le sens que j’ai exposé sur les garanties d’origine, je pense qu’on y arrivera, notamment sur la partie renouvelable, si nous parvenons à concilier, d’une part, une approche locale, directe avec un certain nombre de Français qui sont volontaires et qui sont prêts à payer une énergie un peu plus chère parce qu’ils sont animés de convictions ; d’autre part, une approche plus large, qui permet de développer des renouvelables en maintenant les moyens de traçabilité et en donnant la possibilité aux Français de participer à cette démarche un peu plus globale.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Je reviens à la territorialisation de la production. Dans ce contexte, auquel je ne suis pas défavorable, bien au contraire, comment envisagez-vous l’articulation entre la production centralisée et la production décentralisée ? On peut dire que le système centralisé est l’assurantiel de la production décentralisée, mais on pourrait tout aussi bien dire, à l’inverse, que le système décentralisé peut être, par moments, l’assurantiel de la production centralisée. Comment anticiper cette articulation ?

M. Fabien Choné. Vous avez raison de noter que le système électrique est massivement en train de se décentraliser. C’est vrai du point de vue de la production. Nous ne pourrons atteindre nos objectifs en matière de transition énergétique que si nous développons la production renouvelable, y compris de manière très décentralisée, et quand je dis « décentralisée » c’est au sein même de l’installation électrique des consommateurs – je parle d’autoconsommation. Il faudra articuler l’ensemble des moyens de production, dont certains seront très centralisés, d’autres très décentralisés, certains très dispatchtables, d’autres intermittents. À cet égard, le rôle des gestionnaires de réseaux est crucial. Ils devront continuer à assurer l’équilibre dans un contexte un peu plus compliqué, mais avec des outils plus sophistiqués qu’autrefois, tels que les outils liés à la digitalisation et au comptage.

Les gestionnaires de réseaux pourront s’appuyer sur les alliés que seront les opérateurs nouveaux entrants qui proposeront des innovations répondant aux enjeux. Je pense notamment à toutes les innovations qui seront proposées aux consommateurs pour adapter leur consommation à la production. Historiquement, la production s’adaptait à la consommation ; demain, avec le développement des énergies renouvelables de plus en plus intermittentes et grâce aux nouvelles technologies, grâce au déploiement du compteur Linky, il sera possible de proposer aux clients des services qui adapteront leur consommation à la production, ce que certains opérateurs ont déjà commencé de faire. Pour que cela fonctionne, la concurrence doit être efficace. Si les opérateurs à même de proposer ces services sont asphyxiés sur leur activité de base qu’est la fourniture, ils n’auront pas les moyens d’investir dans ces services ni dans la production.

M. Emmanuel Soulias. Je suis en accord avec le propos de Fabien Choné.

Le rôle des gestionnaires de réseau est fondamental. Il faut progresser sur la capacité à faire vivre des expérimentations locales, des boucles locales ou des expérimentations d’autoconsommation individuelle ou collective. Veiller aux enjeux de solidarité, notamment entre les consommateurs, est un rôle qui revient aux gestionnaires de réseaux et à l’État. Je pense notamment à tous les publics qui sont en situation de précarité énergétique. Ils n’auront pas forcément la capacité d’expérimenter des innovations, de s’intéresser à l’autoconsommation ou à des équipements particuliers. Il faut pouvoir faire vivre cette complémentarité entre le centralisé et le décentralisé qui répond à des besoins d’équilibre du réseau en période de pointe ou à d’autres moments. L’État doit rester vigilant afin que le consommateur ne soit pas lésé et que les plus précaires d’entre eux ne soient pas exclus de ce système, ce qui pose la question de la contribution de cette mission de service public et de la gestion des réseaux.

Mme Naima Idir. En effet, le trait d’union entre la production centralisée et décentralisée passe par les réseaux. Je formulerai un dernier point d’alerte sur la place de ces réseaux, en rappelant la nécessité de ne pas tomber dans certains extrêmes en créant des poches de production décentralisée qui ne seraient pas raccordées au réseau et qui ne payeraient pas à ce titre leur part du réseau. Le réseau étant le trait d’union, la sécurité d’approvisionnement des consommateurs, en termes de consommation ou de production décentralisée, passera par le réseau. Il est, par conséquent, important de s’assurer que le coût du réseau est payé de façon équitable par l’ensemble des consommateurs.

M. Vincent Maillard. J’insisterai sur un point soulevé par M. Choné. Le modèle traditionnel de l’utilisation d’électricité fonctionnait ainsi : on allumait son sèche-cheveux et, quelque part, une centrale produisait davantage. Il en ira différemment demain : il faudra pousser les usagers à consommer lorsque l’éolienne fonctionnera ou lorsqu’il y aura du soleil. Bien sûr, on ne leur demandera pas d’allumer leur sèche-cheveux quand il y aura du soleil, mais de brancher leur recharge de véhicule, certains équipements comme le chauffe-eau, et cela au bon moment.

Cette inversion du système actuel qui incite les clients à consommer au moment de la production et les centrales à ne pas produire quand les clients consomment est la clé. À ce jour, nous ne savons pas comment cela fonctionnera. Nous ne savons pas encore quelles seront les meilleures pratiques. À cet égard, la recherche joue son rôle. Aussi est-il important qu’un nombre suffisant d’acteurs innovent pour faire émerger les solutions les plus pertinentes.

M. le président Julien Aubert. Reprenons les chiffres. Monsieur Choné, vous avez indiqué que le montant de la facture a bondi de 30 %, dont deux tiers des CSPE.

M. Fabien Choné. Je n’ai pas dit « bondi ».

M. le président Julien Aubert. Si j’augmente votre rémunération de 30 %, on peut estimer qu’elle a bondi.

M. Fabien Choné. En dix ans ?

M. le président Julien Aubert. Cela dépend du nombre d’années.

Mme Marie-Noëlle Battistel. M. Choné est plus ambitieux que cela !

M. le président Julien Aubert. Je ne ferai pas de commentaires !

Sur le site quelle énergie.fr, j’ai trouvé d’autres chiffres. « Augmentation de la facture d’électricité entre 2008 et 2018 : plus 44 %. Augmentation de la facture de gaz : plus 28 % pour le tarif B1, plus 45 % pour le tarif B0. » Comment expliquez-vous l’écart ? Ce matin, notre collègue Laure de La Raudière évoquait une progression de 35 %. Vous avancez plus 30 %. Il serait utile de clarifier les chiffres et de savoir de combien la facture a augmenté.

M. Fabien Choné. Je n’ai pas les chiffres en poche. Je vous promets de refaire les calculs. Si je me suis trompé, j’enverrai l’information à tout le monde. Mais il s’agissait des chiffres que j’ai retenus de la CRE. Mais peu importe, peut-être est-ce 40 % et non 30 %. Je me suis référé à la période 2010-2018 et non à la période 2008-2018, mais l’augmentation n’a pas été de 14 % en deux ans. La différence tient peut-être au fait de retenir les particuliers et non les particuliers ajoutés de tous les autres clients. Je ne sais pas. Mais une chose est certaine, la part fourniture liée à notre activité a baissé en euros constants. Dire que la concurrence a fait augmenter les prix est soit faux, soit mensonger.

M. le président Julien Aubert. Vous bénéficiez de l’ARENH pour l’électricité. Il n’existe pas de mécanisme comparable pour le gaz. Pourquoi faudrait-il le conserver pour l’électricité si l’on s’en passe pour le gaz ? Quelles sont les contingences pratiques qui ont poussé à organiser différemment ces deux marchés ?

M. Fabien Choné. Si l’opérateur historique disposait d’un gisement de gaz en France particulièrement compétitif et totalement inconcurrençable par des approvisionnements à l’extérieur, il serait nécessaire, à l’instar du nucléaire, de mettre en place un « sourcing », un accès à ce gisement de gaz afin de permettre la concurrence en aval de la production.

Il existe deux activités : la production et la fourniture de gaz. La production de gaz en France n’existe plus ou quasiment plus – et l’on n’en veut plus. Ce sujet ne se pose donc pas pour le gaz. S’agissant de l’électricité, non seulement le nucléaire est très compétitif mais nous voulons le faire perdurer, voire allonger la durée de vie des centrales. Cette spécificité doit être traitée pour permettre la concurrence en aval qui, encore une fois, est bénéfique au consommateur. Je suis même étonné que l’on continue à en discuter aussi longtemps après l’ouverture du marché !

M. Vincent Maillard. Il existe une explication pratique. Le gaz voyage des milliers de kilomètres, l’électricité quelques centaines de kilomètres. La production du nucléaire se situe en France, et non à 10 000 kilomètres avec des obligations d’achat à même distance.

Par ailleurs, l’énergie nucléaire est très compétitive au vu des conditions des marchés actuels. Les tarifs sont fixés sur cette base et l’on a toujours considéré que le nucléaire était un bien national dont tout le monde doit bénéficier. Je suis toujours étonné quand j’entends le président d’EDF déclarer : « C’est nous qui avons le nucléaire. » Le nucléaire appartient à tout le monde. Certains de mes clients habitent à la pointe de Givet, où est implantée la centrale de Chooz. Pourquoi dirait-on à une personne qu’elle ne peut s’abonner à Plüm Énergie ? Elle a la centrale nucléaire à côté de chez elle ; en cas de problème, elle prendrait des pastilles d’iode. Et elle serait obligée de s’abonner chez EDF pour bénéficier de la compétitivité de l’offre ? Ce n’est pas évident.

M. Fabien Choné. C’est exactement la même chose pour les concessions hydroélectriques.

M. le président Julien Aubert. NégaWatt propose 100 % d’énergies renouvelables. Quel est votre avis ? Cela correspond à l’attrition du grand gisement de gaz. Imaginons que la France ait un grand gisement de gaz et que l’on décidait en 2040-2050 que plus aucun pipeline ne partirait de ce gisement. Quel est votre avis sur ces stratégies qui visent la disparition du moteur nucléaire dans le dispositif ?

M. Fabien Choné. L’accès régulé à l’énergie nucléaire historique est absolument indispensable, en proportion de la part du nucléaire dans le mix. Aujourd’hui, la part est de 110 ; en 2035, elle sera a priori de 50 %. Le jour où elle sera à zéro, l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique ne sera plus utile. En revanche, si on atteignait 100 % d’énergie renouvelable sans aucun moyen de production flexible – nous disposerions cependant de concessions hydroélectriques qui, je l’espère, seraient partagées entre tous les consommateurs et tous les fournisseurs –, il faudrait développer de nombreuses solutions et services pour piloter la consommation des Français.

Mme Naima Idir. Soit d’autres moyens de production existeront qui pallieront l’intermittence des EnR, soit on aura réussi à développer les technologies de stockage.

M. le président Julien Aubert. En l’état, vous ne croyez pas à ce scénario, ou en tout cas vous ne le souhaitez pas ?

Mme Naima Idir. Non, nous vous livrons les conditions pour que ce scénario puisse se produire, sans remettre en cause la sécurité d’approvisionnement des consommateurs. Je ne me permettrais pas de porter de jugement de valeur.

M. le président Julien Aubert. Vous êtes un acteur du marché. Si vous étiez sur le marché du gaz et que vous aviez un accès aux grands gisements de gaz, vous pourriez émettre un avis justifié si le Gouvernement décidait de fermer le gisement de gaz à l’horizon de 2050. Il ne s’agit pas d’un jugement de valeur ; fondamentalement, cela vous obligerait à revoir votre modèle économique.

M. Emmanuel Soulias. Je veux bien illustrer la diversité qui vit parmi nous ; je le souligne à nouveau, c’est notre richesse.

NégaWatt fait partie des fondateurs de Enercoop. Pour répondre à votre question, nous sommes totalement en phase avec le scénario de NégaWatt. J’ajoute que ce n’est pas le seul ; le scénario de l’ADEME aboutit à peu près aux mêmes conclusions à l’horizon 2050. La réponse à cette question ne concerne pas uniquement le sujet du nucléaire. Se pose de manière plus générale le problème de l’efficacité énergétique et de la sobriété, donc de la prise en compte du lien entre résidentiel et transport et de notre capacité à investir dans des solutions de stockage innovantes susceptibles de répondre à la question de l’intermittence. Celle-ci n’est pas uniquement attachée aux renouvelables, elle peut l’être aussi au nucléaire, notamment en période de forte chaleur.

Le scénario de NégaWatt comme celui de l’ADEME revêtent un sens dans une vision globale qui envisage un mix énergétique large, des usages plus larges et qui prend en compte la transversalité entre les différentes sources de consommation d’énergie.

Je reviens d’un mot sur cette manne nucléaire qui aurait un coût moindre et que l’on pourrait donc se partager. Le coût de cette manne nucléaire doit être considéré dans son ensemble. On parle beaucoup des consommateurs et de leur pouvoir d’achat. J’entends aussi parler des contribuables citoyens qui, en payant leurs impôts, contribuent significativement à l’entretien des équipements nucléaires, qu’il s’agisse du grand carénage, du démantèlement, de la mise en sécurité ou de l’enfouissement des déchets. Je pense qu’il faut réévaluer le coût global du nucléaire, que l’on considère comme un coût aujourd’hui faible, à l’aune de l’ensemble de ces éléments.

M. le président Julien Aubert. Selon les travaux parlementaires, ce sont 40 milliards et 25 milliards d’euros. Le montant pour le renouvelables est évalué à 100 milliards d’euros. Le coût pour le consommateur n’est pas tout à fait le même.

Autre question : le tarif B0 du gaz a augmenté de 45 % ; le tarif B1 du gaz de 28 %. Je rappelle que le tarif B0 correspond à la cuisson et à l’eau chaude et le B1 au chauffage individuel.

Le tarif B0 du gaz a augmenté dans la même proportion que le tarif électrique ; en revanche, l’augmentation du tarif B1 est moins forte. Vous avez expliqué que des taxes nourrissaient l’augmentation. Entre 2008 et 2018, qu’est-ce qui justifie cette évolution divergente ?

Mme Naima Idir. Il conviendrait d’adresser cette question au régulateur si vous souhaitez obtenir une réponse très détaillée, mais je peux vous dire ce que nous en pensons.

Des évolutions « structures » ont été appliquées par le régulateur, souvent à la demande du fournisseur historique car le tarif B0 ne couvrait pas ses coûts. Lorsque la CRE fait le calcul des coûts de l’opérateur historique, elle constate une évolution en niveau. Elle peut alors décider de répartir les hausses tarifaires différemment en fonction des tarifs, l’objectif étant que chaque tarif couvre ses coûts. Un effet de rattrapage a été mis en œuvre par la CRE ces dernières années pour que le tarif B0 qui, historiquement ne couvrait pas les coûts, progressivement les couvre davantage.

M. le président Julien Aubert. L’an dernier, en 2019, certains d’entre vous, à l’exception d’Enercoop, ont été amenés à se fournir sur le marché au-delà des 100 TWh. Vous avez donc été amenés à vous fournir sur le marché de gros. Quelles ont été les pertes que vos entreprises ont subies en raison de ce dépassement du seuil de l’ARENH ? Chacune des entreprises présentes peut-elle nous donner une évaluation du coût que cela a représenté ?

M. Fabien Choné. Je réponds très simplement : cela dépendra du choix du gouvernement en matière d’évolution des tarifs réglementés. Si le Gouvernement assume la législation actuelle et intègre dans le tarif réglementé les conséquences de la mise en œuvre de l’ARENH, la réponse sera : zéro. Nous y reviendrons si vous le souhaitez. Effectivement, ce matin, les choses, en tout cas, de mon point de vue, n’étaient pas suffisamment claires.

M. le président Julien Aubert. Nous avons compris ce matin que dans l’augmentation annoncée de 5,9 %, 2,2 % représentaient l’effet de rationnement de l’ARENH. Des propos de la CRE, je retiens que l’augmentation du tarif prend en compte l’effet de rationnement. Selon vous, si c’est pris en compte, pour vous, cela devient neutre.

M. Fabien Choné. Absolument, pour toutes nos offres qui sont indexées. Ce n’est pas forcément le cas pour les fournisseurs qui n’ont pas d’offres indexées au tarif réglementé. Mais pour nous, c’est le cas.

M. le président Julien Aubert. Y aurait-il parmi vous un fournisseur qui ne serait pas indexé ?

Mme Naima Idir. Effectivement, ENI propose des offres fixes pluriannuelles. Nous garantissons un prix de l’électricité fixe pendant la durée des contrats. Cette offre a été développée pour les clients. Un certain nombre de consommateurs français, au-delà de la compétitivité d’un prix, souhaitait avoir une visibilité dans le temps. Nous proposons donc des offres à prix fixe sur des durées d’un an, deux ans, trois ans.

M. le président Julien Aubert. Mécaniquement, le fait de vous servir sur le marché de gros représente-t-il pour vous des pertes ?

Mme Naima Idir. Je suis dans l’incapacité de vous livrer des chiffres, tout dépend de l’anticipation de nos équipes en charge du sourcing vis-à-vis de ce plafond de l’ARENH. Lorsque l’on est présent sur ce marché, toute la difficulté tient à ce plafond. Nous sentions bien que nous nous en rapprochions.

Ce plafond réduit la capacité de développement de l’activité de nos entreprises. Soit on prend en compte la perspective d’un plafonnement et, dans ce cas-là, à un moment donné, on est moins compétitif, car nos prix sont comparés aux tarifs de vente réglementée qui n’intègrent pas un écrêtement ARENH. Soit on ne le prend pas en compte, et là c’est un risque que nous prenons sur nos marges, puisque le prix d’approvisionnement proposé dans notre offre ne sera pas en adéquation avec le coût de notre sourcing. En effet, au moment où nous allons demander de l’ARENH, nous allons être écrêtés et nous devrons prendre davantage d’électricité sur le marché.

En cas d’écrêtement, nous subissons un impact en amont et en aval, puisque nous sommes confrontés aujourd’hui à la même difficulté vis-à-vis de nos clients, auxquels nous proposons des offres, par exemple, à deux ans. Mais l’impact immédiat nous conduit à prévoir le volume d’ARENH que nous pourrons obtenir par nos demandes ARENH et donc l’écrêtement potentiel susceptible d’en résulter pour essayer de minimiser le risque pour l’entreprise puisque nous assumons ce risque que nous ne transférons pas à nos clients.

M. Emmanuel Soulias. Nos offres n’ont pas augmenté depuis la création de Enercoop il y a dix ans de cela, nous n’avons pas eu recours à l’ARENH. Enercoop absorbe jusqu’à présent le risque des fluctuations de marché. Même si nous fonctionnons avant en contrat direct avec les producteurs sur des durées moyennes et longues, chaque renouvellement de contrat est impacté par les évolutions du marché. En 2018, le marché a augmenté significativement, on est passé de 35 euros le MWh de base à près de 65 euros, et puis il est un peu redescendu. Cela a eu un impact sur le renouvellement de nos contrats. Cette année, nous ferons évoluer nos tarifs en raison de l’augmentation de notre coût d’approvisionnement ; de l’augmentation du coût des capacités que nous répercutons auprès de nos clients ; enfin, dans la mesure où nous dépassons cette année le seuil des 400 gigawattheures (GWh), nous sommes obligés de faire porter le coût des CEE à nos clients.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Soulias, vous représentez un peu le modèle pure player, vous êtes vraiment un modèle concurrentiel, c’est-à-dire que vous ne profitez pas des avantages offerts par l’ARENH et vous répercutez au consommateur l’intégralité des coûts réels « de la transition verte » au sens large de l’expression, avec tous ses outils. Êtes-vous viables ?

M. Emmanuel Soulias. Oui, nous sommes viables. Il existe plusieurs éléments de réponse à cette question. Il y a un effet d’échelle. Nous comptons 75 000 clients, ce qui est très peu. Nous n’avons pas encore atteint l’effet de seuil de 150 000 clients, au-delà duquel notre modèle économique atteindra sa pleine puissance. Nous sommes en train d’y parvenir.

Nous devons également intégrer le fait que nos clients viennent en toute confiance, en toute transparence s’agissant de la redistribution de l’argent que nous payons à des producteurs d’un système un peu particulier. Si d’aventure le coût d’approvisionnement devait augmenter, les clients en paieraient les conséquences.

Le coût augmente en fonction des effets de marché ; en revanche, tendanciellement, le coût de production du photovoltaïque et de l’éolien, pour ne citer que ces deux technologies, diminue très rapidement. Selon notre projection, partagée par nos clients et nos sociétaires, ce coût baissera de manière significative dans la durée et le prix baissera également.

M. le président Julien Aubert. L’État perçoit une partie du coût sous forme de taxes qui sont prélevées pour subventionner les énergies dont vous nous dites qu’elles arrivent à maturité. En abaissant les taxes et donc en aidant moins les énergies vertes, on pourrait penser que le coût d’approvisionnement baissera. Avec l’arrivée à maturité de ces énergies, le dispositif fonctionnerait « naturellement », avec peut-être un tarif moins distordu du fait de moindres taxes. S’agissant du mode de production, cela mettrait fin à des dispositifs d’aide.

D’autres acteurs, à l’instar de M. Choné, marquent la nécessité de conserver l’ARENH, mais quand je vois Enercoop, je me dis que si certains acteurs arrivent avec un modèle qui leur est particulier mais en adéquation avec les valeurs que porte le verdissement, pourquoi conserver ce dispositif ? Bien sûr, il y a ceux qui survivent et il y a ceux qui ne survivent pas, mais fondamentalement, c’est le jeu du marché.

M. Emmanuel Soulias. S’agissant des taxes, nous n’en sommes que les collecteurs ; elles ne viennent pas s’ajouter au chiffre d’affaires. Notre modèle économique ne se base que sur 30 % de la facture. Sur 100 euros que payent nos clients, nous redistribuons, via le TURPE ou les taxes, environ 70 euros. Nous n’avons la maîtrise que de 30 euros.

Si notre coût de production ou d’approvisionnement augmente en toute transparence, nous le ferons savoir à nos clients et l’impacterons sur une partie minime de la facture.

J’entends bien la réflexion qui sous-tend votre question, monsieur le président. Je me pose une question que je partage avec vous. Elle s’adresse à la collectivité des citoyens français : pourquoi s’empêcherait-on aujourd’hui de subventionner d’une manière ou d’une autre l’émergence des énergies renouvelables, alors que nous l’avons fait de manière significative il y a quelques dizaines d’années en faveur du programme électronucléaire français, avec des ambitions et des enjeux justes, à savoir l’autonomie énergétique et les multiples sujets qui en découlent et qui restent d’actualité ? Nous disposons aujourd’hui de technologies qui sont matures, qui deviennent économiquement rentables, voire très rentables, qui sont des aubaines en termes d’investissement, de créations d’emplois – on le voit dans le monde entier. Dès lors, pourquoi l’État s’interdirait-il d’investir dans ces nouvelles technologies créatrices d’emplois, bonnes pour la planète et pour la territorialisation ?

M. le président Julien Aubert. Vous dites « investir ». Créeriez-vous un opérateur public « vert » qui investirait dans ces technologies ou souhaiteriez-vous que l’on continue de subventionner tel qu’on le fait par appels d’offres ?

M. Emmanuel Soulias. Investir est un terme général, qui peut revêtir plusieurs sens. Je n’ai pas la réponse à votre question. Faut-il un opérateur ? Oui, il y a l’outil fiscal ; oui, il y a les aides ; oui, il y a l’investissement, direct ou indirect, de l’État dans des technologies, en faveur d’acteurs ou de champions nationaux.

L’État est en situation de devoir comparer et peut-être d’arbitrer différents types de coût ou différents types d’investissement entre les énergies renouvelables – je vais vite, c’est probablement très caricatural – et le maintien d’une technologie nucléaire coûteuse et qui ne présente plus aujourd’hui les mêmes avantages, notamment économiques et financiers, par rapport aux renouvelables qu’il y a encore quelques années.

Votre question relève, en l’occurrence, d’un choix politique.

M. le président Julien Aubert. Monsieur Choné, peut-être pourrez-vous nous sortir de l’ambiguïté : soit le nucléaire est rentable, soit il est moins rentable. Si c’est la vache à lait, l’ARENH doit être maintenue ; si ce n’est pas le cas, il faut arrêter les subventions.

M. Fabien Choné. S’agissant des subventions en faveur des énergies renouvelables, depuis la loi de finances de 2016, la CSPE ne finance plus les énergies renouvelables, c’est-à-dire que les taxes que nous collectons au titre de la facture de l’électricité sont versées directement dans le budget de l’État.

M. le président Julien Aubert. Vous vendez du gaz chez vous.

M. Fabien Choné. Oui, mais le produit de la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel ne finance pas directement les énergies renouvelables. En tout cas, la proposition que nous avions présentée sur l’électricité de baisser la CSPE ne visait pas à baisser l’aide aux énergies ouvrables.

Vous avez interrogé sur le modèle de soutien aux énergies renouvelables. La richesse de l’ANODE est d’avoir plusieurs modèles d’offres « vertes ». Le modèle d’Enercoop est un modèle de soutien fort aux offres « vertes », mais il demande plus d’efforts aux consommateurs et son périmètre est un peu moins large. Enercoop vise 150 000 clients, mais d’autres modèles de soutien aux énergies existent, un peu moins forts mais qui permettront à plus de consommateurs de participer. Je ne crois pas que l’on puisse mettre en concurrence les deux modèles ou choisir l’un ou l’autre entre un soutien fort à 150 000 clients ou un soutien, peut-être un peu moins accentué, en tout cas différent, à 1,5 million de clients, notamment parce que les consommateurs n’ont pas tous des moyens élevés pour soutenir l’énergie. Pour autant, nous pensons nécessaire que la majorité des Français, quelle que soit leur capacité à soutenir les énergies renouvelables, puissent y participer. Il est important de maintenir cette diversité de modèles. C’est pourquoi nous la soutenons.

Je n’ai pas très bien compris le sens de votre dernière question.

M. le président Julien Aubert. Le principe de l’ARENH repose sur l’idée que le nucléaire peut tracter le marché. On le maintient parce qu’on pense que l’on peut produire de l’énergie nucléaire à bas coût. Dans le même sens, on nous explique que les énergies renouvelables sont matures et que le coût du nucléaire, en réalité, n’est pas aussi bas et qu’il peut tendanciellement augmenter : la rentabilité du nucléaire serait plutôt derrière nous que devant nous. Mais on ne peut pas défendre simultanément l’idée que le nucléaire est rentable et qu’il faut maintenir un tarif historique pour financer le marché, et l’idée que le nucléaire sera de moins en moins rentable et qu’il faut investir dans les énergies « vertes ». Soit le nucléaire a un avenir, et dans ce cas il faut conserver l’ARENH et tracter le marché. Soit on considère que le nucléaire est fragile, et dans ce cas il faut peut-être arrêter de fonctionner avec l’ARENH.

M. Fabien Choné. Je crois qu’il faut distinguer le nucléaire ancien et le nucléaire nouveau. La vraie question est là.

M. le président Julien Aubert. On n’est pas obligé de faire du nucléaire nouveau. On peut faire un grand carénage et prolonger la vie des centrales de soixante ans.

M. Fabien Choné. De mon point de vue, même si le grand carénage suppose des financements élevés et soulève des questions, il est rentable sur la durée pour la collectivité.

La question de la compétitivité des énergies renouvelables se pose, selon moi, davantage en rapport au nucléaire nouveau qu’au nucléaire ancien. Des déclarations du Président de la République, je comprends qu’il est envisagé, au titre de la programmation pluriannuelle de l’énergie, de relancer le nucléaire nouveau en fonction des conditions économiques du moment. La question se posera, je crois, à la fin des années 2020, mais le grand carénage est confirmé. L’ARENH et son évolution, en tout cas dans le cadre de la régulation nucléaire après 2025, ont été cités par le Président de la République.

M. Vincent Maillard. Je vais vous poser une question que vous pourrez peut-être poser à d’autres intervenants. Le propos de M. Soulias était intéressant. Même si l’on produit du renouvelable, on est très sensible à la situation des prix du marché de gros, qui sont passés de 35 à 65 euros le MWh pour descendre à 50 euros. C’est la question que vous pourriez poser à des spécialistes du sujet. En France, les coûts de production globaux ont-ils évolué de la même manière sur les différentes scènes ? Avec un mix énergétique qui comporte 400 TWh de nucléaire, pourquoi les coûts de production sont-ils passés de 35 à 65 euros le MWh ? Que s’est-il passé ? Pourquoi, globalement, les marchés ne reflètent-ils pas la situation des coûts ? C’est là un vrai problème : si on ne sait pas prévoir les conditions de marché, si les prix de marché explosent à 70 ou 80 euros le MWh, M. Soulias aura beaucoup de mal à atteindre 150 000 clients !

M. le président Julien Aubert. Merci pour cette excellente question qui restera, en quelque sorte, le point de suspension de cette audition, et merci à tous pour la diversité et la précision de vos réponses.

L’audition s’achève à seize heures trente-six.

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10. Table ronde, ouverte à la presse, réunissant des économistes de l’énergie, avec la participation de Mme la Professeure Anna Creti (Université Paris-Dauphine), de M. Cédric Philibert, analyste expert des énergies renouvelables à l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et de M. Nicolas Berghmans, chercheur à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI) (4 avril 2019)

L’audition débute à seize heures quarante.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons à présent trois personnalités du monde de l’université ou de la recherche, qui travaillent plus précisément sur les questions relatives aux marchés de l’énergie dans la transition énergétique.

Mme la Professeure Anna Creti enseigne l’économie à l’Université Paris-Dauphine et y participe aux travaux du Centre de géopolitique de l’énergie et des matières premières (CGEMP), dirigé par le professeur Patrice Geoffron qui a publié très récemment dans Les Échos une tribune intitulée « Rendre la taxe carbone désirable ! » Mme Creti qui est également chercheuse senior en économie à Polytechnique, est une spécialiste des marchés du CO2 et de la concurrence entre les réseaux.

M. Cédric Philibert est analyste senior au sein de la division des Énergies renouvelables de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), une organisation internationale ayant son siège à Paris. Il a notamment été, au cours de sa carrière, conseiller technique au ministère de l’Environnement, puis auprès de la présidence de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Il a également effectué des missions pour le Programme des Nations unies pour l’environnement (PNUE) qui s’enorgueillit depuis quelques semaines d’avoir un vice-président français !

M. Philibert a plus particulièrement travaillé sur les caractéristiques des énergies intermittentes et les particularités techniques du solaire et de l’éolien. Il anime également un blog personnel, intitulé Énergies et Changement climatique.

Enfin, M. Nicolas Berghmans est un jeune chercheur en politiques climatiques et énergétiques au sein de l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Il est co-auteur d’une récente note de l’IDDRI, publiée en mars 2019 et intitulée « Après le gel de la taxe carbone, quelles priorités pour la transition énergétique ? ».

M. Berghmans ne manquera pas de nous présenter les grandes orientations de ce travail dont l’une des priorités est de restituer aux consommateurs la majeure partie de ce prélèvement, une proposition qui ne semble pas éloignée de l’idée, elle aussi récemment exprimée, par le professeur Patrice Geoffron.

Madame la professeure, messieurs, nous allons vous entendre, en premier lieu, lors d’un exposé liminaire d’une vingtaine de minutes que vous voudrez bien vous partager, si possible en vous complétant mutuellement, l’idée étant que « ce qui se conçoit bien s’énonce clairement » et que « les mots pour le dire arrivent aisément » ! Après vos propos liminaires, les membres de la commission creuseront les sujets qui les intéressent, ce qui vous donnera toute latitude pour préciser encore la qualité et la finesse de vos analyses.

Une des préoccupations de notre commission d’enquête est de mieux comprendre les raisons pour lesquelles la transition énergétique trouve, particulièrement en France, une traduction massive en termes de fiscalité, car la transition énergétique est davantage une transition fiscale qu’écologique. Ces propos, je le précise, n’appartiennent qu’à moi… Les niveaux d’imposition pèsent de plus en plus sur les consommateurs, au point de générer des doutes et, chez certains, un réel rejet de la transition écologique.

Le climat social actuel traduit pour partie ce désarroi de l’opinion. Vous comprendrez qu’il nous importe de connaître vos analyses et observations, notamment si vous disposez de comparaisons internationales. Pour l’heure, nous avons largement éclairé le sujet des recettes, ce que l’on prélève au nom de la transition énergétique. Vous constituez en quelque sorte l’aqueduc de ces deux pôles de réflexion que nous allons engager entre ce que nous dépensons et la façon dont nous le dépensons. Nous vous avons invités pour nous éclairer de manière large et transversale sur ces deux axes et sur la manière dont nous devrions appréhender notre sujet.

Le coût complet des énergies renouvelables, qui reste à définir plus précisément, est, bien évidemment, un des thèmes de réflexion de notre commission. Nous sommes particulièrement heureux de recevoir des chercheurs qui, par définition, sont peut-être plus éloignés de certains intérêts. Nous avons reçu des personnalités qui plaident depuis plusieurs années sur tel ou tel thème. Nous avons véritablement besoin, à un moment donné, d’un éclairage sur les degrés de maturité, le coût complet etc.

À la suite de votre intervention liminaire, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront en commençant par les questions que ne manquera pas de vous poser Mme Meynier-Millefert, en sa qualité de rapporteure.

S’agissant d’une commission d’enquête, je vous demande, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter le serment.

Je vous demande de lever la main droite et de dire « Je le jure ».

(Mme Anna Creti, M. Cédric Philibert et M. Nicolas Berghmans prêtent successivement serment.)

Mme Anna Creti, professeure à l’université Paris-Dauphine. Monsieur le président, mesdames, messieurs les députés, madame la rapporteure, je débuterai mon propos en vous présentant notre association, notre contribution sur le marché de l’énergie au titre de la transition énergétique ainsi que les propositions que nous formulons, notamment sur la préservation du pouvoir d’achat des Français.

L’analyse des marchés énergétiques, dans ses parties électricité et gaz naturel, a occupé une grande partie de mes études, de mes travaux et de ma carrière.

J’ai suivi l’évolution de ces marchés dans deux perspectives : d’une part, pour comprendre les mécanismes de concurrence. J’ai commencé à m’y intéresser après l’introduction des directives de 1996 et de 1998 ouvrant la concurrence aux secteurs de l’électricité puis du gaz. À ce titre, j’ai pu comprendre la gestion complexe de ces secteurs et la difficulté qu’il y a à les rendre incontestables.

J’ai longuement travaillé sur le mécanisme d’abus de position dominante dans différents pays, dans une perspective essentiellement européenne et de comparaison avec le marché des États-Unis. L’objet de cette phase de mes travaux a été de comprendre à quel point ces marchés sont sensibles aux stratégies des acteurs, notamment les anciens monopoles verticalement intégrés – mais pas uniquement.

L’objectif « 20/20/20 » m’a amenée à intégrer dans ma vision du marché électrique les préoccupations liées à l’environnement, ce que j’ai développé par une recherche « biface » en étudiant, d’un côté, les transformations du secteur électrique et gazier au regard de ces questions, et, de l’autre, la réglementation environnementale sous l’angle du marché des quotas. J’ai donc polarisé une grande partie de mes travaux sur l’étude des énergies renouvelables, l’intégration des énergies renouvelables dans les marchés électriques en étudiant des marchés assez différents – italien, danois et français. Malgré l’appartenance de ces pays au marché unique de l’électricité, des spécificités fortes caractérisent la volonté économique et politique d’intégrer les énergies renouvelables dans ces marchés.

Ces travaux m’ont amenée à avoir une vision de la transition énergétique qui ne peut être proposée en tant que modèle unique. À titre d’exemple, pour des raisons essentiellement d’indépendance énergétique et d’importation de gaz de pays très éloignés, la transition énergétique en Italie a commencé bien avant les préoccupations contenues dans la directive de 2008.

Au moment où les énergies renouvelables ont investi ces marchés, l’Italie était déjà prête à les recevoir. Elle avait investi depuis de nombreuses années dans l’intégration des énergies renouvelables, notamment en étudiant le potentiel renouvelable, à la fois éolien et solaire. C’est ainsi que, depuis 2014, l’Italie a atteint – il est rare de pouvoir dire que l’Italie est « un bon élève » – les objectifs qui figuraient dans la directive de 2020. Aujourd’hui, se pose la question d’aller au-delà des objectifs de 32 %, qui sont ceux actuellement prescrits par la nouvelle directive. L’Italie marque une volonté forte d’intégrer les renouvelables dans le mix énergétique d’un pays qui est essentiellement consommateur de gaz. Sa consommation est très pauvre en matières fossiles. Il consomme du charbon en faible proportion.

Par ailleurs, l’électricité en Italie présente une particularité par rapport à la France s’agissant des prix. Je consacrerai le temps qui me reste à cette question pertinente et utile à nos réflexions.

Les énergies renouvelables portent leurs effets tout au long de la filière. Des coûts sont liés à l’investissement, d’autres sont liés, de façon plus subtile, à la modification du paysage énergétique en termes d’acteurs, d’autres encore au financement de ces investissements. La France a opéré une transition fiscale. L’Italie n’a pas utilisé de la même façon l’instrument fiscal.

Un deuxième effet se répercute en amont. Quel est l’apport de ces énergies dans les marchés de l’électricité ? L’Italie a bénéficié d’un avantage sous la forme d’une baisse des prix de l’électricité. En dix ans, en moyenne, les prix de l’électricité sont passés, sur les marchés amont, de 70 et 80 euros par mégawattheure (MWh) à moins de 30 euros aujourd’hui, s’alignant ainsi quasiment sur les prix français.

S’il faut évaluer les coûts et les avantages de l’intégration des énergies renouvelables, il convient de ne pas oublier d’évaluer les bénéfices en amont sur l’ensemble de la filière, aussi bien que les coûts pour les consommateurs en aval. Cette dernière question m’a intéressée. J’ai étudié les mécanismes de diffusion des énergies renouvelables au niveau du consommateur final, en me polarisant plus spécifiquement sur les marchés français et les petits consommateurs, et donc sur les incitations auprès de ces petits consommateurs, notamment résidentiels, à s’équiper de panneaux solaires. J’ai étudié plusieurs types de littérature, non pas seulement économique mais également sociologique, qui révèlent qu’un consommateur français qui s’équipe de panneaux solaires ne le fait pas pour obtenir uniquement un gain, y compris futur, sur sa facture d’électricité actuelle, mais aussi parce qu’un fournisseur aura réussi à le convaincre qu’il s’agit d’un investissement intéressant et parce qu’il est animé d’une conscience verte.

M. Cédric Philibert, analyste expert des énergies renouvelables à l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Monsieur le président, vous avez posé deux questions. Je choisis de répondre en priorité à la seconde, qui relève davantage de mon champ de compétences actuelles que sont les énergies renouvelables.

L’Agence internationale de l’énergie surveille ce marché d’assez près. Sa publication annuelle consiste en un rapport de marché rapportant ce qui s’est passé au cours de la dernière année ou des deux dernières et en une prévision pour les cinq années à venir, assortie d’une analyse de sensibilité. L’Agence a donc une bonne vision du contexte.

Nous participons aussi à des exercices plus prospectifs, qui sont des scénarios se fondant sur des hypothèses, qui ne sont donc pas des prévisions.

Parmi ces scénarios, citons les scénarios à long terme, notamment un scénario dit de développement durable par lequel nous essayons de répondre aux besoins de l’humanité en énergie, ce en termes de coûts, d’accès à l’énergie, de réduction de la pollution atmosphérique à l’intérieur des locaux ou dans les milieux urbains, et de réduire les émissions de gaz à effet de serre, grosso modo compatibles, à une limitation du réchauffement de deux degrés. Nous avons publié et publierons des scénarios plus ambitieux qui cherchent à se rapprocher d’une augmentation d’un degré et demi.

Dans tous ces scénarios, les énergies renouvelables ainsi que les économies d’énergie jouent un rôle décisif : elles représentent entre les deux tiers et les trois quarts de la production mondiale d’électricité à l’échéance 2040 ou 2050.

D’autres scénarios s’appuient sur une augmentation de la production nucléaire au plan mondial, sur une part non négligeable de thermique fossile avec la capture et le stockage de CO2, et de fuel switching, c’est-à-dire plus de gaz et moins de charbon – en proportion, beaucoup moins de charbon. Mais dans toutes les hypothèses, l’essentiel de la production électrique mondiale sera assuré par les énergies renouvelables. Parmi ces énergies renouvelables, quatre sont majeures.

La bioénergie n’est pas forcément majeure dans l’électricité, mais l’est dans le bilan énergétique global. Elle représente aujourd’hui à peu près la moitié de la production de la contribution des énergies renouvelables au bilan énergétique mondial. J’évoque la bioénergie sous toutes ses formes : liquide, solide, via l’électricité, via les transports, et surtout via la chaleur – la chaleur industrielle en particulier.

Ensuite, nous avons l’hydroélectricité, qui ne date pas d’aujourd’hui mais qui reste une énergie en croissance, notamment grâce aux grands barrages dans les pays émergents. Elle représente à peu près 20 %.

Enfin, les « deux petits nouveaux » que sont l’éolien et le solaire sont sur des pentes de croissance extrêmement fortes et représenteront à terme 20 % à 25 % de la production électrique mondiale.

Ces scénarios sont des scénarios d’optimisation économique sous contrainte. Par exemple, on pose une contrainte de CO2 et on cherche les solutions les plus économiques. De ce point de vue, à long terme, les renouvelables font partie du panier des mesures économiques indispensables pour atteindre les objectifs que l’humanité s’est fixés à Paris en 2015 dans le cadre de la COP21. Il existe des variantes mais elles sont plus ou moins mineures. Les autres scénarios, ceux du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) comme d’autres instituts, convergent en ce sens.

Comment se fait-il que les renouvelables, qui, il y a quelques années, paraissaient si coûteux, figurent à une place aussi importante dans des bilans qui sont économiquement les moins coûteux ? La raison tient à l’effondrement des coûts. Je m’en explique dans la mesure où vous avez évoqué la notion de coût complet. Nous mesurons le coût actualisé de ces énergies, ou plutôt leur coût lively, c’est-à-dire réparti sur la durée de vie, technique ou économique, des investissements. Ce coût s’est effondré ces dernières années : de 40 % pour l’éolien et de 75 % pour le solaire photovoltaïque, ce qui est considérable. En dix ans, l’effondrement est de plus de 80 %.

Bien sûr, il faut distinguer le coût comptable du coût économique. C’est ce dernier qui est déterminant. Il convient de définir combien coûtera, dans les trente ans à venir, une installation que nous mettons en service aujourd’hui, sachant qu’au départ l’investissement est important, mais les dépenses de mise en œuvre extrêmement faibles dans le cas du solaire et assez faibles dans le cas de l’éolien et de l’hydraulique. Cela s’oppose au coût comptable. Quel est aujourd’hui le coût d’un kilowattheure (KWh) solaire ou éolien dans le contexte français, compte tenu des infrastructures construites dans le passé ? Il existe une énorme différence entre ces deux coûts en raison de la très grande rapidité de la baisse des coûts des énergies renouvelables ces dernières années, notamment du solaire.

Aujourd’hui, en France, le solaire est produit par des installations qui ont été créées, conçues et financées il y a quatre ans, cinq ans, six ans, quand l’électricité coûtait quatre, cinq, six fois plus cher. Des engagements ont été pris pour rémunérer cette électricité sur la base de tarifs élevés, qui s’élevaient en France à plus de 300 euros par MWh alors que le KWh mis aux enchères aujourd’hui dans les centrales au sol trouve des offres à 55 euros, voire inférieures. On retrouve les mêmes prix un peu partout, le phénomène est mondial. Selon l’ensoleillement, les prix oscillent entre 25 euros, parfois moins, et 55 ou 60 euros maximum. Je parle des grandes centrales au sol. Le prix est plus élevé si l’énergie est produite par de petites centrales. Mais on arrive, pour les énergies massives, à des coûts extrêmement compétitifs. Le coût comptable moyen du KWh solaire avoisine aujourd’hui 200 euros. Vous pouvez trouver ces données dans un rapport de la Cour des comptes. Le coût prend en compte des KWh qui ont été rémunérés au départ à 360 euros le MWh. Il est important d’opérer cette distinction.

Quand vous nous interrogez sur le coût complet, j’imagine que vous nous interrogez sur les coûts éventuellement induits par la variabilité du solaire et de l’éolien. La question est tout à fait légitime.

Notre division compte une unité spécialisée dans l’intégration des énergies renouvelables. L’interaction entre ces énergies et le reste du système est éventuellement source de problèmes, la variabilité des énergies renouvelables n’étant pas seule en cause. Je m’explique : nous sommes confrontés à une variabilité naturelle de la demande, qui diffère le jour et la nuit, en hiver et en été.

Le système est déjà doté d’une certaine flexibilité, apportée par les centrales électriques, le thermique, l’hydroélectricité, les interconnexions, la présence de réseaux, certains systèmes de stockage, tels que les centrales de transfert d’énergie par pompage, importantes en France puisqu’elles produisent près de cinq gigawatts. Aujourd’hui, le KWh marginal éolien ou photovoltaïque ajouté dans le système n’a, en gros, aucun coût d’insertion. Il induit des coûts de connexion, qui sont supportés par les développeurs, mais n’induit aucun coût lié à la variabilité. La question est de savoir quand des investissements supplémentaires commencent à poser des problèmes particuliers d’insertion. D’après les expériences étrangères, les problèmes peuvent survenir au-delà d’un taux de pénétration de 20 % ou 30 % dans la consommation annuelle, sauf exception, sauf poches localisées, sauf implantation de l’ensemble des structures photovoltaïques dans un seul département. Globalement, il faut que les réseaux suivent, mais cela ne représente qu’une toute petite part des investissements dans les réseaux. Pour l’heure, il n’y a pas de coûts spécifiques d’insertion, et il n’y en aura pas avant d’atteindre un taux de pénétration de 20 % ou 30 %.

M. Nicolas Berghmans, chercheur à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). J’ai également travaillé sur les questions liées aux énergies renouvelables et je souscris largement à ce qui vient d’être dit.

Je répondrai à la question portant sur la taxe carbone, en lien avec l’article que nous avons publié à l’IDDRI. Comme la société d’une façon générale, nous avons été interpellés en tant que chercheurs sur ce qui s’est passé autour de cette question et nous nous sommes demandé pourquoi nous étions arrivés à une situation de gel.

La taxe carbone, qui est souvent présentée par les économistes comme une solution idéale, une solution à moindre coût, n’est pas facilement comprise par le citoyen. Parallèlement, il attend des actions visant à réduire les émissions de CO2 et au fait que la France respecte ses engagements climatiques.

Nous avons donc saisi l’occasion pour revisiter un peu le débat sur les avantages et les inconvénients de la taxe carbone.

La taxe carbone est un instrument utile et central de la transition, parce qu’il permet de changer les prix relatifs, d’investir dans des solutions vertueuses et de faire évoluer les comportements.

Néanmoins, la taxe carbone présente des limites, assez bien connues. L’hypothèse de la taxe carbone est appelée, en termes économiques, l’« élasticité prix », la capacité des gens à s’adapter à ce prix. Premier constat : tout le monde n’est pas égal face à cette capacité d’adaptation. La taxe carbone est régressive, elle touche une plus grande part des revenus des gens qui perçoivent le moins de revenus. Pour les 10 % de Français les plus modestes, elle représente 15 % de leurs revenus ; en comparaison, elle représente beaucoup moins pour les Français les plus aisés.

Deuxième constat : la possibilité de s’adapter dépend d’arbitrages collectifs – présence de transports en commun à proximité de son domicile, possibilité de se connecter à un réseau de chaleur.

Troisième constat : la taxe carbone n’est pas la seule taxe sur l’énergie. Il faut prendre en compte l’ensemble de la facture pour déterminer l’impact sur les ménages. Nous constatons que la France a bien rattrapé son retard en matière de taxation des carburants par rapport à d’autres pays qui ont mis en place une taxe carbone. Il ne faut donc pas s’attacher uniquement au prix de la taxe carbone, mais à l’ensemble de la taxation. Cela nous amène à dire que la taxe carbone est importante, mais que son gel, en soi, ne doit pas être dramatique pour la transition.

Il faut, au contraire, travailler à d’autres conditions nécessaires à la mise en place de la transition écologique. À cet égard, nous avons repéré quatre priorités.

Premièrement, il faut investir dans la transition écologique, qui réclame des moyens supplémentaires. Un think tank publie des panoramas sur les financements climatiques qui montrent que des investissements font défaut à la transition, notamment dans le bâtiment et les transports. Cela suppose de dégager les moyens pour y arriver. Autre exemple : le projet de loi d’orientation des mobilités (LOM). Si l’on veut pousser ou aider les gens à modifier leur façon de se déplacer, il faut investir pour encourager des moyens alternatifs comme le vélo. Cela demandera de mobiliser des moyens – également sur les budgets publics. Comme je le disais précédemment, les gens ne peuvent pas faire tous les arbitrages par eux-mêmes.

Deuxièmement, la nécessité s’impose d’éviter de placer nos concitoyens les plus modestes dans une situation contrainte en raison de la transition. Vous citiez la tribune de M. le Professeur Geoffron. Il existe un consensus assez fort à l’heure actuelle entre de nombreux acteurs et experts sur la nécessité de réfléchir à une redistribution des recettes de cette taxe vers les citoyens, en particulier les plus modestes. Peut-être cela nécessite-t-il d’organiser un débat : la mesure portera-t-elle sur les 30 % ou 50 % de personnes les plus modestes ? En tout cas, une proposition existe, et on note, en se référant aux exemples à l’étranger, que cela participe à l’acceptation de cette mesure.

Troisième point : il y a un intérêt économique à supprimer les exemptions de la taxe carbone, nombreuses dans certains secteurs. C’est le cas du secteur de l’aviation et de celui du bâtiment et des travaux publics (BTP). D’un point de vue strictement environnemental, la meilleure manière de procéder consiste à étendre ce signal à l’ensemble des secteurs. C’est aussi une question de justice sociale.

Enfin, il conviendrait d’envoyer des signaux sur la transition aux secteurs. Des exercices nationaux sur la stratégie nationale bas carbone visent à placer la France sur une trajectoire de neutralité carbone en 2050. Que cela implique-t-il à l’échelle des secteurs et des individus ? Quelques signaux ont été émis. Par exemple, il est annoncé, pour 2040, la fin des véhicules thermiques, mais à quel moment un individu devra-t-il passer au véhicule électrique ou rénover son logement ? Ce sont des éléments utiles pour organiser les filières et pour que les gens anticipent leur changement de comportement, au-delà du fait d’imposer un prix.

M. le président Julien Aubert. Je voudrais clarifier un point. Nous sommes confrontés à une petite contradiction. Nous avons reçu, ce matin même, le président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui nous a expliqué qu’investir dans les énergies vertes électriques ne contribue pas à l’objectif de réduction du CO2. Il ajoute qu’en France le nucléaire est décarboné, et qu’investir dans des éoliennes ou le photovoltaïque n’a pas d’impact sur le CO2. Par ailleurs, nous appliquons une taxe carbone qui finance le développement de ces énergies en disant aux usagers qu’elle sert à la planète. S’il s’agit d’un choix autre de diversification énergétique, pourquoi l’habiller d’une approche environnementale ? Vous avez déclaré que nos scénarios futurs prenaient en compte la bioénergie, l’hydroélectricité, l’éolien et le solaire. Tout dépend à quoi ils se substituent. Au niveau mondial, on parie sur une substitution des énergies fossiles vers des énergies renouvelables. En France, ce n’est pas le cas puisque la transition est plutôt vue sous l’angle du nucléaire vers les énergies renouvelables.

Je voudrais que vous réagissiez à cette première question : quel est l’objectif de la transition énergétique ? Pourquoi, finalement, « transitionne-t-on » ? J’avais longtemps cru que c’était pour sauver la planète. Or, je me rends compte, un peu comme Brassens, que l’on s’est trompé d’idée... Je voudrais avoir votre point de vue.

J’y joins une seconde question : pourquoi introduire la concurrence ? J’avais compris que c’était pour faire baisser les prix. Mais, en discutant avec les différents acteurs, on s’aperçoit que, globalement, les prix de l’électricité n’ont pas forcément baissé en France. D’ailleurs, personne n’est capable d’expliquer comment nous sommes passés de 65 à 35 euros le MWh au niveau européen, alors qu’en France les coûts de production n’ont pas évolué dans les mêmes proportions ? D’où vient cette augmentation des prix. Est-elle due, éventuellement, à des investissements subventionnés dans les énergies « vertes » ? Vous aurez compris que c’est un questionnement intériorisé… J’aimerais que vous puissiez réagir et éventuellement m’expliquer pourquoi on pratique la concurrence et pourquoi on fait la transition énergétique, afin que tout cela soit cohérent pour le citoyen.

Mme Anna Creti. Si nous portons un regard croisé sur l’impact de la concurrence et sur l’impact des renouvelables sur les prix de l’électricité dans une perspective historique de vingt ans en Europe, qu’observons-nous ?

L’impact des énergies renouvelables a été plus fort que celui de la concurrence. Le marché électrique est très complexe et y introduire la concurrence n’a pas été aisé. Pendant dix ans, on a tapé sur les doigts des anciens opérateurs historiques. Il s’agit d’un secteur très intensif en capital. Il s’est constitué pour être un marché où la concurrence ne peut être très forte et très dispersée comme l’avait imaginé la Commission européenne quand ont été élaborées ses directives ; elles ont en fait été plaquées sur le modèle des télécommunications. Or, on n’arrivera jamais à avoir une concurrence aussi dispersée.

L’intensité de la baisse du prix de l’électricité a donc été relative. Les anciens opérateurs dominants ont opéré un mouvement de leurs parts de marché primaire de leur pays national vers les autres pays de l’Europe, avec des investissements croisés et spécifiques sur certaines technologies jusqu’au moment de l’introduction des énergies renouvelables qui ont un peu modifié les panoramas, à la fois de la concurrence et de la formation du prix de l’électricité.

La position de ces opérateurs historiques a été bousculée par l’entrée de nouveaux opérateurs parce que les investissements dans les énergies renouvelables ont été subventionnés. Elle a également été bousculée par le mouvement des opérateurs internationaux, notamment dans la filière des énergies renouvelables. Je pense à l’éolien et au photovoltaïque. Les énergies renouvelables peuvent présenter des défauts, dont l’intermittence. Il n’en reste pas moins qu’on a constaté une baisse du prix sur tous les marchés européens de l’énergie et une petite augmentation de la volatilité, qui est inhérente au marché de l’électricité.

Si l’on étudie les prix de l’électricité à partir de 2008, 2009, 2010, on constate deux phénomènes : la baisse et l’alignement du prix de l’électricité dans des pays qui ont un mix de départ relativement différent. Cela répond en partie à votre question, qui est de savoir pourquoi nous faisons tout cela. L’objectif européen est très important, il vise à la fois la concurrence et le verdissement du secteur de l’électricité. Bien sûr, les modèles ne sont pas toujours adaptés aux deux objectifs en même temps. Mais, selon moi, la réponse est claire : si l’on se reporte au montage des prix de l’électricité en amont, là où les opérateurs échangent – offre et demande –, les prix ont baissé. La composante « hors énergie » du prix pour le consommateur final, en revanche, a augmenté, en différenciant les prix pour les industriels et ceux pour les résidentiels. Les premiers sont peu touchés par la fiscalité, qu’il s’agisse de la répercussion des subventions aux énergies renouvelables ou d’autres formes de fiscalité comme la TVA. Les prix pour les industriels ont donc très fortement baissé, ce qui est une bonne chose pour la compétitivité, et les prix pour le consommateur final européen sont restés stables ; s’ils ont un peu augmenté au cours des quatre dernières années, c’est en raison de mécanismes différents de taxation.

Je terminerai en citant l’exemple du Danemark, qui est intéressant. Le Danemark a un mix énergétique composé à 95 % de renouvelables. Il a beaucoup investi dans l’éolien et utilise l’hydraulique de la Norvège et de la Suède pour pallier l’intermittence des autres énergies renouvelables. Le prix au consommateur final danois figure parmi les plus élevés en Europe parce que la fiscalité énergétique est concentrée sur le consommateur final résidentiel, les industriels ne payant quasiment aucune taxe sur l’énergie.

Si l’on se reporte aux statistiques, le prix moyen du KWh en Europe est estimé à 20 centimes d’euro. La France se situe juste en dessous et le Danemark quasiment au double.

M. le président Julien Aubert. Donc, ce n’est pas lié au choix énergétique, mais au choix fiscal ?

Mme Anna Creti. Oui.

M. le président Julien Aubert. Vous confirmez aussi qu’en mettant en place la concurrence, la Commission européenne avait l’intention de faire baisser les prix ?

Mme Anna Creti. Cela n’a jamais été formulé ainsi. L’objectif des directives sur la concurrence était de permettre aux consommateurs européens d’accéder aux mêmes conditions d’achat de l’électricité partout en Europe. Il s’agissait d’un alignement des prix plutôt que d’une volonté de faire baisser le prix de l’électricité, qui n’est écrite nulle part.

M. le président Julien Aubert. Les prix en France étaient déjà très bas.

Mme Anna Creti. Ce n’étaient pas les plus bas en Europe. Aujourd’hui, les prix les plus bas sont ceux de certains pays de l’Est qui, il est vrai, avaient des prix historiquement bas.

M. le président Julien Aubert. Lorsque les prix augmentent tendanciellement en France, on peut dire que la concurrence a rempli son objectif. Si l’idée était de les harmoniser, on constate que certains ont baissé et que ceux de la France ont augmenté.

Mme Anna Creti. Les prix s’alignent, en effet, pour le consommateur final.

M. le président Julien Aubert. Dans la pensée de la Commission, l’objectif du verdissement était-il la diminution des émissions de CO2 ou la diversification industrielle ?

Mme Anna Creti. La diminution du CO2. C’était un objectif explicite de la directive de 2008.

M. Cédric Philibert. Monsieur le président, je reviens à votre première question : qu’est-ce que la transition ? L’objectif est-il le climat ? D’un point de vue mondial et européen, il y a aucun doute, c’est bien le climat.

La France est un cas assez original dans le monde, avec peu d’exemples comparables, sauf peut-être, d’une certaine façon, la Belgique ou la Suède, qui comptent une part de nucléaire assez importante. L’Allemagne, après Tchernobyl, est revenue à sa décision antérieure d’abandonner le nucléaire. La décision n’a pas été prise sur un coup de tête après Tchernobyl : c’était un retour à une décision transpartisane antérieure. Les renouvelables, en essor en Allemagne, ont progressivement remplacé le nucléaire mais n’ont pas permis la décroissance de la consommation d’énergies fossiles, du moins jusqu’à présent. On a même enregistré une légère augmentation de 2 % pendant deux années consécutives. Ce n’est pas considérable, mais c’était une augmentation et non une réduction. Les Allemands ont donc choisi de réduire le nucléaire avant de s’occuper des émissions de CO2. En France, on a décidé de mettre en place des éoliennes et du solaire pour remplacer le nucléaire. Selon moi, il faut s’attacher à la perspective des trente années qui viennent.

On a construit un parc impressionnant en un temps extrêmement court. Personne ne pense possible de réitérer le même exploit aujourd’hui avec les renouvelables ou quelque autre source d’énergie décarbonée que ce soit. Personne n’imagine qu’on va faire du nucléaire neuf, encore moins dans des quantités comparables à celles du passé. Une des questions est donc de savoir combien de temps on peut prolonger les centrales actuelles, dont l’âge moyen avoisine aujourd’hui les trente ans. On va certainement les prolonger, sous réserve des investissements supplémentaires qu’exigera l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour amener les centrales actuelles au niveau de sécurité, plus élevé, qui avait été exigé au moment de la conception de l’European Pressurized Reactor (EPR), et dont je ne pense pas qu’il puisse ni doive être réduit. On parle des investissements du grand carénage à hauteur de 40 milliards d’euros. Le montant des investissements ne sera sans doute pas le même dans toutes les centrales. J’exprime là une opinion personnelle et non pas une vue officielle. Lorsque l’on se réfère à ce qui s’est passé dans le monde en matière de centrales nucléaires, on constate qu’en général, c’est, in fine, l’exploitant qui les arrête, rarement l’autorité responsable de la sûreté nucléaire. En général, celle-ci autorise la poursuite sous réserve, par exemple du remplacement des générateurs de vapeur ou autres, pour un coût de 1 ou 2 milliards d’euros. On peut donc garantir dix ans de fonctionnement, mais cela reste à la merci d’un incident qui ferait que l’autorisation serait retirée du jour au lendemain. In fine, les exploitants ne souhaitent pas prendre ce risque, trop onéreux par rapport aux bénéfices.

La situation d’autres centrales est meilleure, qui ne nécessitent que 300 millions ou 500 millions d’euros d’investissements. L’exploitant sera heureux de le faire et de prolonger ainsi leur fonctionnement. Tout cela entraînera une décroissance progressive du nucléaire, que cela participe ou non d’un objectif politique, tout simplement parce que c’est inscrit dans les faits et qu’il peut difficilement en être autrement sur un plan pratique. On en prolongera certaines, non toutes, ce qui engendrera un déficit d’énergie. La question est de savoir si ce déficit d’énergie sera complété par d’autres énergies sans carbone, ou si l’on remettra plus de carbone dans le système, par exemple avec des centrales à gaz.

M. le président Julien Aubert. Vous excluez donc le nouveau nucléaire.

M. Cédric Philibert. Non, je ne l’exclus pas. À l’heure actuelle, le nouveau nucléaire est beaucoup plus cher que les énergies renouvelables. Pour prendre l’exemple de l’EPR de Hinkley Point, sur un marché transparent sur trente-cinq ans, le coût est à plus de 100 euros. C’est cher, comparé au prix des renouvelables qui, y compris pour l’éolien offshore en Mer du Nord, dont les Anglais sont les leaders, atteint 70 euros.

D’une certaine manière, à court terme en tout cas, tant que le niveau de pénétration des énergies renouvelables n’aura pas dépassé les 50 %, ce qui supposerait éventuellement des coûts d’intégration importants, les renouvelables constituent l’offre économique qui s’imposera.

La transition est une bonne solution pour éviter de remettre du carbone dans le système dans les dix, vingt, trente ans qui viennent, à mesure que la part du nucléaire décroîtra inexorablement en France. Si nos scénarios suggèrent qu’elle va augmenter, c’est parce que d’autres pays passeront éventuellement de 1,5 % à 1, 2 ou 3 % de nucléaire dans leur mix.

M. le président Julien Aubert. Vous avez expliqué que le solaire était très cher il y a quelques années. Si j’avais déclaré il y a quelques années que le solaire ou l’éolien ne pourrait remplacer le nucléaire parce que trop onéreux, on m’aurait répondu quatre ans plus tard que les prix ont baissé… Pouvons-nous nous fonder sur les coûts des premiers EPR pour justifier le coût du nouveau nucléaire, sachant que les Chinois vont en construire et que, si l’on construisait dix en France, il est probable que le dixième n’aura pas le coût du premier, au même titre que le démantèlement ?

M. Cédric Philibert. Oui, encore que l’expérience historique du nucléaire montre plutôt une hausse régulière du coût qu’une baisse drastique.

M. le président Julien Aubert. Savez-vous combien a coûté le parc nucléaire français ?

M. Cédric Philibert. Non, mais il se mesure en milliards d’euros.

En raison de l’accroissement continu des exigences de sécurité après les catastrophes de Three Mile Island, de Tchernobyl et de Fukushima, nous avons plutôt constaté une augmentation continue des coûts. Quand on est passé d’un palier de 900 MW à un palier de 1 300 MW, sans doute a-t-on assisté à une réduction des coûts au MW. On ne peut pas exclure une réduction des coûts si nous produisons beaucoup de réacteurs du même type. Je pense que les Chinois vont construire d’autres EPR, ils vont aussi construire leur propre modèle de pressurized water reactor (PWR), qui sera plus économique mais qui ne correspond pas à nos exigences de sûreté. Il est possible que l’on assiste à des réductions de coût lié à la sûreté, mais je ne sais pas si elles seront du même ordre que celles que connaît le solaire ou l’éolien.

M. Nicolas Berghmans. C’est dans une optique de long terme qu’il faut évaluer les questions de décarbonation. Ce qui vient d’être dit me paraît partagé.

Comme l’a expliqué Mme Creti, nous sommes sur un marché électrique européen interconnecté. Les énergies renouvelables ne se substituent pas nécessairement au nucléaire, mais elles peuvent aider à substituer des synergies fossiles au-delà de nos frontières. Nous sommes, à mon sens, dans une perspective de décarbonation.

Je reviens à votre question sur la facture des ménages. Les prix de l’énergie sont élevés, mais ce n’est pas le seul facteur qui impacte la facture des ménages. Le consommateur veut bénéficier des services que rend l’énergie. Cela dépend aussi beaucoup de l’efficacité du fournisseur de services selon qu’est concernée sa maison, sa voiture, etc. Dans cette optique, on ne peut pas se limiter aux prix pour évaluer la facture des ménages, il faut aussi s’attacher à la consommation, par exemple, des bâtiments. Le sujet-clé en Europe et pour la France est la rénovation énergétique. Rénover les logements permet de vivre dans un monde où l’on peut supporter des prix de l’énergie plus élevés parce qu’on en consomme moins.

Vous avez indiqué que la taxe carbone est affectée aux énergies renouvelables (Enr). Ce n’était pas le cas jusqu’à récemment. Les EnR étaient financées par une taxe sur l’électricité, la contribution au service public de l’électricité (CSPE), née d’un jeu d’arbitrages. L’État a décidé que les recettes de la taxe carbone seraient destinées aux énergies renouvelables. Dans les faits, les contrats ont été passés avec les exploitants et une large part de la rémunération des producteurs d’énergies renouvelables, hors marché électrique – car ils se rémunèrent aussi par le marché électrique –, est issue des coûts des contrats passés. Si, demain, on décidait de ne plus financer les énergies renouvelables par la taxe carbone, il faudrait trouver une autre ressource pour les financer. Une partie est liée aux futurs développements des EnR, mais elle est relativement modeste en raison de la forte baisse des coûts des énergies renouvelables ces dernières années.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteur. Je suis ravie de vous entendre parler de la rénovation énergétique des bâtiments.

Dans le secteur du bâtiment, on parle du label « E+ C- », pour désigner des bâtiments à énergie positive et bas carbone. Un débat est ouvert pour savoir s’il faut favoriser l’objectif C- par rapport à l’objectif E+ ou s’il faut viser les deux en même temps. En d’autres termes : courir les deux lièvres risque-t-il ou non d’affaiblir l’objectif carbone ? décarbonation ? J’aimerais avoir votre avis.

Il existe en effet un paradoxe de double effet : les personnes précaires sont victimes des coûts liés au changement climatique et de ceux liés à l’inaction face au changement climatique. Ces deux aspects sont-ils évalués aujourd’hui ? Y a-t-il des études sur ce sujet ? Puisqu’il est question d’acceptabilité, que faire si le coût de l’inaction se révélait plus important que le coût de l’action ?

Plutôt que de dépenses liées à la transition énergétique, je préfère, pour ma part, parler d’investissements. Vous avez opéré une distinction entre le coût comptable et le coût économique. Cela remet en question notre lecture annuelle des dépenses relatives à la transition énergétique, domaine dans lequel le retour sur investissements se fait sur des durées plus longues. La contrainte européenne doit-elle demeurer à 3 %, dépenses d’investissement compris ? Ne devrions-nous pas libérer de cette contrainte les collectivités territoriales qui voudraient investir ? Sur ce sujet, le retour sur investissement peut être rapide et d’une durée plus facile à évaluer qu’elle ne l’a été.

M. Cédric Philibert. Vos questions contiennent en elles-mêmes beaucoup d’éléments de réponse, madame !

Vous avez raison, il faut parler de l’investissement.

La transition énergétique consiste à passer d’un système de dépenses récurrentes de combustibles à un système fait d’investissements dans les économies d’énergie et dans des technologies qui, par nature, sont assez capitalistiques, qu’il s’agisse du nucléaire ou des renouvelables. Si le coût initial est élevé ou très élevé, les dépenses récurrentes sont en revanche extrêmement faibles. C’est ce qui crée cette difficulté optique à propos des coûts de l’électricité : à un moment, le prix de marché s’effondre quand la part du renouvelable s’élève dans la production.

De plus en plus souvent, le coût marginal de production de l’énergie renouvelable est quasiment nul. En même temps, des mécanismes ont été instaurés pour financer l’investissement de départ sous la forme d’une taxe sur l’électricité. La partie relative à la taxe sur l’électricité a donc augmenté alors que la partie énergie sur le marché de l’électricité a diminué.

M. le président Julien Aubert. C’est le coût du passé.

M. Cédric Philibert. De fait, c’est largement le coût du passé, c’est-à-dire que si l’on continue d’investir fortement dans les renouvelables, même en recourant à des systèmes de taxe carbone, même en fléchant les recettes de la CSPE, l’apport sera très faible par rapport à l’investissement passé, qui a été d’une tout autre ampleur. Pour l’avenir, il faut effectivement parler d’investissements lourds, la question étant de savoir comment financer ces investissements.

J’entends bien la question portant sur les 3 %, mais elle sort quelque peu de mon champ de compétence, car il faut définir ce qu’est un investissement et ce qu’est une dépense de fonctionnement ? Le salaire d’un professeur est-il une dépense de fonctionnement ? Un équipement sportif qui ne sera utilisé qu’une seule fois pour un grand événement est-il un investissement ? On pourrait dire que c’est exactement l’inverse. Il est, par conséquent, difficile de distinguer une dépense de fonctionnement d’une dépense d’investissement.

Pour les collectivités locales, une solution a été trouvée il y a très longtemps, sous la forme du tiers financement, qui a permis d’orienter l’investissement privé pour contourner les difficultés qui existaient entre le titre 3 et le titre 4 des chapitres budgétaires relatifs au financement des investissements. Les collectivités ne pouvaient pas facilement financer des investissements, contrairement aux dépenses de fonctionnement récurrentes. On a donc inventé le tiers financement, qui a permis de rénover de nombreux bâtiments publics et de les adapter aux normes énergétiques. Cela suppose de prendre des précautions, car ces opérations engendrent parfois de petites « fuites » de financement. Il n’en reste pas moins que c’est un moyen d’orienter l’épargne privée vers des investissements utiles.

Le faible loyer de l’argent aujourd’hui, le niveau extrêmement bas des taux d’intérêt, démontrent la présence, dans le monde, d’une abondance d’épargne qui ne demande qu’à se porter sur des investissements longs mais sûrs. On le constate aujourd’hui avec le faible coût des énergies renouvelables. J’en parlais il y a peu avec un banquier qui finance ce type d’investissement en Espagne, où les énergies renouvelables sont désormais un investissement privé totalement rentable. Les gens investissent et vendent l’électricité sur le marché de l’électricité ou via des accords bilatéraux avec des acheteurs. Il n’existe aucun système public de subventions ou de financements cachés, et le solaire est à 30 ou 35 euros le MWh.

Cela s’explique, certes, par la bonne ressource espagnole, mais aussi par le très faible coût du capital exigé pour y parvenir. L’Espagne signe en effet un accord d’achat sur quinze ans, à un prix garanti pour des quantités garanties et une technologie totalement garantie. Elle sait donc exactement quel sera le retour sur investissement. Elle trouve auprès des banques des prêts aux mêmes taux que ceux qui s’appliquent à l’achat d’un logement, soit 1,5 %. Elle finance ainsi du solaire avec un coût moyen pondéré du capital de l’ordre de 3,5 % ou 4 %, taux qui couvre à la fois la rémunération de la part d’investissements propres et la rémunération du banquier. L’épargne abonde, il faut donc trouver le moyen de la diriger vers la transition énergétique. Il ne s’agit pas forcément de dépenses publiques.

Mme Anna Creti. Qui investit dans quoi ? La transition énergétique est une transition territoriale. C’est une logique nouvelle, qui ne prévalait pas dans la conception du secteur de l’électricité ou du gaz. C’est ainsi que les ressources mobilisables sont des ressources locales. C’est vrai, il existe des contraintes, mais il existe aussi des opportunités. Les plans territoriaux énergie-climat (PTEC) en sont un exemple.

Nous disposons de nouveaux instruments, de nouvelles conceptions, de nouvelles façons de revitaliser les territoires, de les rapprocher des citoyens, de proposer des modèles de vie différents. Voilà pour la potentialité. Il convient ensuite de contrôler les effets redistributifs et d’éviter que l’activisme de certains territoires ne soit qu’un exemple isolé.

Avoir accès au PTEC suppose d’être une agglomération, donc d’atteindre un certain niveau d’agrégation, mais certains effets peuvent « percoler » jusqu’au citoyen. Il n’y a pas seulement des dépenses et des investissements, il y a aussi de nouvelles opportunités, qu’il s’agisse de bâtiments ou de nouveaux modes de vie sobres en carbone.

Les investisseurs ne sont pas ceux du passé. L’investissement peut être diffus et porté par des financements verts. Cyniquement, je dirais qu’il y a de l’argent à gagner, qui viendra soutenir des investissements revêtant une dimension intéressante parce qu’ils sont adaptables, et d’une taille moindre que celle, massive, du nucléaire.

J’ajoute qu’il est très difficile de comparer les investissements dans le nucléaire et les investissements dans les renouvelables. Aujourd’hui, si vous demandez à un opérateur neutre, autre que l’opérateur dominant qui a construit son passé dans ce secteur, s’il veut investir dans le nucléaire, votre proposition ne suscitera pas un grand enthousiasme, pour toute une série de raisons que je pourrais détailler.

Les montages financiers pour les énergies renouvelables, dans une optique de marché, sont en revanche perçus avec intérêt, et attirent des investissements, petits ou grands.

M. Nicolas Berghmans. S’agissant de l’expérimentation du label « E+ C- », je n’apporterai pas un avis très expert. Je dirai cependant que cela concerne les bâtiments neufs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Faut-il prioriser les économies d’énergie ou se focaliser sur le carbone ? Pensez-vous que l’on sera plus efficace si l’on se focalise sur le carbone, ou que la synergie ne sera que meilleure si l’on se focalise à la fois sur le carbone et l’efficacité énergétique ?

M. Nicolas Berghmans. Je pense qu’il faut traiter les deux aspects en même temps. L’efficacité énergétique relevant de l’enveloppe des bâtiments, nous saurons rapidement si nous parvenons à améliorer la performance du parc de bâtiments ou s’il est préférable de passer à une solution plus axée sur le switch technologique vers une consommation d’énergie moins réduite mais plus décarbonée. Pour autant, il me semble important de porter l’accent sur ces deux aspects qui sont complémentaires.

S’agissant de la rénovation énergétique, nombre de mécanismes innovants ont été instaurés, en faveur des bâtiments publics notamment, mais le cœur du sujet est de mobiliser des acteurs très décentralisés afin que la décision d’investir dans la rénovation énergétique soit prise par le propriétaire d’un logement, par les copropriétés, etc. À cet égard, le calcul économique n’est pas seul à entrer en jeu ; la question de l’organisation de la filière et de la visibilité des dispositifs est essentielle pour le citoyen. L’article de l’IDDRI sur la taxe carbone en fait état. Il est important de montrer qu’il existe une prise de conscience de ces enjeux. Il faut les rendre visibles, mettre en place une aide globale pour inciter les citoyens à agir, non que l’État doive payer pour tout, mais parce qu’un citoyen ne prend pas spontanément ses décisions en tenant compte du long terme au même titre que la puissance publique. C’est pourquoi celle-ci doit organiser les filières et apporter une aide qui peut prendre différentes formes : prime, prêt préférentiel – on peut discuter de la forme. Il convient également, c’est essentiel, d’associer le citoyen au résultat final. Une fois la rénovation faite, le consommateur sera face à sa facture énergétique. Cette aide doit donc être associée à une obligation de résultat, ce qui n’est pas forcément le cas dans le dispositif français actuel. Voilà pour la réflexion sur le bâtiment.

S’agissant des inégalités, de nombreux chercheurs travaillent sur le sujet. Je pourrai vous fournir les travaux de l’École d’économie de Paris et du Centre international de recherche sur l’environnement et le développement (CIRED).

Mme Laure de La Raudière. Monsieur Philibert, vous avez dit que le scénario prenait en compte quatre énergies renouvelables majeures : la bioénergie, l’hydroélectricité, l’éolien et le solaire. Vous avez précisé que 50 % de la contribution passait par la bioénergie, 20 % à 25 % par l’hydroélectricité et 20 % à 25 % pour l’éolien comme pour le solaire – soit un total, si l’on vous suit, de 125 %.

M. Cédric Philibert. La bioénergie participe à hauteur de 50 % de la contribution des renouvelables à l’approvisionnement énergétique global de l’humanité – il ne s’agit pas uniquement de l’électricité. Il ne s’agit pas de 50 % de l’énergie, mais de la contribution des renouvelables.

Si nous envisageons l’avenir de l’électricité, les trois technologies que sont l’hydroélectricité, le solaire, l’éolien contribuent à peu près à égalité, aux environs de 20 % chacun, au bilan électrique global à long terme.

Mme Laure de La Raudière. Ma deuxième question, importante pour la commission d’enquête, concerne la baisse des prix des énergies renouvelables comparée au prix du nucléaire en France. Par rapport au parc existant et installé, à quel moment les courbes se croiseront-elles ? Le prix d’un appel d’offres sur le solaire se situe aujourd’hui à 65 euros le MW. Le parc existant, lui, tourne plutôt aux alentours de 200 euros. À quel moment pouvons-nous imaginer que les courbes se croiseront et, surtout, à quel rythme faudra-t-il implémenter l’énergie renouvelable ? Il ne sert à rien d’aller trop vite si les prix continuent de baisser et que le coût du nucléaire augmente. Peut-être convient-il de prévoir cette séquence dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui intègre ces calculs économiques.

Ma troisième question concerne l’investissement en matière d’énergies renouvelables, donc d’investissement d’argent public. Si on parle d’investissement, on peut parler de rentabilité. Quelle serait la rentabilité d’un euro d’argent public investi dans les renouvelables aujourd’hui, si l’on se réfère aux coûts actuels, en comparaison d’un euro d’argent public investi dans la rénovation des bâtiments ? Quelle est la meilleure rentabilité de la dépense publique de notre pays, entre rénovation des bâtiments et énergies renouvelables ?

M. Cédric Philibert. Il faut comparer des choses comparables, c’est-à-dire des coûts économiques. Si nous devons préparer de nouvelles énergies pour remplacer les anciennes, il convient de comparer les coûts des constructions actuelles, que ce soit dans le nucléaire, dans le thermique, ou dans le solaire ou l’éolien qui sont à construire. Celles du solaire et de l’éolien sont aujourd’hui moins onéreuses que celles du nucléaire. Excusez-moi, mais il n’y a pas beaucoup de sens à comparer l’électricité et ce qui est amorti, car l’hydraulique, par exemple, est de loin l’énergie la moins chère : elle supporte très peu de coûts de fonctionnement, contrairement au nucléaire.

Mme Laure de La Raudière. Il faut prendre en compte la durée de vie et le coût du grand carénage. Je ne parle pas du nouveau nucléaire, mais du nucléaire actuel, en intégrant le coût du grand carénage.

M. Cédric Philibert. Ce coût serait probablement très différent d’une centrale à l’autre. On ne le dit pas assez, mais l’état des centrales varie grandement de l’une à l’autre. Pour l’heure, l’ASN n’a pas encore publié les critères généraux qui s’appliqueront au grand carénage, mais quand on examinera l’état de chacune des centrales en vue de prolonger leur durée d’exploitation, on s’apercevra que la rénovation de certaines d’entre elles coûtera 500 millions d’euros, contre 1,5 milliard pour d’autres. Il n’y aura donc pas un coût du nucléaire, mais des coûts différents. Il sera économique de prolonger certaines centrales et anti-économique d’en conserver d’autres. Je suis prêt à parier aujourd’hui que c’est l’exploitant qui décidera lui-même d’en arrêter certaines parce qu’il sera confronté à un coût trop élevé du grand carénage. Il faudra remplacer le parc, mais je ne peux pas vous dire à quel rythme ni même exactement comment cela se passera. C’est très au-delà de ma compétence.

Une autre question se pose par rapport aux combustibles fossiles, avec ou sans taxation. La réponse est délicate car, au fur et à mesure de la transition énergétique dans le monde, les coûts des énergies fossiles peuvent baisser. Il y a dix ans, les partisans des EnR affichaient toujours des coûts en décroissance. Ils avaient parfaitement raison, les coûts ont même décru plus vite qu’ils ne l’avaient espéré. Et ils affichaient des coûts croissants du pétrole et des fossiles en raison de la rareté. Mais la rareté est un mirage : plus on s’en rapproche, plus elle s’éloigne. Plus on produit de renouvelables, et plus cette rareté de l’énergie fossile s’éloigne, car les renouvelables abaissent le coût des fossiles. C’est involontairement se tirer une balle dans le pied ! Si l’on ne taxe pas le carbone, je ne peux pas vous dire si les courbes se croiseront, ce qui nous ramène à la question de la taxe carbone.

Mme Laure de La Raudière. Sur le plan de la rentabilité, qu’en est-il de l’argent public investi dans les renouvelables par rapport à celui investi dans la rénovation de bâtiments ?

Mme Anna Creti. L’énergie renouvelable est rentable dans une optique de marché, ce n’est pas spécifiquement un problème qui se pose à l’État. L’investisseur investira dans les renouvelables. Les critères reposeront sur la parité réseau. Les coûts de l’investissement dans les énergies renouvelables sont-ils similaires au coût de l’électricité produite par les énergies fossiles et que l’on peut acheter sur les réseaux ? Nous avons quasiment atteint cette parité réseau. Dans la mesure où nous sommes en retrait et en retard sur les objectifs de rénovation des bâtiments, il faudrait …

Mme Laure de La Raudière. Diminuer les subventions aux renouvelables ?

M. le président Julien Aubert. Ces énergies vertes électriques étant matures, la décision publique devrait être d’orienter l’argent public, non pas vers le subventionnement des énergies « vertes » électriques mais plutôt vers d’autres priorités, comme le bâtiment.

Mme Anna Creti. C’est cela.

Mme Laure de La Raudière. Finalement, c’était une bonne question !

M. le président Julien Aubert. C’était une excellente question, madame de La Raudière, comme toutes vos questions !

M. Nicolas Berghmans. Les contrats de renouvelables passés prenant fin, nous connaîtrons mécaniquement une baisse des besoins de financement public pour ces énergies, qui est inhérente à la conception des contrats.

M. le président Julien Aubert. Êtes-vous tous d’accord avec ce constat ? Pardonnez-moi d’insister, mais c’est l’une des questions que nous nous posons, d’autant que certains nous disent : « Oh ! malheureux, surtout pas ! »

Mme Anna Creti. Cela dépend de qui investira.

M. Cédric Philibert. Ce qui est nécessaire n’est pas tant l’argent public qu’un cadre politique permettant le financement des renouvelables, ce qui n’est pas la même chose. En fait, les consommateurs d’électricité ou d’énergie, en finançant l’investissement, éventuellement par le jeu de la taxe carbone, pourront disposer à terme d’une électricité dont le coût marginal sera nul. C’est une façon d’investir. On peut dire, si l’on veut, qu’il s’agit d’argent public. Mais si l’on dit cela, je fais une mise en garde : non, il ne faut pas supprimer tout argent public, car les renouvelables ne peuvent pas se financer en totalité sur le seul marché de gros de l’électricité, car lorsque l’ensemble des sources d’énergie sont mobilisées, le prix de l’électricité de gros s’effondre. Même s’il s’agit de l’énergie la moins chère, l’énergie renouvelable suppose un cadre politique et financier qui permette d’en poursuivre le développement.

Mme Anna Creti. Et il faudra toujours aider les petits consommateurs. Les subventions pour installer les panneaux solaires des petits consommateurs sont toujours nécessaires.

M. le président Julien Aubert. Vous voulez dire les toits solaires ?

Mme Marie-Noëlle Battistel. Vous avez évoqué des directives européennes, notamment celle relative aux marchés de concessions, et la déstabilisation des opérateurs historiques de chacun des pays européens. La France a été mise en demeure de mettre en concurrence l’hydroélectricité ; il y a une quinzaine de jours, sept autres pays ont été mis en demeure. Ma question est simple. Nous n’allons pas entrer dans le détail des enjeux à la fois énergétiques et de réciprocité qui font que l’on peut y être totalement opposé – et c’est mon cas. Mais pensez-vous que cette ouverture du marché bénéficierait aux consommateurs, alors que des éléments nous montrent que, de par sa flexibilité et sa capacité de stockage, le marché de l’hydroélectricité est un pilier majeur de l’équilibre du système électrique ? Si l’on déstabilise cet équilibre, connaîtrons-nous in fine une baisse de tarif ? Ce n’est pas ce que je crois, mais je voudrais avoir votre avis.

(Mme Marie-Noëlle Battistel, vice-présidente de la commission d’enquête, remplace M. Julien Aubert à la présidence.)

Mme Anna Creti. Si les mécanismes prescrits par la mise en demeure, qui sont une mise en concession suivant des critères environnementaux et techniques, sont respectés, il n’y a pas de raison de s’inquiéter de la déstabilisation des marchés. Le bon fonctionnement des centrales hydroélectriques ne dépend pas de tel ou tel opérateur, car le mécanisme repose sur des arbitrages de marché. Qu’il s’agisse d’un opérateur X ou Y, cela devrait suffire pour réguler l’apport, surtout dans un monde où il y a des renouvelables. L’hydroélectrique, utilisé à bon escient, est de plus en plus précieux. Par ailleurs, avec le renouvellement des concessions, une forte pression pèse sur les critères environnementaux, qui n’étaient pas à l’ordre du jour quand ces centrales ont été construites. C’est un dossier difficile. Si plusieurs pays ont tardé à mettre en œuvre la concurrence, c’est parce qu’il faut déterminer les centrales à mettre en concurrence, les logiques de bassin et les synergies à créer au sein du système.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Vous dites que des obligations seront imposées quel que soit l’opérateur. Peut-être, si ce n’est que l’on enregistre une désoptimisation dès lors que plusieurs opérateurs sont sur une même chaîne hydraulique, ce qui entraîne probablement une augmentation des prix. Qu’en pensez-vous ?

Vous dites qu’il faudra sélectionner les ouvrages à mettre en concurrence. Telle n’est plus la demande de la Commission européenne ; elle demande la mise en concurrence des ouvrages. Dès lors qu’ils arrivent à échéance de concession, on ne choisit pas. Dans la mesure où ils ont été construits de manière très étalée dans le temps, un ouvrage au milieu d’une chaîne hydroélectrique peut être mis en concurrence telle année, et le suivant quinze années plus tard. Il peut donc arriver que, pendant plusieurs années, plusieurs opérateurs soient sur la même chaîne d’ouvrages.

La question de la réciprocité entre les pays est plus politique. Quels pays s’ouvriraient à la concurrence ? Quels pays ne s’ouvriraient pas ? Et qui pourrait investir sur les marchés des autres ?

M. Cédric Philibert. Je ne sais pas s’il faut forcément désespérer d’une coordination par les prix – à condition, bien sûr, que les marchés de l’électricité répondent à l’ensemble des attributs. L’hydroélectricité comprend l’énergie, des services annexes et la capacité de blackstart – c’est-à-dire celle de redémarrer un réseau qui s’est effondré. L’hydroélectricité est l’un des garants de la stabilité parce qu’il y a des machines tournantes, ce qui n’est pas le cas, étrangement, de l’éolien et certainement pas du photovoltaïque.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Être le garant de la stabilité, n’est-ce pas une mission de service public ?

M. Cédric Philibert. Oui et non car, encore une fois, on peut se fonder sur des mécanismes de marché ; en soi, ce n’est pas impossible, à condition qu’ils soient assez complets, c’est-à-dire qu’ils expriment l’ensemble des attributs de l’électricité, et pas seulement de l’énergie à l’instant T. L’enjeu est aussi de faire émerger ou non des marchés de capacité – on peut en discuter. Il y a des débats interminables sur la nécessité d’avoir des marchés « énergie seulement » ou des marchés plus complets. Je pense qu’il faut des marchés complets. En Espagne, des exploitants d’éoliennes ont répondu à des enchères pour des services de régulation tout à fait explicites, des réserves primaires et secondaires. Même les renouvelables peuvent participer à ces marchés, a fortiori le secteur de l’hydraulique qui est très bien équipé pour y participer. De toutes les énergies renouvelables, l’hydraulique est la plus flexible et celle qui offre le plus d’attributs.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Nous n’allons pas engager un grand débat sur l’hydroélectricité, mais je rappellerai simplement qu’elle présente une particularité. Trop souvent, on la considère uniquement sous l’angle de la production, mais elle est aussi un enjeu pour l’eau et la gestion de l’eau, les « multi-usages » et la ressource. Cela en fait une production qui ne repose pas uniquement sur sa production d’énergie : c’est un bien commun de long terme. C’est une particularité qu’il convient de prendre en compte.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je veux vous remercier, madame, messieurs, pour toutes les précisions apportées. N’hésitez pas à nous transmettre d’autres contributions ou éléments qui pourraient nous avoir échappé. À la fin de nos auditions, nos travaux porteront sur un comparatif européen. Si vous aviez des idées ou si vous jugez utile que nous rencontrions certaines personnes susceptibles d’éclairer intelligemment nos débats, nous sommes preneurs de vos suggestions en la matière.

Mme Marie-Noëlle Battistel, présidente. Merci à tous pour vos contributions.

L’audition s’achève à dix-huit heures dix.

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11. Audition, ouverte à la presse, de M. François Brottes, Président du directoire de Réseau transport électricité (RTE), accompagné de M. Philippe Pillevesse, directeur des relations institutionnelles, de M. Arthur Henriot, chargé de mission au cabinet du Président, et de Mme Lola Beauvillain-de-Montreuil, attachée de presse (9 avril 2019)

L’audition débute à neuf heures.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons M. François Brottes, notre ancien collègue député, président du directoire de RTE, accompagné de M. Philippe Pillevesse, directeur des relations institutionnelles, de M. Arthur Henriot, chargé de mission à la présidence de RTE et de Mme Lola Beauvillain de Montreuil, attachée de presse.

Monsieur le président, vous avez été nommé à la tête de RTE à l’été 2015, après le vote de la loi de transition énergétique, qui nous avait occupés de longues nuits.

RTE est l’entreprise publique en charge de la gestion du réseau de transport d’électricité à haute et très haute tension. À ce titre, elle doit veiller en permanence à l’équilibre entre la production d’électricité, ou plus précisément sa disponibilité sur le réseau, et la consommation nationale. La montée en puissance des énergies renouvelables (EnR), majoritairement intermittentes, représente un défi d’adaptation du réseau de RTE et justifie à elle seule cette audition. Elle suppose, pour votre entreprise, de programmer d’importants investissements. Vous nous direz à combien ils s’élèvent par année – coûts annuels déjà engagés et prévisions sur l’effort financier à moyen terme.

L’émergence des EnR vous a-t-elle réservé de mauvaises surprises ? RTE a-t-il été amenée à effectuer des opérations techniques dans l’urgence pour contrer des perturbations dues à l’insertion d’EnR sur le réseau ? Y a-t-il des régions françaises ou des zones dans lesquelles cette insertion demeure problématique ?

L’évolution de la part du TURPE dévolue à RTE est-elle en rapport avec ses nouveaux besoins d’investissement ? En quoi les taux de réfaction tarifaire fixés au titre d’une ordonnance du 30 novembre 2017 relative aux coûts de raccordement aux réseaux concernent-ils RTE ?

Nous avons auditionné la CRE la semaine dernière : pensez-vous qu’elle prête une oreille attentive à vos demandes ? L’insertion sur le réseau n’est-elle pas « la grande oubliée », « la Belle au bois dormant », lorsque l’on évoque la question du coût complet des EnR ?

Est-il exact que la CRE s’est déclarée hostile à certains projets d’interconnexion ? Dans l’affirmative, les positions de la CRE et de RTE étaient-elles opposées ?

Le développement des interconnexions entre voisins européens représente-t-il la solution clé pour résoudre au mieux les problèmes liés à l’insertion des EnR ? Quelles sont vos priorités en ce domaine ? L’insertion d’EnR par un pays voisin – l’Allemagne, au hasard – a-t-elle posé des problèmes en interconnexion ?

Monsieur Brottes, nous écouterons votre exposé liminaire durant une quinzaine de minutes ; les membres de la commission d’enquête, à commencer par la rapporteure, notre collègue Mme Meynier-Millefert, vous interrogeront à leur tour.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vais maintenant vous demander de prêter serment.

(M. Brottes prête serment.)

M. François Brottes, président du directoire de RTE. Ayant prêté serment de dire toute la vérité, je préfère vous prévenir de suite : je n’aurai pas assez d’une heure trente pour répondre à l’ensemble de vos questions ! Mon propos liminaire se veut didactique et pédagogique ; aussi n’aborderai-je le thème de la flexibilité qu’en réponse aux questions que les députés voudront bien me poser.

RTE n’est pas un acteur parmi d’autres ; nous sommes en situation de monopole. Ce n’est pas un gros mot : il ne peut y avoir plusieurs opérateurs de lignes à très haute tension en France, pas plus que nous ne pouvons organiser à plusieurs l’équilibre du système. De façon permanente, seconde après seconde, RTE doit veiller à ce qu’il n’y ait pas de black-out – le dernier est survenu en 2006. C’est un combat quotidien que nous menons, à l’échelle européenne, puisque le réseau électrique européen est intégré et complètement maillé. Nous disposons de quatre secondes pour éviter le black-out.

Dans un monde en perpétuelle transformation, quel serait l’impact d’une transition énergétique sans les énergies renouvelables ? C’est une question que vous n’avez pas formulée ainsi, monsieur le président, mais à laquelle je souhaite répondre.

Commençons par rappeler que la consommation en France est stable depuis six ans. Quoi qu’on en dise, nous avons fait quelques progrès, grâce à une meilleure efficacité énergétique, aux modifications apportées aux équipements ménagers, aux nouvelles ampoules, à l’isolation des logements. Cela ne va peut-être pas assez vite, mais cela commence à produire ses effets. Ne l’oublions pas, la maîtrise de la demande d’énergie est la première des énergies renouvelables. Si jamais un infléchissement survenait et que la consommation repartait à la hausse, la situation serait encore plus difficile qu’elle ne l’est aujourd’hui.

Il faut le reconnaître, la production d’électricité est affectée par le vieillissement des installations de production plus traditionnelles et par la fermeture progressive des centrales thermiques polluantes, un choix politique de la lutte contre le changement climatique. La fermeture des centrales au fioul et au charbon, depuis 2012, a représenté 13 gigawatts. La fermeture annoncée de Fessenheim et, potentiellement, de cinq tranches au charbon représenterait 5 GW supplémentaires. Or le pic de consommation en 2018 était de 96,66 GW. On aura donc fermé l’équivalent de 19 % des besoins aux moments des pics de consommation.

Les interconnexions, sur lesquelles je reviendrai si j’en ai le temps, ont un potentiel de 11 GW, mais il faut imaginer devoir partager avec nos voisins : il peut arriver qu’ils en aient besoin en même temps que nous. Cela donne une idée du gap auquel nous sommes confrontés : même si la consommation reste somme toute raisonnable, la situation risque de se compliquer si l’on se dégrée de moyens de production sans leur substituer d’autres éléments.

Les États européens sont eux aussi confrontés à ce phénomène : la Grande-Bretagne a réduit son parc au charbon de 13 GW depuis 2012, l’Allemagne veut réduire son parc au charbon lignite de 15 GW d’ici à 2025, avec une sortie annoncée en 2038, l’Italie veut réduire son parc au fioul de 15 GW d’ici à 2025 et la fermeture en 2020 de dix centrales au charbon a été annoncée en Espagne.

Autrement dit, nos marges de manœuvre se réduisent fortement. Les alternatives sont limitées et compliquées à mettre en œuvre. Le gisement hydraulique reste très faible : même si 130 000 stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) peuvent être construites dans le monde, je ne suis pas certain qu’il puisse y en avoir beaucoup en France. Les centrales thermiques ne font pas partie de l’avenir car elles sont polluantes. Quant au parc nucléaire, il vieillit et ses performances diminuent. Dans les cinq ans qui viennent, 32 visites décennales sont programmées, dont 17 sur des centrales quarantenaires. Chacune durera au minimum trois mois, le plus souvent plus de six mois. Or quand les réacteurs sont visités par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), ils ne sont pas disponibles pour le réseau. Le Gouvernement se prononcera sur l’opportunité de lancer un programme de renouvellement des installations nucléaires à l’issue du programme de travail présenté par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en 2021.

Le développement du solaire et de l’éolien répond aujourd’hui aux enjeux de sécurité de l’approvisionnement et de sûreté du système électrique. Ne pas avoir de solaire et d’éolien nous coûterait sûrement très cher. On peut toujours espérer baisser encore la consommation, mais nous ne sommes déjà pas si mauvais élèves dans ce domaine.

On compte sept fois plus d’éoliennes qu’il y a dix ans – 15,1 GW fin 2018 – et 1 000 fois plus de panneaux solaires photovoltaïques. Les progrès technologiques, notamment dans l’éolien, sont nombreux : le facteur de charge, autrement dit, pour parler clair, la productivité, est de 25 % pour les nouvelles installations terrestres – et sur certains territoires, comme l’Occitanie où les vents sont réguliers, il atteint 35 % – alors qu’il était autrefois estimé entre 18 et 20 %. Il peut être de 45 % pour l’éolien en mer, comme le montre l’expérience dans les autres pays. Vous savez que l’éolien en mer n’est pas encore développé en France, aucun des recours intentés n’ayant pour l’instant été totalement purgé. Citons enfin des EnR émergentes, loin d’être à maturité, comme l’hydrolien – les énergies marines et fluviales.

Je souhaite vous faire part de quelques évidences, qui ne sont pas intuitives. D’abord, il ne peut y avoir de valorisation de la production des énergies renouvelables sans réseau de distribution et de transport. Trop souvent, les producteurs, forts de l’accord des élus et de la population, demandent à être raccordés rapidement, sans songer que le premier poste électrique auquel leur installation serait raccordable peut se trouver à 50 ou 70 kilomètres de distance, que cela suppose des travaux de raccordement, des délais pour trouver les voies et moyens juridiques d’éviter les recours, etc. Autant de considérations qui souvent ne faisaient pas partie des pensées premières des promoteurs.

Ensuite, ce n’est pas parce que les installations sont raccordées au réseau de distribution – ce qui est le cas de plus de 92 % des capacités en GW – que l’on n’a pas besoin du réseau de transport. Il faut savoir que, lorsque la consommation n’est pas suffisante pour écouler la production locale, le réseau de distribution refoule la production vers le réseau de transport, chargé de l’équilibre de l’ensemble. La part de l’énergie refoulée est de 25 %, en hausse de 40 % en 2018 par rapport à 2016. En décembre 2017, le refoulement a été de 180 % supérieur à ce qu’il était en décembre 2016.

Le monde change, le modèle également : à mesure que les productions décentralisées se multiplient, le réseau de transport se voit sollicité d’une manière différente et inédite. On me dira qu’on autoconsomme ; je sais que les députés débattent souvent de l’autoconsommation. Il faut savoir que les auto-consommateurs ne sont pas coupés du monde ni du réseau : ils l’utilisent moins, ce qui les amène à penser qu’ils devraient moins payer ; à ceci près qu’ils ont besoin d’y avoir accès à tout moment… Le réseau de transport ou de distribution doit donc être disponible en permanence, ce qui suppose des charges fixes. L’autoconsommation n’est pas une façon de réduire le coût des nouvelles lignes ; elle permet uniquement d’éviter de payer des taxes sur la propre électricité. Il y a donc un effet de transfert vers les autres consommateurs, puisque le fonctionnement des réseaux induit essentiellement des charges fixes. Le bilan prévisionnel de 2017 montre que si 4 millions de foyers étaient équipés d’un système d’autoproduction en 2035, le gain pour chacun d’entre eux serait d’environ 100 euros par an, mais que le surcoût pour les foyers qui ne pourront pas s’équiper atteindra 17 euros par an. Quant au surcoût net pour le système électrique, il sera de 150 millions d’euros. Cela pose des questions d’équité, dont le débat récent montre qu’elles sont centrales. La péréquation, un élément important de notre pacte républicain, demeure d’actualité. Pour ma part, je suis fier que RTE assume et cette mission régalienne de fournir le même service au même prix et sur l’ensemble du territoire. C’est une notion qu’il nous faut impérativement préserver, fût-ce à l’aune de volontés d’une autoconsommation qui n’est pas totalement indépendante.

Les coûts du raccordement des EnR au réseau sont identifiés dans les S3RENR (schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables). Ces schémas, qui supposent une concertation très large avec les distributeurs et l’ensemble des producteurs, sont élaborés en cohésion avec les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires – SRADDET.

Il faut commencer par relier le parc de production considéré au réseau de transport et de distribution. Les coûts de raccordement sont pris en charge à 100 % par le producteur, dès lors que l’installation fait plus de 5 MW. Cela concerne environ 94 % des capacités d’éoliennes et un tiers des capacités photovoltaïques. Les installations plus petites bénéficient d’un taux de réfaction de 40 %, couvert par le TURPE.

Mais le raccordement des installations suppose souvent, pour évacuer les nouvelles capacités de production, de créer de nouveaux ouvrages dédiés aux énergies renouvelables sur le réseau de distribution ou de transport. Ces ouvrages sont identifiés dans le cadre du S3RENR. Les coûts sont pris en charge par tous les producteurs, qui paient la quote-part au prorata de la capacité qu’ils ont installée, tout au moins pour les installations terrestres. La quote-part est évaluée et arrêtée à l’échelle de chaque région ; de ce fait, elle diffère de l’une à l’autre. Cela pourrait poser problème, mais je crois savoir que la question n’a jamais été soumise au Conseil constitutionnel.

Enfin, les travaux de renforcement des ouvrages du réseau qui ne sont pas dédiés uniquement aux EnR sont financés via le TURPE.

Les vingt et un premiers schémas S3RENR, élaborés entre 2012 et 2016, prévoient, pour la France continentale, la création d’ouvrages dédiés pour un montant de 772 millions d’euros, dont 317 millions d’euros pour les ouvrages RTE, financés par la quote-part. Fin 2018, 53 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés. Les travaux de renforcement d’ouvrages dédiés, financés via le TURPE, atteignent 261 millions d’euros, dont 189 millions pour les ouvrages RTE. Fin 2018, 56 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés.

Ces schémas sont dimensionnés pour accueillir 26 GW de production d’énergie renouvelable. La quote-part « transport et distribution » varie entre 0 euro le MW, quand aucun aménagement supplémentaire n’est réalisé, et 70 000 euros le MW. Le coût total des investissements pour le raccordement au réseau des énergies renouvelables, financé par le TURPE, représente 4,3 milliards d’euros par an, soit 8 % du tarif de vente résidentiel.

RTE a investi 1,4 milliard d’euros en 2018 – la moyenne de nos investissements annuels, toutes énergies confondues, est située entre 1,4 et 1,5 milliard d’euros – pour remplacer les infrastructures vieillissantes, en développer de nouvelles et mettre en place des outils d’intelligence numérique – j’y reviendrai. Ces investissements ne sont pas couverts instantanément par le tarif ; la règle veut qu’ils soient amortis sur la durée de vie de l’actif, qui est de quarante-cinq ans pour les ouvrages de raccordement en mer. Le dispositif du TURPE autorise une séance de rattrapage tous les quatre ans, voire année après année : le régulateur sait faire preuve du pragmatisme nécessaire, il prend en compte les évolutions auxquelles nous sommes confrontés et peut déplacer les curseurs en fonction de nouveaux éléments.

Les coûts identifiés dans le cadre des S3RENR ne représentent pas l’intégralité des coûts de l’adaptation du réseau, puisque certains projets ne sont pas dédiés à 100 % à l’accueil des EnR. Les coûts liés aux projets d’éolien en mer posé ne sont pas inclus dans les S3RENR ; autrement dit, ils ne sont pas soumis au régime de droit commun, à l’inverse des projets d’éolien flottant – qui flotte encore, si l’on peut dire.

Au total, les coûts d’adaptation du réseau de RTE au nouveau mix énergétique seront de 2,1 milliards d’euros sur la période 2019-2022, dont 1,2 milliard pour l’éolien en mer. Les producteurs rembourseront 300 millions d’euros ; le reste sera répercuté sur les tarifs, donc sur les consommateurs, via le TURPE.

Je rappelle que les règles des premiers appels d’offres concernant l’éolien en mer ont été modifiées : le raccordement des parcs, autrefois financé par la CSPE sous son ancienne forme, est désormais « turpé » et assumé par RTE. La partie financée aujourd’hui est la partie « transport ». Le glissement n’est pas que sémantique.

RTE estime que la dynamique actuelle d’investissements est adaptée jusqu’à une cinquantaine de GW – 25 GW sont aujourd’hui installés –, sous réserve que des leviers d’optimisation, comme les solutions numériques auxquelles nous sommes attachés, soient mis en place. En effet, la réalisation de nouvelles infrastructures demande beaucoup de temps, compte tenu des oppositions qu’elle suscite ; les progrès numériques, eux, apportent de nouvelles capacités de réactivité et de flexibilité.

Ces investissements représentent 70 % des objectifs de la PPE option haute – 35 GW d’éolien terrestre et 45 GW de photovoltaïque en 2028 – et 100 % des objectifs de la PPE option basse – 34 GW d’éolien terrestre et 35 GW de photovoltaïque. Cela signifie que si la PPE tient sa trajectoire, au-delà des besoins liés aux seules adaptations structurelles requises pour le branchement de nouvelles sources d’énergies renouvelables, il faudra prévoir quelques bricoles en plus…

Quelles sont les sources d’économies ? La règle est d’anticiper pour optimiser. C’est l’avantage d’être un monopole : nous sommes une infrastructure vitale pour le pays et nous sommes seuls chargés de l’équilibre entre l’offre et la demande. C’est donc à nous qu’il nous incombe de gérer les flux variables de production. L’avantage de cette situation de monopole est que cela nous permet de planifier, de mutualiser les installations ; ce faisant, nous pouvons réduire les coûts, les délais et surtout les impacts environnementaux. Si chacun se raccordait là où bon lui semble, à l’heure qu’il veut et au prix qui lui convient, cela risquerait d’être dommageable pour l’ensemble de la collectivité. C’est à nous de veiller au grain, avec les fameux S3RENR.

Je profite de l’occasion pour vous soumettre une proposition que j’ai déjà formulée lors d’une autre audition à l’Assemblée nationale : il serait bon d’accorder le temps d’élaboration du SRADDET avec celui du S3RENR. Ce dernier schéma apporte du rationnel à la réflexion. En prévoyant ce qui est possible à une échéance de quatre ou cinq ans, il peut apporter aux élus qui bâtissent le SRADDET des éléments concrets et accessibles au débat.

Grâce à l’anticipation et à la mutualisation, nous gagnons en transparence et en prévisibilité des coûts. La mutualisation, y compris pour les parcs éoliens en mer, est un bien commun qu’il faut préserver. Chacun rêverait d’avoir son poste électrique, mais dès l’instant où nous nous en occupons, un poste électrique peut servir à plusieurs parcs, ce qui permet d’optimiser les équipements.

Comme je l’ai expliqué, c’est le TURPE qui financera les coûts de raccordement et de transport de l’éolien en mer, qui s’élèvent à 300 millions d’euros en moyenne pour un parc de 500 MW, auxquels il convient d’ajouter le coût d’un poste en mer, de l’ordre de 100 millions d’euros. La part du transport et du raccordement, de 400 millions d’euros pour un parc estimé à 1,8 milliard d’euros, est significative. Le fait qu’elle soit prise désormais en charge par le TURPE, donc le tarif – ce qui est le cas dans la quasi-totalité des autres pays d’Europe – permettra aux candidats du projet au large de Dunkerque de faire une offre de tarif moins élevée.

Ces actifs seront amortis sur quarante-cinq ans avant d’être éventuellement démantelés. Le raccordement d’un parc éolien en mer, suppose, comme pour les liaisons sous-marines, d’obtenir de l’État l’autorisation d’utiliser le domaine maritime. À l’origine, on pensait devoir provisionner les coûts liés au démantèlement dès la première année, ce qui renchérissait le coût et accréditait l’hypothèse que la concession de vingt ans ne serait pas renouvelée. Nous sommes parvenus à un accord très pragmatique, et j’en remercie les services de l’État : trois ans avant la fin de la concession, nous aurons rendez-vous pour évaluer, selon les conséquences sur l’environnement, la nécessité ou non de démanteler. Je suis de ceux qui pensent que l’on provoque parfois plus de dégâts en démantelant qu’en laissant les choses en l’état, lorsque les câbles sont ensouillés par exemple. Nous saurons alors si le parc pourra encore être exploité. Le coût du démantèlement, qui sera forcément « turpé », n’est pas intégré dans les prix que je vous ai indiqués.

Dans la loi pour un État au service d’une société de confiance – ESSOC –, vous avez confirmé le rôle de « mutualisateur » de RTE. L’effet de série et de hub provoqué par la mutualisation aura un impact significatif sur les coûts.

Je sais les parlementaires passionnés par les questions de concertation, de débat démocratique et de transparence. Dans ce domaine, nous ne sommes jamais déçus ! Tout raccordement suppose une « concertation Fontaine » – du nom de l’auteur de la circulaire –, dont la première phase est dédiée à la présentation de l’aire d’étude et la seconde à la détermination du fuseau de moindre impact du projet dans le territoire ; suit la procédure d’obtention de la déclaration d’utilité publique, qui suppose plusieurs mois d’un débat compliqué, la validation ou non du commissaire enquêteur, qui peut recommander de construire des ouvrages complémentaires ; ajoutez-y toutes les autorisations environnementales, éventuellement les prescriptions d’archéologie préventive – les sous-sols, y compris marins, sont riches en France – et les dérogations à la protection des espèces protégées pour réaliser des travaux à certaines saisons, mais pas à d’autres… la liste est interminable, et par le fait génératrice de surcoûts et délais qui s’allongent à l’infini.

C’est le quotidien de RTE : nous gérons en permanence 200 contentieux, car nous sommes toujours les premiers arrivés dans les projets d’installation de parcs. Je rappelle que l’éolien en mer est toujours pénalisé par les recours : aucune procédure n’est close pour le moment.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci pour votre propos liminaire.

J’aimerais revenir sur deux points que vous vouliez développer, sans en avoir eu l’occasion, à savoir la flexibilité et l’intelligence numérique, en y ajoutant une question relative au stockage. Je laisserai ensuite la parole à mes collègues, avant de poser quelques questions complémentaires.

M. François Brottes. Vous êtes de l’Isère, madame la rapporteure, n’est-ce pas ? (Sourires). Cela se sent.

M. le président Julien Aubert. À questions courtes, réponses courtes, évidemment.

M. François Brottes. Vous exagérez, monsieur le président (Sourires) : traiter la question de la flexibilité en peu de temps… Mais je vais quand même essayer.

La flexibilité est d’abord l’obligation, pour nous, d’équiper le réseau en capteurs et en intelligence artificielle en back-up, dans des proportions considérables. Nous gérons 300 000 données par seconde aujourd’hui, et il y en aura 3 millions après-demain. On ne peut pas le faire à la main. Tout va donc être automatisé au maximum pour anticiper l’arrivée du vent, l’hygrométrie, la chaleur et l’usure prématurée de tel ou tel équipement. On est en train de ficher la totalité de nos équipements. Je rappelle qu’il y a quasiment 3 000 postes électriques et 105 000 kilomètres de lignes : ce n’est pas un petit boulot… Si on ne le fait pas, et si on ne peut pas, en outre, réaliser des infrastructures, on n’arrivera pas à gérer le comportement des nouveaux entrants. D’autant que les anciens ne se comportent pas de la même façon qu’auparavant – je ne veux pas accuser uniquement les nouveaux acteurs. De fait, nous sommes confrontés à une situation qui nous oblige à bien des acrobaties.

Le fait, par exemple, de pouvoir écrêter 1 % d’une énergie dont on n’a pas besoin dans le réseau, et qui pourrait venir, par exemple, de l’éolien, permet de réaliser un gain significatif : on divise par deux les coûts d’adaptation. Il est inutile de surdimensionner une infrastructure pour véhiculer des électrons dont on n’a pas besoin, sinon deux ou trois fois par an : c’est complètement idiot. Les producteurs de renouvelable ont compris qu’ils étaient des partenaires du système et ils jouent le jeu. Ils sont d’ailleurs rémunérés au prorata de ce qu’ils perdent, quand on écrête, mais cela coûte moins cher à la collectivité que de laisser arriver un pic de production. Et ce n’est qu’un exemple des manières dont nous faisons en sorte que l’hybridation numérique du réseau électrique nous sauve la vie quand il s’agit de gérer l’équilibre.

La flexibilité est aussi liée à l’interconnexion. Vous n’en avez pas parlé, madame la rapporteure, mais le président de votre commission en a dit quelques mots. Je ne vois pas ce que l’on ferait sans les interconnexions avec les pays voisins. Nous en avons aujourd’hui 50 et il en existe 420 dans toute la zone européenne. Pendant une dizaine, voire une vingtaine de jours par an, ce qui n’est pas beaucoup, nous sommes sauvés par les importations, alors que nous sommes des exportateurs nets, très fortement. Ce n’est pas intuitif : les gens se disent que l’on n’a pas besoin de production complémentaire puisque nous sommes largement exportateurs – on a même battu cette année un record d’exportation. Mais ce ne sont que des moyennes : cela ne résout pas le problème qui se pose en temps réel, à la seconde près. Ceux qui raisonnent, les commentateurs, les experts économistes et tous ceux qui ont un avis sur ces questions oublient parfois de raisonner sur le temps réel, sur ce que nous vivons. Notre sport consiste à gérer seconde par seconde. Les interconnexions sont un élément de flexibilité.

J’en arrive à l’effacement, qui ne figurait pas dans votre question. Je pense que nous avons là un gisement important, de l’ordre de 3 GW. Il faut y ajouter ce que l’on appelle l’interruptibilité, qui représente 1,5 GW – cela concerne 21 sites industriels, que l’on arrête en une seconde. Nous l’avons fait pour éviter un black-out le 9 janvier dernier, à 21 heures 03 – de mémoire. Heureusement que nous avions cette possibilité sous le pied. Sinon, il aurait été compliqué de maintenir la fréquence à 50 Hz sur l’ensemble du réseau européen. Le problème ne se trouvait pas chez nous, mais comme tout le monde attrape la grippe quand l’un d’entre nous éternue, on est bien obligé d’avoir des mesures de solidarité.

L’effacement est un gisement qui n’est pas encore à son maximum dans le secteur tertiaire et, par exemple, dans les équipements électroménagers. Je vous invite à auditionner des constructeurs français, si vous en avez le temps, qui travaillent sur l’idée consistant à introduire dans les réfrigérateurs, les congélateurs et d’autres équipements fonctionnant en permanence des éléments de pilotage. Si on arrête cinq minutes un réfrigérateur, ce n’est un problème ni pour celui-ci ni pour ce qu’il contient. Si l’on multiplie cinq minutes d’arrêt par des millions de réfrigérateurs, on obtient une capacité de pilotage assez remarquable sur le plan de l’interruptibilité. Il faut pousser plus loin ce type de raisonnement. L’industrie commence à s’y intéresser, elle est volontaire. Nous sommes tout à fait disposés à aider une entrée sur le marché de l’effacement. Il faudra peut-être certaines adaptations, étant entendu que notre problème est la pointe, le matin et le soir : tout ce qui pourra limer cette pointe nous évitera des productions complémentaires. Cela représente un chantier considérable. J’ai le sentiment que le Gouvernement en a parfaitement conscience et qu’un certain nombre de propositions pourraient être faites. On voit qu’il y a des gisements qui ne sont pas complètement exploités. Le modèle économique n’est pas nécessairement facile car cela suppose de faire du porte-à-porte. Mais si c’est le constructeur qui met en place le système en amont, c’est moins compliqué que d’aller frapper à la porte de tout un chacun pour installer un petit capteur dans les réfrigérateurs.

Il y a aussi les gestes écocitoyens. Nous pratiquons Écowatt en Bretagne et dans la région Sud – est-ce bien ce qu’il faut dire, monsieur le président ?

M. le président Julien Aubert. Vous êtes bien renseigné (Sourires).

M. François Brottes. Je ne voudrais surtout pas dire PACA, car sinon…

Dans ces péninsules historiquement électriques, même si c’est un peu moins vrai pour la dernière, les citoyens – plusieurs dizaines de milliers – sont au rendez-vous quand on leur envoie un petit message par SMS : ils acceptent de laver un peu plus tard à la machine leur vaisselle ou leur linge, ce qui représente 1 ou 2 % de la consommation. Ce n’est pas mal : enlever 2 % en période de pic permet souvent de passer la difficulté.

En ce qui concerne le stockage, il faut évoquer les différentes techniques plutôt que parler de cette question de manière générale. Les technologies se caractérisent notamment par différents dimensionnements, selon la puissance de la capacité de stockage d’énergie. L’énergie, c’est le stock ; la puissance, c’est la capacité à charger ou à décharger le stock rapidement. C’est très important : on ne peut pas comparer deux stockages si l’on ne regarde pas comment ils libèrent l’énergie, à quelle vitesse et avec quelle puissance. En fonction du ratio puissance/énergie des batteries, les moyens de stockage peuvent rendre différents services aux réseaux.

RTE s’intéresse à l’ensemble des technologies. Nous avons, bien entendu, des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dans le réseau, qui représentent environ 4,5 GW – Mme Battistel le sait bien ; mais les nouveaux gisements sont assez limités. Des batteries lithium-ion sont en cours de raccordement au réseau, notamment pour participer au réglage de la fréquence, avec des capacités de stockage de plusieurs dizaines de minutes. Je rappelle que l’électricité est l’énergie, la puissance, la fréquence et la tension : il faut que tout ce petit monde fonctionne selon des normes bien précises si l’on ne veut pas que le réseau s’écroule. Ceux qui entrent sur le réseau, y compris dans le cadre du déstockage, doivent épouser l’intérêt commun qui est lié à ces curseurs. Certains de nos clients s’intéressent aussi à l’installation de volants d’inertie – on en fabrique en France, d’excellente qualité – mais ils ne stockent pas beaucoup et libèrent très vite – en sept secondes. Cela peut néanmoins permettre de régler des problèmes de tension. Certains industriels ne se privent pas de s’y intéresser, mais on voit bien qu’il s’agit d’un usage marginal par rapport à d’autres techniques.

RTE a obtenu l’autorisation du régulateur, qui est pragmatique, je l’ai dit, pour installer des batteries sur le réseau afin de gérer des problématiques locales : c’est le projet RINGO. Nous sommes en train d’installer des batteries en trois points du territoire continental pour stocker du trop-plein d’énergie qui arrive dans le réseau à un moment où l’on n’en a pas besoin dans une région, tout en déstockant ailleurs le même volume dans le même temps. On le fait car, sinon, les producteurs pourraient dire que RTE perturbe le marché. En réalité, cela ne change rien à la demande de production au niveau global : c’est seulement une façon de ne pas avoir à réaliser des infrastructures. C’est pourquoi nous parlons de « lignes virtuelles » dans notre jargon. Avec l’accord de la CRE, nous avons permis l’émergence, ou la valorisation, de la filière industrielle française du stockage, qui compte peu d’acteurs, il faut le reconnaître. Nous allons pouvoir tester en vraie grandeur. Le régulateur nous a demandé de mettre la part de stockage que nous n’utiliserions pas pour nos propres besoins à la disposition des acteurs de production, afin qu’ils aient un hub de stockage à prix coûtant, sous le contrôle du régulateur. C’est en cours.

L’hydrogène, c’est un peu une tarte à la crème, si vous voulez bien me pardonner cette vulgarité, et cela prête à bien des confusions.

Celle-ci porte d’abord sur les différentes sources d’hydrogène. Il y a de l’hydrogène « gris », pas propre, produit à partir du méthane selon un processus de vaporeformage émetteur de CO2, de l’hydrogène « bleu », produit selon le même processus de vaporeformage mais avec une capture du CO2 émis – c’est presque de l’hydrogène propre –, et de l’hydrogène « vert », complètement propre, produit par électrolyse après d’électricité issue d’énergie renouvelable.

Il existe aussi une confusion en ce qui concerne les usages. On distingue les usages directs actuels, dans l’industrie, comme la fabrication d’engrais ou d’ammoniac, les usages directs futurs, par exemple la mobilité grâce à l’hydrogène, et les usages indirects via une injection dans le réseau de gaz, avec du méthane dans de faibles proportions – de 2 à 10 %. Dans ce dernier cas, on l’injecte après transformation en méthane de synthèse – c’est ce que l’on appelle la méthanation – en utilisant les infrastructures actuelles, avec beaucoup de perte.

Nous sommes proactifs sur l’ensemble des éléments de stockage, car il ne faut pas perdre de temps pour comprendre. Nous avons un partenariat avec GRTgaz à Fos-sur-Mer pour tester la mise en œuvre de l’hydrogène dans le réseau de gaz – c’est le « Power-to-Gas ».

Il y a une confusion, je l’ai dit, sur les différentes justifications des développements de l’hydrogène. On parle de « verdir » le système gazier. L’alternative serait l’électrification des usages. Il est question de soutenir la flexibilité du système électrique en apportant une solution de stockage-déstockage – c’est ce que j’ai évoqué. J’y crois, à une échelle de temps qui n’est sûrement pas de cinq ans, mais le prototype va nous permettre de savoir si cela tient la route sur le plan économique et industriel. Les équipes de RTE considèrent qu’il n’y a pas d’intérêt à intégrer cela dans le système avant 2035, mais si nous attendons cette date pour comprendre le fonctionnement et pour être performant, on risque d’avoir des problèmes. Il ne s’agit pas d’une solution immédiate aux problèmes que nous rencontrons, c’est vrai, mais il y a là potentiellement une solution d’avenir. C’est pourquoi nous travaillons sur le projet « Jupiter 1 000 ». Pour ce qui est des industriels qui se raccordent directement aux réseaux de transport, je signale que deux unités de H2V ont déjà été raccordées, à Dunkerque et en Normandie, à Port-Jérôme – ce sont des fabricants d’hydrogène. Nous ne sommes pas face à quelque chose qui relèverait du mythe : cela devient une réalité qui commence à prendre corps.

J’ai senti que vous vouliez aussi m’interroger sur le véhicule électrique du point de vue de la flexibilité. Nous estimons qu’il y aura environ 16 millions de véhicules électriques en 2035. En tant que gestionnaires du réseau et garants de l’équilibre du système électrique, nous disons que cela peut être une chance considérable, à condition que le pilotage soit vertueux. Si tout le monde recharge où il veut, quand il veut, à la vitesse qu’il veut et pour obtenir le volume qu’il veut, on n’y arrivera pas : ce sera très compliqué. Pour donner une idée de la consommation d’énergie, 16 millions de véhicules représentent 35 térawattheures, soit l’équivalent de ce que consomme la région Nouvelle-Aquitaine – mais c’est moins que le chauffage électrique. Quel serait l’impact des appels de puissance sur le réseau et des pointes de consommation ? L’enjeu est là : un million de véhicules électriques représentent une pointe de près de 700 MWh s’il n’y a pas de pilotage. Nous étudions comment faire pour que ce soit une chance plutôt qu’une source d’embêtements – nous en parlerons fin mai.

Seize millions de véhicules électriques, ce sont 16 millions de batteries que l’on peut piloter pour soutenir le réseau. C’est l’équivalent en énergie de dix fois les STEP dont on dispose aujourd’hui. Il faut bien avoir conscience que c’est colossal, si c’est bien piloté. L’intérêt est de pouvoir stocker et déstocker : on stocke quand il y a une abondance d’électricité, typiquement la nuit, et on déstocke dans des moments où une question de pointe va peut-être demeurer. Si l’on pilote bien, on peut réaliser entre 1 et 1,5 milliard d’euros d’économies par an pour le système électrique européen. Il y a donc un enjeu de pilotage. Le législateur et ceux qui font les règlements devront certainement adopter une approche un peu coercitive afin que ce ne soit pas « open bar » – pardonnez-moi cette expression triviale. Sinon, nous ne réaliserons pas les gains considérables que je suis en train d’évoquer.

Je pourrais vous en dire encore beaucoup sur la flexibilité, mais je pense que j’ai déjà abusé du temps qui m’était imparti…

Mme Marie-Noëlle Battistel. Merci beaucoup pour tous ces éléments. Je vais vous poser quelques questions rapides.

Vous avez été mandaté par le Gouvernement pour faire des analyses complémentaires, publiées il y a quelques jours, sur l’équilibre entre l’offre et la demande pendant la période 2019-2023. J’avoue ne pas avoir encore lu ce document. Avez-vous fait des recommandations et peut-il y avoir une incidence sur le coût, selon que ces recommandations sont suivies ou non ?

Vous avez souligné à juste titre que le développement des ENR répond à un enjeu de sécurité et de sûreté du système électrique et que l’on va aussi avoir besoin, finalement, de plus en plus d’interconnexions dans ce cadre. À combien évaluez-vous les interconnexions supplémentaires au regard de cette évolution et de la complexité de la coordination des échanges entre pays ? Nous avons visité avant-hier le site de CORESO à Bruxelles, qui s’occupe de tous les échanges entre les pays. Cela dépend aussi beaucoup des politiques qu’ils mènent et de leur volonté de développer les ENR. Existe-t-il un « delta » positif entre le besoin de suréquipement éventuel en interconnexions et les bénéfices de ce développement en termes de sécurité et d’économies dans la réalisation d’équipements ? Autrement dit, quel est le « delta » en matière de coût en ce qui concerne les interconnexions ?

S’agissant de la production centralisée et décentralisée et de l’articulation dans ce domaine, vous avez fait état d’une attention particulière à la question de la péréquation : RTE se doit aussi de veiller à son respect. Si l’on n’y prête pas suffisamment garde, pourrait-il y avoir un déséquilibre entre la production centralisée et celle décentralisée, c’est-à-dire une mauvaise articulation génératrice de surcoûts ?

Pour ce qui est de l’effacement et de l’interruptibilité chez les industriels, considérez-vous que la rémunération est suffisante à ce stade ? On sait qu’il coûte vraiment très cher d’importer quand on en a besoin. L’effacement et l’interruptibilité sont rémunérés toute l’année même si l’on ne s’en sert pas, mais cette rémunération est-elle suffisante ? Si elle était plus élevée, ferait-on par ailleurs des économies ?

Concernant les STEP, vous avez considéré qu’il n’y a pas beaucoup de potentiel en France pour en développer davantage ; néanmoins, il y en reste un peu. Considérez-vous qu’il faut aller dans cette direction ? L’hydroélectricité n’est pas suffisamment évoquée dans la PPE, ou en tout cas elle semble le parent pauvre des énergies renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Ces questions étaient très riches. Je suggère d’aller droit au but, comme on dit dans la deuxième ville de France (Sourires).

M. François Brottes. Je remercie Mme Battistel pour ces cinquante questions… (Sourires). J’imagine qu’elle acceptera des réponses un peu synthétiques.

S’agissant du rapport que nous venons de remettre, à la demande du Gouvernement, sur les hypothèses-tests concernant les délais, les retards d’ouverture de Flamanville et Landivisiau, les interconnexions et d’autres sujets encore, je vous renvoie à la conférence de presse du ministre et à notre rapport lui-même, qui est en ligne. Nous avons dit clairement quels sont les champs du possible et ceux de l’impossible. C’est un travail d’objectivation complète et très rationnelle de ce qui peut se passer dans telles et telles circonstances. Nous avons fait cet exercice. Comme il existe toute une série d’hypothèses, je ne vais pas les développer ici – je n’en ai pas vraiment le temps. Le rapport, je le redis, est en ligne et accessible à tous, puisque nous sommes un service public.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Qu’en est-il des coûts ?

M. François Brottes. Nous avons d’abord travaillé sur les circonstances dans lesquelles on peut être garant au plan national, et pas seulement dans la région Ouest, du maintien de l’équilibre du réseau, ou non. Mais on peut aussi parler des coûts : je vous ai montré que l’on chiffrait des choses. Je voudrais d’ailleurs corriger une bêtise que j’ai dite tout à l’heure sous serment : le montant de 1,8 milliard que j’ai évoqué ne correspond pas au coût d’un parc. Nous n’avons pas le droit d’en savoir le coût, car il est soumis au secret des affaires. Il s’agit, en réalité, du cumul de ce tout ce que nous coûte le raccordement. Je préfère donc corriger : cela m’évitera d’aller en prison pour cause de mensonge devant une commission d’enquête (Sourires).

Le premier point n’est pas tant le prix que les circonstances dans lesquelles on est capable de maintenir le service. J’ai l’immodestie de penser que je préside une entreprise dont tout le monde a besoin dans l’ensemble du territoire, 24 heures sur 24. Cela crée des obligations. Il y a des coûts, bien sûr, mais le rapport vise d’abord à dire ce qui est possible et ce qui ne l’est pas. Il y a tout de même quelques éléments chiffrés.

S’agissant des interconnexions et de la complexité des échanges, merci d’être allé voir CORESO. Nous sommes un des membres fondateurs de CORESO et son directeur est un salarié de RTE. CORESO travaille à une concertation permanente entre les « mix » électriques dans l’Europe de l’Ouest afin d’anticiper un manque de vent ici, un manque de soleil là, ou la fermeture ponctuelle d’un parc nucléaire. Ce travail nous permet de mieux comprendre ce qui va se passer et donc de mieux gérer en temps réel. Heureusement qu’il y a des interconnexions pour permettre une anticipation mutualisée.

Vous avez évoqué le coût des interconnexions. Oui, une interconnexion coûte cher. Nous sommes en train de lancer une interconnexion entre Bordeaux et Bilbao ou à peu près, qui passera par le Golfe de Gascogne, pour un coût d’environ 2 milliards d’euros ; on en est au stade de l’appel d’offres Il y a aussi un projet de 550 kilomètres entre l’Irlande et la Bretagne qui devrait coûter 1 milliard d’euros. Nous sommes en train de terminer une interconnexion de 190 kilomètres entre l’Italie et la France, à peu près dans la même fourchette de prix. Par ailleurs, nous construisons une nouvelle interconnexion entre le Royaume-Uni et la France – les électrons font peu de politique. On raccorde et on est assez content, de temps en temps, d’avoir des solutions de secours chez les Suisses, les Britanniques, les Espagnols, souvent, ou les Allemands, beaucoup – l’électricité chez eux coûte parfois moins cher, pour des raisons sur lesquels je reviendrai si vous m’interrogez.

L’Europe fait obligation aux États d’avoir un pourcentage d’interconnexion par rapport à leur production. Le premier motif invoqué est de rendre fluide le marché. Il est vrai que plus il y a d’acteurs qui peuvent jouer sur le marché de l’électricité, plus il y a d’interconnexion possible, et que moins l’intermittence ou la variabilité des renouvelables est grande – je pense à l’éolien –, plus il y a d’interconnexion aussi. Comme il y a toujours du vent quelque part, on est sûr qu’il y a quand même de l’énergie « intermittente » dans le réseau. Il y a aussi la solidarité entre les pays : certains ont une production un peu en deçà de leurs besoins, et heureusement que les interconnexions sont là.

Est-ce cher ou non ? Comme vous l’avez dit, monsieur le président, la CRE, c’est-à-dire le régulateur, regarde la situation et s’investit beaucoup dans la négociation. Nous avons obtenu de la Commission européenne une subvention de 572 ou 576 millions d’euros pour l’interconnexion avec Bilbao : la Commission a considéré que c’était un acte très important de solidarité avec la péninsule ibérique, à savoir l’Espagne et le Portugal. Il y a à la fois des coûts réels, une volonté politique et une réalité, sur le plan technique et sur celui de la solidarité, sans laquelle on aurait du mal à faire évoluer nos « mix » énergétiques. Même nous, qui sommes le plus grand exportateur d’Europe, nous avons vraiment besoin des autres de temps en temps. Quel est le prix à payer d’un black-out ? C’est aussi une question que je pourrais vous renvoyer.

L’interruptibilité est-elle suffisamment rémunérée ? Soyons prudents : cette audition est publique et peut-être la regarde-t-on à la Commission européenne… On a reproché à la France d’avoir un dispositif qui peut ressembler à une aide d’État. Vous connaissez l’antienne… J’ai même appris que certaines institutions françaises estimaient, lors d’auditions que vous présidiez, madame Battistel, que c’était peut-être cher payé – à l’inverse de ce que vous avancez, pour votre part – au motif que les performances en termes d’économies d’énergie ne seraient pas à la hauteur de la somme versée. Pour avoir été un peu l’auteur de ce méfait dans une vie antérieure, sur le plan législatif, je voudrais faire un rappel : cette pratique existe dans la totalité des pays européens, notamment l’Allemagne, l’Italie et l’Espagne, dans des proportions financières souvent plus importantes.

M. le président Julien Aubert. Pouvez-vous préciser, pour l’éducation de tous les membres de cette commission ?

M. François Brottes. Afin de ne pas dire une bêtise, je préfère vous envoyer une note. J’avais d’ailleurs eu beaucoup de mal, à l’époque, à connaître les prix. Tout cela est un peu compliqué… Il doit rester quelques archives à la commission des affaires économiques, auxquelles je vous renvoie.

Cette contestation nous a amenés à plaider, à RTE, qu’il s’agissait plus d’un pré-délestage que d’une interruptibilité. En gros, on déleste des industriels qui sont d’accord pour l’être plutôt que des citoyens qui n’ont rien demandé. Quand on est un peu ric-rac au niveau de l’offre et de la demande, il ne nous reste plus qu’à couper le courant de 20 % des consommateurs d’électricité. Nous avons dit à la Commission européenne qu’il valait mieux délester des gens qui ont donné leur accord plutôt qu’aller embêter des Européens qui n’ont rien demandé.

Cela concerne vingt et un sites, ce qui n’est pas beaucoup, pour à peu près 90 millions d’euros. Est-ce suffisant ? Les industriels diront que non, la Commission que c’est beaucoup trop. La preuve est faite en tout cas, et nous n’avons pas forcé le trait, que cela peut être très utile.

La contrainte, rappelons-le, dure entre 1 et 5 secondes ; mais on coupe sans prévenir. Je voudrais le rappeler à ceux qui se sont exprimés sur ce sujet sans forcément connaître les détails, devant la mission que vous coprésidiez, madame Battistel : cela suppose d’adapter son mode de production industrielle pour être sûr que l’interruption soudaine du process ne crée pas de casse. Ce n’est tant un travail visant à économiser de l’énergie qu’à préserver l’outil industriel. On a expérimenté ce dispositif : il y a eu quelques « bobos » chez un industriel, mais lui-même a reconnu qu’il n’avait peut-être pas pris toutes les précautions nécessaires. En tout cas, c’est extrêmement pratique d’avoir un tel dispositif sous la main : c’est presque l’équivalent d’un réacteur nucléaire et demi. On ne peut certes pas interrompre pendant trois heures, mais dix minutes, vingt minutes, une heure tout au plus. Ou alors, il faudrait trouver un autre système et cela renchérirait considérablement les coûts. Je suis, en tout cas, très partisan de ce dispositif car il est très utile et il aide beaucoup à la sérénité.

Il n’est pas dans la culture des équipes de RTE de couper. C’est d’ailleurs un automate qui le fait. Il ne s’agit pas d’un acte humain, car on n’a pas le temps de faire un brain storming ou une réunion pour gérer le problème des 50 Hz : si on ne réagit pas en trois secondes, on est sûr d’avoir une catastrophe. Cela se fait automatiquement, en fonction de réglages préétablis, et cela a montré son utilité.

Je ne répondrai donc pas vraiment à la question de savoir si la rémunération est assez élevée. Sans doute faudrait-il la revaloriser si l’on demandait des arrêts plus longs.

Mme Laure de La Raudière. Je voudrais vous poser une question sur l’éolien terrestre. Avez-vous mesuré l’impact, pour les investissements, des raccordements récents qui sont à la charge de RTE, voire des producteurs – puisque, in fine, ce sont les Français qui vont payer, soit par le biais d’une taxe, soit par le prix de l’électricité –, du fait de l’absence de toute planification territoriale pour l’installation des éoliennes terrestres ? Elles s’implantent là où les promoteurs trouvent un accord avec les maires, les agriculteurs ou les propriétaires fonciers, là où il y a du vent, bien sûr, mais pas en fonction de l’organisation du réseau.

Je pose cette question pour deux raisons. D’abord, nous avons supprimé les zones de développement éolien (ZDE), qui permettaient d’avoir une certaine planification. Ensuite, l’acceptabilité sociale de l’éolien terrestre est devenue nulle, compte tenu des pratiques des promoteurs. C’est un peu l’anarchie dans nos territoires. Plusieurs grands élus, comme Dominique Bussereau et Xavier Bertrand, ont lancé des alertes sur ce sujet. J’aimerais savoir combien coûte réellement le raccordement de tous ces petits projets éoliens dans l’ensemble du territoire – qu’ils soient supportés par RTE ou par les producteurs, dans la mesure où, au bout du compte, ce sont tout de même les Français qui paient.

M. François Brottes. Comme je l’ai indiqué, le raccordement coûte 300 millions d’euros sur un montant total de 3 milliards. J’ai également indiqué le coût des quotes-parts et le coût qui revient à RTE.

Mme Laure de La Raudière. Ma question n’est pas celle-ci, monsieur le président. Quelle est l’incidence de l’absence de planification directoriale ? À quel pourcentage s’élève le surcoût ?

M. François Brottes. Je regrette de devoir vous contredire, madame la députée : tout cela est bel est bien planifié. Les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) définissent les zones dans lesquels des parcs éoliens peuvent ou non être implantés. Aucune installation n’est possible là où le schéma interdit l’implantation d’éoliennes. De même, lorsqu’une commune ou une communauté de communes refuse la présence d’une installation classée sur une partie de son territoire, elle a la main pour interdire l’implantation d’éoliennes. En clair, les territoires ne sont pas empêchés d’émettre un avis – je le précise car cette question suscite parfois un peu d’hypocrisie.

Mme Laure de La Raudière. Je ne suis pas sûre que le SRADDET soit un document d’urbanisme opposable et suffisamment élevé dans la hiérarchie des normes. Ensuite, il n’est pas possible, en instruisant un plan local d’urbanisme (PLU), d’interdire l’éolien sur la totalité du territoire d’une collectivité. C’est la situation qui prévaut aujourd’hui. Même si tel n’était pas le cas, il n’y a aucune planification : nombre de PLU sont mis en œuvre sans même que la question de l’éolien ne soit abordée par les élus sur le plan local, souvent par méconnaissance. Concrètement, il n’y a donc pas de planification.

M. François Brottes. Sous réserve de vérification, les zones que le SRADDET ne désigne pas parmi celles qui peuvent accueillir de l’éolien ne le pourront pas – car dans le cas contraire, ces schémas régionaux ne serviraient à rien. Selon moi, ils sont prescriptifs. Cela étant, ils portent sur des zones assez larges et n’entrent pas dans le détail. C’est lors de l’élaboration des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR) que nous effectuons avec le distributeur l’examen détaillé de la liste des projets pour déterminer s’ils sont raccordables, dans quels délais et à quel prix. Autrement dit, RTE encourage la mutualisation et la responsabilisation, grâce au calcul des quotes-parts. Les projets délirants, très coûteux et difficiles à raccorder au réseau, par exemple, sont freinés naturellement. Pour nous, la planification est obligatoire ; sans elle, nous ne pouvons pas accueillir les projets sur le réseau. Cette planification se fait dans un cadre respectueux du SRADDET pour éviter toute approche désordonnée.

En ce qui concerne les PLU, il ne s’agit pas de plans interdisant globalement l’éolien ; il peut néanmoins être prévu d’interdire les installations classées dans certaines zones de développement économique, dont les éoliennes, mais pas seulement. En clair, les territoires ont la main tout à la fois grâce aux SRADDET et grâce aux PLU. S’y ajoute le S3RENR – c’est le préfet, de mémoire, qui valide le montant de la quote-part. Le processus est donc sous contrôle de manière à ce qu’il ne soit pas fait tout et n’importe quoi. En tout état de cause, je ne saurai laisser dire que l’anarchie complète prévaut.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les élus sont-ils consultés même lorsque les installations sont en deçà d’une certaine taille ?

M. François Brottes. Les SRADDET autorisent ou interdisent ; le critère du volume n’intervient pas.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Concrètement, comment envisagez-vous la coordination entre le SRADDET et le S3RENR ?

M. François Brottes. Mon avis – que ne partagent pas toujours les professionnels – est qu’il ne faut pas se passer de l’implication des élus. Nous peinons déjà à faire accepter les installations au niveau local ; certains, de surcroît, souhaitent la suppression des SRADDET. Nous faisons une proposition différente : il faut maintenir les SRADDET, qui ont leur importance dans la hiérarchie des normes puisqu’ils ont été instaurés par la loi.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ils ne sont pas prescriptifs.

M. François Brottes. Lorsqu’un SRADDET ne prévoit pas de possibilité d’installation à tel endroit, alors l’installation n’est pas possible. Certes, le SRADDET ne prescrit ni le nombre de gigawatts ni la localisation exacte des installations, mais il identifie dans le territoire des endroits où l’implantation d’unités de production d’énergies renouvelables est possible et d’autres où elle ne l’est pas. Encore une fois et sous réserve de vérification, il n’est donc pas possible d’en implanter sans l’autorisation prévue dans le SRADDET. J’espère pouvoir vous confirmer rapidement ce point important.

Mme Laure de La Raudière. Très important !

M. François Brottes. Dans le cas contraire, à quoi servirait-il d’établir des SRADDET ?

Mme Laure de La Raudière. Rappelez-vous nos échanges de 2014, monsieur le président Brottes : à l’époque, vous affirmiez que les schémas de cohérence territoriale (SCOT) protégeaient les territoires dans lesquels ils n’autorisaient pas l’installation d’éoliennes mais, dans la hiérarchie des normes ; or ce n’est pas le cas.

M. François Brottes. Malgré tous mes efforts, il peut m’arriver de dire des bêtises… Les plans locaux d’urbanisme intercommunal (PLUI), pour ne pas parler des SCOT, peuvent désigner des zones dans lesquelles l’implantation d’installations classées n’est pas autorisée ; ils sont à la main des élus et cette réalité n’a pas changé. Nous avons deux possibilités de modifier la décision mais tous les recours possibles et imaginables ouvrent la voie aux procédures les plus dilatoires… De ce fait, il est beaucoup plus rapide de fermer un parc que d’en ouvrir un. Nous faisons face à une baisse potentielle de 18 gigawatts et si nous ne trouvons pas rapidement des solutions de rechange, nous ne pourrons pas compter que sur les interconnexions – mais je ferme cette parenthèse déjà ouverte tout à l’heure.

Quant aux S3RENR, ils servent à dire le possible, à quelle vitesse et à quel prix. Nous faisons donc la proposition suivante : pendant que les élus régionaux se penchent sur l’élaboration du SRADDET, contribuons-y au moyen du S3RENR afin qu’ils mènent une réflexion politique sur le champ des possibles qui soit au moins compatible avec le champ des probables. Aujourd’hui, au contraire, le SRADDET est élaboré avant le S3RENR ; cela ne me semble pas pertinent. Nous plaidons pour la concomitance des deux documents et j’invite le législateur à aller dans le même sens. Ce faisant, nous commencerions par livrer le champ des possibles sur le plan technique, et nous en saisirions la région afin qu’elle ait une base de réflexion. Elle mènerait ensuite son travail politique dans le cadre du SRADDET et livrerait son avis, suite à quoi nous reprendrions la main pour élaborer un S3RENR compatible avec les décisions de la région. Tout porte à croire qu’une fois alertée sur la faisabilité technique des projets, la région ne se contente pas d’une réflexion politique uniquement virtuelle – il est difficile de raisonner sans réseau technique implanté.

Mme Véronique Louwagie. Vous nous avez indiqué le montant des investissements nécessaires pour mettre en place les ouvrages de production d’énergie renouvelable, mais vous avez également dit que plus la production est décentralisée, plus le réseau de distribution est utilisé. Outre les investissements initiaux, existe-t-il un surcoût d’utilisation lié à la décentralisation croissante de la production ?

D’autre part, vous nous avez tendu une perche en indiquant que les coûts sont moindres en Allemagne. Pouvez-vous nous en dire davantage ?

M. François Brottes. Permettez-moi d’abord de confirmer à Mme de La Raudière que les schémas régionaux climat air énergie (SRCAE) n’étaient pas prescriptifs ; en revanche, les SRADDET le sont.

Mme Laure de La Raudière. Ou le seront !

M. François Brottes. Un SRADDET adopté est prescriptif.

Mme Laure de La Raudière. Peut-être, mais aujourd’hui c’est l’anarchie : ces documents n’existent pas !

M. François Brottes. La décentralisation progressive de la production, madame Louwagie, sollicite davantage le réseau de transport, et non de distribution. Autrefois, le réseau de transport servait à acheminer depuis les grands centres de production vers les réseaux de distribution une énergie que l’on n’avait pas en local. Aujourd’hui, cette logique s’inverse à mesure que se développe la production décentralisée. C’est donc un nouveau métier.

Mme Véronique Louwagie. Y a-t-il un surcoût ?

M. François Brottes. Les contraintes nouvelles génèrent forcément un surcoût, encore que : lorsque certaines centrales de production historiques manquent à l’appel, les productions locales sont bien utiles pour s’y substituer ! Dès lors que l’on dégrée certains moyens de production, parce qu’ils sont polluants ou vieillissants, il est très utile de disposer d’une production décentralisée pour prendre le relais. Le réseau s’adapte ensuite pour maintenir son équilibre. Il faut donc dresser un bilan coût-bénéfices en tenant compte de l’évolution des productions, y compris les plus traditionnelles. Je ne peux guère vous répondre que ceci : des adaptations au réseau sont nécessaires mais les choses seraient sans doute pires autrement.

Mme Véronique Louwagie. Résumons : il y a un surcoût mais il est nécessaire.

M. François Brottes. Oui, à ceci près que nous ne pouvons plus raisonner comme il y a vingt ans à partir du parc traditionnel existant. Il y a effectivement un surcoût, mais il aurait sans doute été supérieur sans cette adaptation.

Mme Véronique Louwagie. Qu’en est-il des coûts en Allemagne ?

M. François Brottes. Il arrive que le secteur éolien allemand paie pour que nous absorbions sa surproduction ; c’est l’effet de marché. Le fonctionnement des interconnexions repose sur deux facteurs : le premier tient au fait que certains pays, comme la France, sont en déficit de production pendant dix à vingt jours par an, lors des pics. Deuxième facteur : l’énergie est moins chère ailleurs. Je vous renvoie à la rubrique « éco2mix » du site internet de RTE, qui présente l’état en temps réel des échanges et indique le prix de l’électricité dans chaque pays. Les acheteurs achètent ensuite l’électricité là où elle est la moins chère.

La question du prix fait débat : poids du charbon, subventionnement des énergies renouvelables – un argument qui a du sens… Pour toutes ces raisons, la France importe souvent de l’électricité en provenance d’Allemagne.

M. le président Julien Aubert. Revenons aux chiffres et soyons clairs, monsieur le président. Vous avez indiqué que le surcoût lié aux énergies renouvelables pour 2019-2022 s’élevait à 2,1 milliards d’euros, dont 1,2 milliard au titre de l’éolien en mer et 300 millions sont remboursés par les producteurs. Le surcoût total des énergies renouvelables pour cette période s’élève donc à 1,8 milliard. Cependant, vous avez évoqué un autre montant de 1,8 milliard qui correspond au raccordement d’un parc éolien.

M. François Brottes. Ce montant de 1,8 milliard couvre la totalité du coût lié aux ENR.

M. le président Julien Aubert. Soit, les choses sont claires. Reprenons : l’éolien en mer représente 1,2 milliard sur un total de 2,1 milliards et, partant du principe que les producteurs de ce secteur remboursent à RTE à peu près dans les mêmes proportions que les autres, le surcoût de l’éolien en mer doit donc s’élever à environ 1 milliard, selon une règle de trois des plus basiques.

M. François Brottes. Non, ce n’est pas le cas.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, le montant de 1,2 milliard qui correspond à l’éolien en mer est un coût brut, sans remboursement aucun. Résumons : sur un surcoût total de 1,8 milliard lié aux ENR, 1,2 milliard provient de l’éolien en mer. Est-ce le cas ?

M. François Brottes. Oui.

M. le président Julien Aubert. Très bien. Ma deuxième question découle de la première : au-dessus de 5 mégawatts, la prise en charge du raccordement, nous avez-vous dit, incombe à l’opérateur d’ENR, ce qui représente 94 % des unités de production. Qu’en est-il du surcoût de 1 milliard pour l’éolien que nous venons d’évoquer ? D’autre part, l’éolien en mer n’est pas pris en charge par l’opérateur mais quid des autres éoliens ?

M. François Brottes. En ce qui concerne les parcs d’une puissance supérieure à 5 mégawatts, l’opérateur supporte 100 % des coûts de raccordement. Pratiquement 95 % des parcs éoliens et 33 % des parcs photovoltaïques sont dans ce cas de figure ; les autres n’y sont pas et paient en gros 40 % des coûts de raccordement au lieu de leur intégralité.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, les 5 % de parcs éoliens dont l’opérateur ne couvre pas la totalité des frais de raccordement génèrent 1,2 milliard d’euros de surcoût pour le seul éolien en mer et sans doute une autre part pour l’éolien terrestre.

M. François Brottes. Ils remboursent 300 millions sur un total de 2,1 milliards.

M. le président Julien Aubert. Certes, mais ce montant de 300 millions englobe l’éolien en mer, l’éolien terrestre et le photovoltaïque. Quelle est la part de chacun de ces trois secteurs ?

M. François Brottes. Je ne peux vous faire une réponse improvisée sur ce point ; je vous adresserai une réponse écrite. Je sais néanmoins avec certitude que la plus grosse part de ce montant est assumée par l’éolien.

M. le président Julien Aubert. Il reste néanmoins une charge importante pour RTE.

M. François Brottes. Oui. Mais il y a une question que vous ne me posez pas, monsieur le président : a-t-il fallu ou faut-il encore adapter le réseau aux autres sources de production d’énergie, et combien cela a-t-il coûté ? Vous seriez sans doute surpris par la comparaison.

M. le président Julien Aubert. Je n’avais pas cette question à l’esprit. Pour comprendre la transition énergétique, cependant, on raisonne souvent en coûts de production. Il faut aussi rappeler que les choix qui sont faits ne se fondent pas seulement sur le critère de la production mais aussi sur celui de l’organisation. Toute la difficulté consiste à identifier les surcoûts générés par la modification de l’organisation électrique. Pour 2019-2022, ce surcoût est de 600 millions d’euros par an, mais il risque d’augmenter à court terme en cas d’amplification de l’éolien, comme le prévoit clairement la PPE.

Ma deuxième question porte sur l’évolution du prix de sortie de l’éolien en mer ou de l’éolien terrestre. J’ai cru comprendre que ce coût ne tient pas compte du fait qu’en « turpant » une partie des coûts, on les transfère de la production vers le transport. Autrement dit, le « turpage » de l’éolien en mer, notamment à Dunkerque, se traduit par un meilleur ratio économique pour les opérateurs. Sans trahir votre pensée, j’ai également cru comprendre qu’en réalité, le provisionnement du démantèlement n’est pas inclus dans le coût de production puisqu’il est décalé à trois années avant la fin de la concession. En clair, la construction d’un parc à 60 euros par mégawattheure n’engage pas sur le démantèlement et que le « turpage » d’une partie du coût a permis d’alléger la facture. Est-ce bien le cas ?

M. François Brottes. Je n’ai pas connaissance du coût de production. Vous avez néanmoins raison de rappeler que le coût de raccordement – voire celui de la plateforme – est « turpé ». C’est donc au titre de ce tarif d’utilisation qu’est assumé le coût de cette partie du démantèlement, qui n’incombe donc pas au producteur – lequel a tout de même à sa charge le coût du démantèlement du parc, étant précisé qu’il l’intègre certainement dans sa demande de tarif.

J’entends votre raisonnement et je connais l’objectif de cette commission. Vous aurez néanmoins à cœur de vous pencher sur cette question : avons-nous besoin des ENR alors que nous dégréons des moyens polluants ou traditionnels qui ne sont plus au rendez-vous ? Je maintiens ce raisonnement que j’ai tenu en début d’audition. Le raisonnement en termes de coût doit tenir compte du coût dans son ensemble.

On nous dit que l’interruptibilité coûte 90 millions d’euros, mais ce coût est couvert par le tarif. Autrement dit, ce sont en partie les ménages qui paient cette disposition. À ceux qui s’en choquent, je réponds que si les industriels disparaissent ou cessent de rendre ce service, le coût résiduel sera le même et les ménages paieront encore plus ! Il faut donc accepter cette mutualisation.

Si nous n’avions pas les ENR, en particulier l’éolien en mer dont le facteur de charge, de l’ordre de 45 %, est significatif – et en faveur duquel je plaide car il me semble que nous en avons besoin – et que nous dégréions dans le même temps les énergies carbonées, c’est toute l’économie d’ensemble qui s’en trouverait menacée. Je ne peux me substituer à votre commission et mon propos porte sur le raccordement, mais je me dois de vous encourager à adopter une approche d’ensemble.

M. le président Julien Aubert. Nous nous y employons, comme cela a été fait à propos d’autres énergies.

Ma question suivante porte sur l’objectif. Vous aviez été en première ligne de l’élaboration de la loi de transition énergétique, qui a notamment modifié les objectifs de la politique énergétique. L’article L. 100-4 du code de l’énergie prévoit que la politique énergétique vise entre autres à « réduire les émissions de gaz à effet de serre ». Lors de son audition devant cette commission d’enquête, le président de la commission de régulation de l’énergie nous a déclaré d’emblée que le développement des énergies renouvelables ne poursuivait pas un objectif carbone. Vous avez quant à vous parlé de sécurisation du réseau. Pensez-vous que tous ces investissements visent encore un objectif carbone, ce qui justifiait un surcoût, ou que d’autres dimensions ont pris le pas sur cet objectif initial prévu dans la loi relative à la transition énergétique et qu’il est désormais plutôt question de s’adapter à l’évolution du marché de l’électricité et de sécuriser les réseaux ?

M. François Brottes. Je suis de ceux qui pensent qu’il faut toujours se fixer des objectifs ambitieux car le volontarisme aide à trouver une trajectoire.

M. le président Julien Aubert. C’est en effet ce que disait le général de Gaulle ; je ne peux donc que plussoyer…

M. François Brottes. Cela tombe bien : j’ai beaucoup de respect pour le général de Gaulle. Cela étant, il est tout aussi vrai qu’il est rare d’atteindre les objectifs que l’on se fixe, quel que soit le domaine concerné.

J’ai indiqué tout à l’heure que la fermeture des centrales à fioul et à charbon représentait un potentiel de 13 gigawatts, à quoi s’ajoutent cinq tranches de centrales à charbon, soit 3 gigawatts supplémentaires. Ce sont donc bien 16 gigawatts de production très carbonée qui disparaissent. Je vous ai également dit que nous étions dans une situation de plus grande vulnérabilité pour deux raisons : non seulement ces unités appelées à fermer représentent un volume de production significatif, mais elles se caractérisaient par un facteur de charge de 100 %, ce qui n’est le cas ni du nucléaire, où il est de l’ordre de 70 % à 80 %, ni des ENR où il est très variable. Enfin, aux yeux du gestionnaire du système électrique, les centrales au fioul ou au charbon sont extrêmement pratiques dans la mesure où elles peuvent être déclenchées très rapidement et fournir un service dans les meilleurs délais. RTE n’a naturellement pas d’autre obligation que d’adhérer à la politique nationale en matière énergétique et je comprends parfaitement le souci de décarboner, mais la décarbonation suppose, en plus des mesures d’efficacité énergétique, que certaines ENR soient au rendez-vous. C’est ainsi que j’ai commencé mon propos, car telle la situation à laquelle nous sommes confrontés.

M. le président Julien Aubert. C’est pourquoi je vous posais la question. Au fond, n’y a-t-il pas deux phases dans cette transition ? La première consiste à fermer des centrales à fioul ou à charbon et à les remplacer par de l’énergie intermittente qui garantit la décarbonation, ce qui génère un coût lié à la modification du réseau qu’il faut mettre en regard de l’objectif carbone. Dans un deuxième temps, une fois les énergies les plus carbonées remplacées par du nucléaire – donc de l’énergie décarbonée –, le calcul économique est-il le même dès lors que l’objectif carbone a disparu ?

M. François Brottes. Ce que je sais, c’est que la construction d’une nouvelle centrale thermique ou nucléaire génère un coût de raccordement. Nous sommes bien placés pour savoir que quel que soit le mode d’énergie choisi, il faudra un raccordement au réseau. Il faut ensuite faire des comparaisons : les montants comparés, que je tiens à votre disposition, sont assez raisonnables.

M. le président Julien Aubert. Je suis preneur, en effet, des coûts de raccordement des parcs éoliens maritimes et terrestres comparés à ceux d’une centrale nucléaire.

Ma dernière question porte sur la notion intéressante de taux de refoulement qui, en fait, est aussi un indicateur de la qualité de la gestion du réseau. L’un des objectifs du développement d’énergies, y compris des énergies intermittentes, consiste à éviter le refoulement. Ou bien l’électricité fonctionnerait-elle comme l’eau : une fois le réservoir vidé, il faut éviter que l’eau soit refoulée dans les canaux ? Je vous vois froncer les sourcils ; permettez-moi donc de préciser ma pensée. Est-il selon vous utile d’examiner les séries longues de ce taux de refoulement qui, encore une fois, pourrait caractériser la qualité de la gestion de l’évolution du système électrique ? Un autre indicateur dont on ne parle jamais, c’est celui de la qualité de la gestion du nucléaire : peut-être faudrait-il évaluer l’efficacité d’un réacteur pour s’adapter aux capacités du réseau. Quoi qu’il en soit, revenons au taux de refoulement : est-ce un bon indicateur ?

M. François Brottes. Je ne crois pas que l’adaptation au réseau soit un motif d’arrêt de réacteur nucléaire… Les réacteurs ne sont arrêtés que pour maintenance ou conformément aux obligations de visites prévues dans les textes en vigueur et imposées par l’Autorité de sûreté nucléaire. Ensuite, l’opérateur maîtrise rarement la durée des arrêts, qui dépend plutôt du contrôleur. Les périodes pendant lesquelles ces arrêts ont lieu peuvent en effet avoir des incidences parfois difficiles sur le réseau. Nous avons vécu un hiver compliqué car Flamanville I et II n’étaient pas au rendez-vous, au point qu’il a fallu réquisitionner la centrale à charbon de Cordemais.

Le terme de « refoulement » n’est pas joli mais je n’y peux rien : c’est le terme consacré pour évoquer les électrons qui quittent le réseau de distribution pour le réseau de transport. Nous sommes chargés de l’équilibre du réseau. Les distributeurs se débarrassent de leurs électrons en trop et les renvoient vers le réseau de transport, ce qui est normal ; il nous revient ensuite de les évacuer en faisant notre propre cuisine. Nous sommes payés pour cela, ce n’est pas un drame. Je vous ai parlé de changement de paradigme puisque la production locale a considérablement augmenté. C’est plutôt un bon signe de la montée en puissance de la production locale ; cela nous oblige certes à conduire un exercice différent, mais ne sommes-nous pas payés pour cela ?

M. le président Julien Aubert. Vous avez parlé d’une hausse de 180 % du taux de refoulement.

M. François Brottes. En effet, entre décembre 2016 et décembre 2017.

M. le président Julien Aubert. Autrement dit, plus la distribution refoule l’électricité, mieux c’est ?

M. François Brottes. Non, mais c’est le signe d’une production décentralisée croissante. Est-ce mieux ? Manquer de production pour répondre à l’offre est ennuyeux, car il faut utiliser toutes les réserves. Mais la surproduction d’électricité pose aussi des problèmes. Ce n’est ni mieux ni pire.

M. le président Julien Aubert. L’objectif n’est donc pas de parvenir à un équilibre neutre sur l’ensemble du réseau.

M. François Brottes. C’est impossible.

M. Vincent Thiébaut. Pour vous résumer, si surcoût il y a par rapport à la diversification des moyens de production et notamment par rapport à la décentralisation de la production, ce surcoût est aussi un investissement sur l’avenir. Deux visions s’opposent : soit on s’arrête à une appréciation banale de ce que coûte l’électricité aujourd’hui sans prévoir l’avenir, soit on adopte, comme toute bonne entreprise, une logique de R&D en se disant qu’il faut investir dans l’avenir et que ce surcoût en fait partie.

La France est un des pays qui utilisent le plus le chauffage électrique. Vous avez évoqué les dix à vingt jours de pic par an. Pensez-vous qu’il faille envisager des alternatives au chauffage électrique, ou bien une politique de rénovation thermique plus offensive permettrait-elle de répondre à ces problématiques de pointe ?

M. François Brottes. Je partage votre analyse sur la nécessité de s’inscrire dans une logique d’avenir, sinon nous y perdrons beaucoup. Le raccordement de Flamanville a été un vrai sujet…

M. le président Julien Aubert. N’hésitez pas à en parler, même si la question ne vous a pas été posée.

M. François Brottes. Le coût de raccordement a été assez significatif. Toute nouvelle production a ses contraintes…

M. le président Julien Aubert. Connaissez-vous le coût du raccordement de Flamanville ?

M. François Brottes. Il a été de 343 millions d’euros, rachat des maisons comprises.

S’agissant du chauffage électrique, nous représentons à nous seuls 50 % de la thermosensibilité européenne. Pendant les pointes de consommation, notamment en hiver, nous sommes très thermosensibles : un degré en moins, c’est automatiquement 2 400 mégawatts en plus, soit la consommation de Paris intra muros.

Je suis mal placé pour prendre position sur le débat « chauffage électrique ou non ». En termes d’investissement, le chauffage électrique est une modalité relativement accessible pour ceux qui construisent les appartements. Je constate également que les modes de chauffage électrique font des progrès significatifs et que, bien que nous soyons très thermosensibles, la consommation électrique n’augmente pas, car nous avons avancé en matière d’efficacité énergétique, y compris avec la RT 2012 dans les nouveaux appartements.

Nous pouvons réaliser des économies significatives sur le chauffage en continuant l’effort d’isolation thermique.

M. Vincent Thiébaut. Ma question ne visait pas à condamner le chauffage électrique, mais à connaître son impact.

M. François Brottes. Entre les grille-pain à l’ancienne sous des fenêtres pratiquement ouvertes et les radiateurs modernes dans un appartement bien isolé, les choses ont bien changé. Quel que soit le mode de chauffage, quand on isole bien, on réalise des économies. Reste que nous sommes très thermosensibles et je pense que cela peut durer.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai plusieurs questions complémentaires.

Tout d’abord, vous avez énormément parlé de l’effacement, en vous basant principalement sur les industriels. Or la possibilité de connexion à la smart grid des chauffages des particuliers pourrait dégager des potentiels d’effacement. Pourquoi en avez-vous moins parlé ? Est-ce parce que c’est encore trop diffus, pas encore en place ? Qu’est-ce qui représente le plus grand potentiel de volume final : les industriels, avec les microcoupures, ou le parc des particuliers, où l’on peut espérer une plus grande souplesse sans risque de voir leur confort de chauffage se dégrader ?

M. François Brottes. Je dis souvent que RTE est l’agrégateur des smarts grids. Cela signifie que, dès l’instant où l’on valorise, en soutien au système et à son équilibre, l’effacement réalisé grâce au pilotage via des smart grids, on fait gagner beaucoup d’argent à ceux qui ont des micro-initiatives. Si l’on utilise cela uniquement pour réaliser des économies d’énergie, on ne parvient pas au retour sur investissement nécessaire. C’est parce que l’agrégation de petits gestes peut apporter au système de la flexibilité, et donc plus de sûreté, que l’on y arrive. Le problème, c’est que si les modèles technique et économique existent, les acteurs ne sont pas là.

Je défends, et cela n’engage que moi, l’idée que le métier d’agrégateur doit être un métier à part entière, alors qu’aujourd’hui tout le monde peut l’être, y compris ceux qui fournissent de l’énergie. Du coup, le choix de vendre de l’effacement plutôt que de la production est réalisé à l’aune de l’intérêt, du business model de l’opérateur, et non de l’intérêt du système. C’est pourquoi j’ai évoqué les appareils électroménagers, le tertiaire, où nous avons des mines d’or d’effacement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Une des préconisations pourrait être d’obliger à se regrouper en collectifs ?

M. François Brottes. Nous sommes en économie de marché et la loi risquerait de ne pas être validée si elle était trop coercitive… Nous pouvons peut-être encourager.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Autre question : je ne comprends pas très bien la théorie des prix négatifs. Y a-t-il un lien avec la question du refoulement ? Les deux sont-ils liés

M. François Brottes. Si votre production devient surabondante, si cela coûte plus cher d’arrêter vos machines ou si cela doit mettre en péril votre système de production, vous préférerez évacuer votre production, donc la donner, voire payer pour qu’on vous l’évacue… Surtout lorsque tous les systèmes ne sont pas pilotables, comme c’est le cas dans les anciens modes de production éolienne. C’est comme cela que se fabrique un prix négatif.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans bien des endroits, on peut brûler de l’énergie à perte. Qu’est-ce qui rend si difficile de libérer l’énergie en trop ? Je ne comprends pas la logique économique derrière le fait de payer pour libérer son énergie.

M. François Brottes. Cela pose plus de problèmes techniques et coûte au final plus cher d’arrêter la production que de la maintenir.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le producteur ne pourrait-il pas mettre en place un sas libératoire ?

M. François Brottes. Avec le stockage, nous aurons demain un potentiel important pour éviter cet écueil. Je suis de ceux qui pensent qu’il aurait fallu dès l’origine associer stockage et production variable, mais ce ne sont pas les choix qui ont été faits. À présent que nous sommes à peu près matures sur les technologies de stockage, ce genre de situation devrait disparaître.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez également évoqué l’acceptabilité et les recours. Vous avez développé plusieurs outils, comme Eco2mix, pour communiquer sur la transparence du modèle. Est-ce pour vous un moyen d’éviter les recours et les coûts qui leur sont liés ?

M. François Brottes. Les coûts liés aux recours sont très élevés ; nous gérons 200 contentieux, des chantiers sont arrêtés, et il faut parfois s’y reprendre à dix fois pour parvenir à nos fins. Qui plus est, nous sommes sanctionnés par le régulateur quand nous dépassons les prix d’objectif ; or le plus souvent nous les dépassons à cause des recours. Cela prend des proportions immenses. Quels que soient les efforts de transparence, et c’est notre métier que de l’être, nous sommes confrontés à des recours dilatoires. Certains sont de bonne foi et quand on nous dit que nous pourrions faire mieux en nous y prenant autrement, nous l’entendons et nous changeons éventuellement les choses, mais d’autres recours sont motivés par un refus de principe et la seule volonté de nous mettre des bâtons dans les roues.

Le temps juridictionnel est très long. Il est tout de même incroyable que, sur le parc offshore, alors que les contrats ont été signés en 2012, aucun recours n’a encore été purgé en 2019. Cela va plus vite pour fermer que pour ouvrir, et ce sera vrai pour n’importe quel autre mode de production : vous avez les anti-hydrauliques, les anti-éoliens, les antinucléaires, et ce sont parfois les mêmes… Et nous, nous nous retrouvons toujours en première ligne, car chaque fois qu’un parc est à raccorder, nous devons faire un poste électrique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Avez-vous des évaluations du coût de ces recours, liés à la faible acceptabilité, sur le développement des ENR ? On voit des levées de bouclier, par exemple sur la méthanisation, avec des arguments assez faux, comme quand on invoque l’odeur. Le coût administratif de ces blocages très longs est-il chiffré ?

M. François Brottes. Je n’ai pas le chiffre ici, mais il faut chiffrer à la fois le surcoût de travaux, les pénalités, le manque à gagner pour la production et l’équilibre du système, les frais de justice… C’est un chiffrage qui doit être global.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le coût des études, aussi, car il faut relancer des études à chaque fois.

M. François Brottes. Nous nous heurtons aux mêmes problèmes pour le raccordement du CIGÉO pour l’enfouissement des déchets que pour un parc photovoltaïque ou éolien dans l’Aveyron…

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans une interview, vous avez déclaré que les interconnexions « donnent la possibilité de mutualiser les moyens de production en faisant fonctionner ceux qui offrent le meilleur prix. Le réseau, colonne vertébrale de l’Europe de l’électricité, permet ainsi de bénéficier d’une électricité plus économique, plus sûre et moins carbonée. » On est donc sur le triptyque « économique », pour que cela coûte moins cher, « plus sûre », pour la fiabilité, et « moins carbonée », car, grâce au système européen de répartition, on ne déclenche les outils les plus carbonés qu’en dernier recours. Est-ce un peu cela, l’idée ?

M. François Brottes. C’est l’idée et, comme je l’ai dit, cela réduit l’intermittence ou la variabilité. Dans l’éolien, plus les parcs foisonnent, plus ils sont reliés à un réseau, plus il y a de l’éolien tout le temps sur le réseau. Ce n’est pas possible avec le photovoltaïque car il fait nuit à peu près partout en même temps en Europe… Il existe d’excellents rapports de parlementaires européens sur le sujet.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vous demanderai volontiers leurs noms, pour d’éventuelles auditions.

Sait-on combien cette logique de grille européenne de l’électricité a permis d’économiser en carbone grâce au système de raccordement et à la flexibilité ?

M. François Brottes. C’est un exercice qui reste à faire mais je peux vous garantir que c’est une réussite européenne que d’avoir su mettre en place un réseau électrique maillé. Cela sécurise la montée en puissance du renouvelable et facilite la vie pour se décarboner. J’ai pris l’initiative d’un texte, signé aujourd’hui par treize CEO gestionnaires de transport d’électricité en Europe qui représentent plus de la majorité des gestionnaires de réseaux : ce texte rappelle aux candidats aux élections européennes que les gestionnaires des réseaux de transport sont chargés de la sûreté des systèmes mais pas de la sécurité de l’approvisionnement. Cette donnée est à la main des États et les États ne se parlent pas assez pour coordonner leur mix électrique. Si les choses ne s’améliorent pas sur ce plan demain, nous pourrons nous retrouver en grande difficulté.

M. le président Julien Aubert. Vous nous avez cité le coût de raccordement de l’EPR de Flamanville. Pouvez-vous donner le coût du raccordement d’un parc éolien en mer pour RTE ? Vous avez donné tout à l’heure un coût global.

M. François Brottes. C’est 300 millions, plus le coût du poste, pour une capacité de 500 mégawatts.

M. le président Julien Aubert. Merci, monsieur le président, pour votre disponibilité et vos réponses longues et précises.

L’audition s’achève à onze heures cinquante.

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12. Audition, ouverte à la presse, de M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, accompagné de M. Bertrand de Singly, délégué à la stratégie, et de Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles, et de M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz, accompagné de M. Philippe Madiec, directeur stratégie et régulation, de M. Anthony Mazzenga, directeur gaz renouvelables, et de Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles (9 avril 2019)

L’audition débute à onze heures cinquante-cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons à présent des responsables de Gaz Réseau de France (GRDF), entreprise qui assure l’essentiel de la distribution de gaz en France et est donc l’équivalent d’ENEDIS pour l’électricité, et de GRTgaz, entreprise responsable du réseau de transport de gaz à haute pression, l’équivalent de RTE.

Il s’agit, pour GRDF, de M. Édouard Sauvage, directeur général, M. Bertrand de Singly, délégué à la stratégie, et Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles, et, pour GRTgaz, de M. Thierry Trouvé, directeur général, M. Philippe Madiec, directeur « stratégie et régulation », M. Anthony Mazzenga, directeur « gaz renouvelables », et Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles.

Le gaz naturel est une énergie fossile, à l’exception des biogaz dont celui issu de méthanisation principalement d’origine agricole. Sa consommation enregistre une croissance soutenue en Europe.

Nous nous sommes aperçus qu’il existait des questions croisées sur l’électricité ; c’est pourquoi nous avons décidé de regrouper les deux auditions pour le gaz, ce qui nous évitera de répéter deux fois les mêmes questions et nous permettra de comparer immédiatement les réponses – même si nous savons que distribution et transport fonctionnent main dans la main.

Vous nous direz quels sont, à grands traits, les caractéristiques et éventuelles spécificités du marché français, notamment le rôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) – que nous avons également auditionnée – dans le processus de fixation des prix, et en quoi ce marché, lui aussi ouvert à la concurrence depuis 2007, se distingue du marché de l’électricité, dont notre commission a déjà rencontré certains des principaux acteurs et a pu mesurer l’ampleur de sa qualité concurrentielle, qui force l’admiration.

Une différence fondamentale avec l’électricité est que le gaz est une ressource importée à 98 %, la production française restant très faible. Concernant les importations de gaz, nous nous interrogeons sur la part des contrats à long terme avec des pays producteurs et la part acquise par les fournisseurs français, notamment les fournisseurs alternatifs, sur le marché libre ou « spot ». Plus généralement, les liens entretenus par chacune de vos entreprises avec les fournisseurs alternatifs de gaz et, le cas échéant, les questions qui font problème sont susceptibles d’éveiller l’attention des membres de la commission…

Notre commission d’enquête s’intéresse tout particulièrement aux énergies renouvelables (ENR). L’insertion dans les réseaux d’une ENR telle que le gaz issu de la méthanisation est-elle un facteur de perturbation de vos réseaux, particulièrement au niveau des interconnexions européennes ?

Il est utile à la commission d’enquête de connaître ce que coûte l’insertion des gaz renouvelables à vos entreprises en investissements nouveaux. Comment dégagez-vous les capacités de financement vous permettant de réaliser ces investissements et quels sont les coûts programmés pour les années à venir ?

Vos deux entreprises disposeront exactement du même temps de parole qu’Enedis et RTE auditionnées séparément. Vous aurez, messieurs les directeurs généraux, quinze minutes chacun pour un exposé liminaire, que vous pouvez bien sûr partager avec les experts qui vous accompagnent.

S’agissant d’une commission d’enquête, il me revient, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de vous demander de prêter serment.

(M. Édouard Sauvage et M. Thierry Trouvé prêtent serment.)

Je vous laisse la parole.

M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz. Je voudrais tout d’abord rappeler un certain nombre de fondamentaux qu’il est bon d’avoir en tête.

Premièrement, si l’on consomme en France environ 500 térawattheures d’énergie sous forme d’électricité, on en consomme pratiquement autant – entre 450 et 500 térawattheures – sous forme de gaz. Il y a donc autant d’enjeux à s’intéresser à l’électricité qu’au gaz.

Deuxièmement, puisque vous vous focalisez sur les énergies renouvelables, il est important d’examiner la problématique des énergies renouvelables du point de vue du gaz et pas seulement de celui de l’électricité, d’autant plus que la caractéristique du système gazier est que la pointe de consommation, élément extrêmement important quand on dimensionne un système énergétique, est entre 1,5 et 1,7 fois plus « heurtante » que la pointe de consommation du système électrique. Autrement dit, quand la pointe d’hiver chez RTE atteint 100 gigawatts, – record historique enregistré en 2012 –, nous enregistrons, le même jour, entre 150 et 170 gigawatts si l’on inclut le deuxième transporteur qui existe en France. Il est extrêmement important d’avoir cela en tête : la question de la pointe est cruciale.

Le troisième élément qu’il faut avoir en tête, c’est la question du stockage. Dans le système gazier, nous disposons de stockages souterrains qui permettent de stocker un tiers de la consommation annuelle de la France en gaz, soit l’équivalent d’un tiers de la consommation annuelle en électricité. C’est extrêmement important à un moment où l’on a des problématiques d’intermittence à gérer, avec un certain nombre de nouvelles énergies renouvelables électriques.

Comme vous l’avez dit, le gaz est une énergie fossile. Si l’objectif est de décarboner notre système énergétique, il faut s’intéresser tout particulièrement au secteur du gaz car, alors que le système électrique est déjà largement décarboné grâce au nucléaire, le secteur du gaz utilise encore 99,9 % de gaz fossiles, émetteurs de gaz à effet de serre, même si le gaz naturel est l’énergie fossile qui émet le moins de CO2, comparé au pétrole ou au charbon.

La première idée qui peut venir à l’esprit quand on réfléchit à la manière de décarboner ces 500 térawattheures, c’est de se dire que, puisque l’électricité est largement décarbonée, il suffit de remplacer le gaz par l’électricité pour résoudre le problème. C’est une idée que l’on entend parfois, un peu plus en France qu’ailleurs ; elle a circulé en Europe il y a quelques années mais n’a plus vraiment de succès dans la plupart des États européens et au niveau de Bruxelles. Quand on y réfléchit sérieusement, on s’aperçoit qu’augmenter de manière significative la consommation d’électricité et, du coup, encore plus significativement la pointe de consommation, car il faudrait remplacer la pointe gazière par une pointe équivalente, pose des tas de problèmes.

Beaucoup d’études ont été publiées, avec certes des périmètres différents, parfois ciblées sur certains pays, par exemple l’Allemagne, parfois ciblées au niveau européen. La dernière parue au niveau européen a été réalisée par le consultant Navigant ; on y compare deux situations, l’une dans laquelle on essaye de se passer le plus possible du gaz en le remplaçant par de l’électricité, l’autre dans laquelle on essaie de décarboner le gaz, donc de remplacer le gaz fossile par du biométhane ou de l’hydrogène, et on regarde la différence de coût. La conclusion de cette étude est intéressante : à l’horizon 2050, dans un monde totalement décarboné en gaz et en électricité, selon qu’on a électrifié au maximum ou que l’on a décarboné le gaz, la différence de prix pour la collectivité au niveau européen est de 200 milliards d’euros par an – en ordre de grandeur s’entend. Et cela se comprend : comme je le disais tout à l’heure, si on électrifie tout, il faut remplacer les systèmes de chauffage des gens équipés de chauffage au gaz, probablement renforcer les réseaux électriques de distribution et de transport, revoir le système de production… Tout cela représente énormément de charges additionnelles. Notre message consiste donc à dire que, si l’on veut décarboner l’énergie en France, il faut décarboner le système gazier plutôt que de le supprimer.

Il est intéressant de regarder ce que l’on consacre comme argent à la décarbonation du gaz. En 2018, on y a consacré, par le biais du soutien au biométhane, 64 millions d’euros, une technologie encore relativement peu diffusée, sachant que le gaz, au travers de la taxe carbone qu’il paye pour alimenter le compte d’affectation spéciale (CAS), a contribué l’an dernier à hauteur de 2,2 milliards d’euros.

M. le président Julien Aubert. Ces 2,2 milliards d’euros s’entendent pour le chauffage, le transport et le reste ?

M. Thierry Trouvé. Tous usages, en effet.

Ainsi, seulement 64 millions sur ces 2,2 milliards ont servi à décarboner le gaz ; le reste est consacré en réalité à des énergies renouvelables électriques, c’est-à-dire à décarboner une énergie qui l’est déjà largement. Ne ferait-on pas mieux d’utiliser cet argent à décarboner le gaz en priorité plutôt que de décarboner une énergie qui l’est déjà largement ?

Il faut avoir en tête que le gaz vert amène avec lui un certain nombre d’externalités. Du point de vue du réseau en particulier, c’est une énergie dont la production est stable : contrairement à l’éolien ou au photovoltaïque, on produit toujours la même quantité toute l’année. Qui plus est, elle est stockable : notre système permet, j’en ai parlé, de stocker le tiers de la consommation annuelle, et donc constituer des stocks pour l’hiver pendant l’été. On ne peut donc pas comparer directement le prix des énergies renouvelables électriques et des énergies gaz sur ce simple critère « énergie ».

Le gaz renouvelable, c’est en France aujourd’hui essentiellement le biométhane, par méthanisation, mais d’autres technologies sont en cours de développement : ainsi la pyrogazéification, qui consiste à chauffer des déchets, des combustibles solides de récupération ou des déchets de bois, pour en extraire le gaz. C’est une technologie intéressante, utilisée dès le XIXsiècle et qui revient aujourd’hui de manière plus moderne. Elle devrait venir épauler la méthanisation. Derrière se profile l’hydrogène ; il existe des scénarios dans lesquels l’hydrogène, qui est une molécule non carbonée, vient se substituer partiellement au méthane.

Une des questions que vous avez posées porte sur le coût d’adaptation des réseaux. Là aussi, nous avons une bonne nouvelle : nos réseaux sont largement dimensionnés. Depuis dix ans, à la demande des pouvoirs publics, européens et nationaux, à la demande des utilisateurs de gaz, nous avons énormément investi dans le réseau de transport pour le renforcer et permettre l’ouverture des marchés. Nous avons investi à peu près 6 milliards d’euros en dix ans : ce grand programme, désormais achevé, aura permis de créer, là où l’on avait des petits marchés morcelés, un marché unique du gaz en France, très interconnecté avec les pays voisins.

Pour ce qui est des coûts de raccordement les installations de biométhane, nous sommes, pour donner un ordre de grandeur, sur un rapport dix en moins : autrement dit, parce que notre réseau est puissant, nous estimons que, pour accueillir 30 térawattheures, soit à peu près l’équivalent de 10 % de la consommation de gaz à l’horizon 2030, conformément au projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), il faut, au niveau du transport, à peu près 600 millions d’euros d’investissement jusqu’en 2030. Divisé par une dizaine d’années, vous voyez donc que ce n’est pas énorme : une soixantaine de millions par an. À comparer à l’année dernière, où nous avons mis en service un ouvrage de 700 millions d’euros, qu’il nous a fallu deux ans pour poser et qui a permis de réaliser cette grande fusion et de créer le marché français. L’ordre de grandeur des dépenses de réseaux qu’il faut consentir pour accueillir la production de biométhane est donc bien inférieur aux sommes que nous venons d’investir depuis dix ans dans le réseau afin de permettre l’ouverture des marchés. Cette question est donc pour nous plutôt secondaire.

M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF. Lorsqu’on analyse un système énergétique, il ne faut pas perdre de vue, au-delà de la consommation annuelle, la problématique de la pointe énergétique liée à l’ensemble des usages à un instant T. Or le constat est simple : la pointe hivernale en France est globalement quatre fois plus élevée que la consommation d’été, ce qui pose d’emblée la question du stockage de l’énergie, question d’autant plus cruciale que l’on s’inscrit dans une logique de décarbonation.

Permettez-moi ici une incidente de pur bon sens : si nous avons besoin en France de plus d’énergie en hiver qu’en été, c’est tout simplement qu’il y a moins de soleil en hiver qu’en été… Ce qui, selon moi, donne une idée de ce qui ne peut pas être une solution pour atteindre la décarbonation totale, quand bien même on peut continuer de développer la production d’énergie thermique ou électrique à partir de solaire !

Cette pointe hivernale, il existe différents moyens de l’atténuer, grâce notamment à des opérations d’efficacité énergétique, en particulier dans le secteur du bâtiment. Néanmoins, on ne la fera jamais totalement disparaître pour des raisons évidentes : quelle que soit l’évolution du réchauffement climatique, je ne sache pas que l’orientation de l’axe de la Terre par rapport au Soleil soit susceptible de se modifier dans les prochaines décennies…

Cela étant dit, compte tenu de la part prépondérante du gaz dans l’équilibre énergétique de notre pays, si l’on souhaite décarboner notre consommation énergétique, il est indispensable d’envisager la décarbonation du gaz.

Permettez-moi de vous livrer ici quelques ordres de grandeur, qui illustrent le risque qui existe, au-delà des contraintes de stockage saisonnier, à trop se polariser sur une électrification des usages. Dans les années 2016-2017, la consommation de gaz servant à produire de l’électricité – environ 73 ou 74 térawattheures – a représenté pratiquement la moitié de la consommation de gaz dans le secteur résidentiel, soit 155 térawattheures.

Sachant que le rendement de la production d’électricité à partir de gaz centralisé offre un rendement deux fois moindre que celui de la production d’énergie à partir de chaudières à gaz performantes qui chauffent directement un logement, on aboutit au paradoxe suivant : pour économiser la consommation de gaz dans le pays, il est préférable, en l’état actuel des choses, d’isoler les logements chauffés à l’électricité plutôt que les logements chauffés au gaz… Cette photographie peut évidemment changer dans les années à venir mais, dès lors que l’on parle de réduire au plus vite, et non en 2050, les meilleurs effets de levier se retrouvent dans l’amélioration de l’efficacité énergétique partout, mais tout spécialement dans les usages électriques : on a donc besoin d’un volant très significatif de gaz, y compris en base annuelle, pour faire fonctionner le système électrique.

M. le président Julien Aubert. Pourriez-vous reprendre votre démonstration sur l’isolation et les chaudières ?

M. Édouard Sauvage. Dans un logement, le rendement d’une molécule de gaz utilisée dans une chaudière à condensation est pratiquement de 100 %. Mais si vous la brûlez dans une centrale à gaz pour produire de l’électricité, le rendement tombe à 50 % – les plus performantes, assez minoritaires, ne dépassent pas 60 %. Ce à quoi il faut ajouter les pertes liées à l’effet Joule sur le réseau électrique, même si elles sont assez marginales. Globalement donc, le rendement d’une molécule de gaz est deux fois plus élevé si vous brûlez cette molécule directement dans le logement que si vous la brûlez de manière centralisée dans une centrale électrique.

On sait ensuite que la transition énergétique coûte cher. Pour décarboner, on dispose de deux solutions : soit réduire la consommation, soit décarboner les vecteurs. Toute solution consistant à investir de l’argent pour passer d’un vecteur à un autre n’offrant pas de gain immédiat en termes de bilan carbone, dans un souci d’efficacité de la dépense, qu’elle soit publique ou privée, nous recommandons donc de se concentrer sur les vecteurs existants pour s’efforcer soit de les décarboner efficacement, soit de réduire leur consommation d’énergie, qu’il s’agisse de fioul, de charbon, d’électricité ou de gaz. Mais basculer d’un vecteur à un autre n’est a priori pas de nature à améliorer le bilan carbone.

Enfin, il faudrait développer davantage l’analyse des différentes politiques énergétiques menées en coût par tonne de CO2 ou par tonne de gaz à effet de serre évitées. Or la programmation pluriannuelle de l’énergie ne propose aucun bilan de ce type pour les différentes mesures proposées, qu’il s’agisse du développement des énergies renouvelables
– encore faudrait-il débattre de la répartition prévue entre gaz et électricité renouvelables –, de l’amélioration de l’efficacité énergétique ou des certificats d’énergie électrique (CEE). Certes, ces bilans sont compliqués à réaliser, et il y aura toujours des experts pour débattre de l’opportunité de raisonner en coût moyen ou en coût marginal, mais ne pas les faire est une erreur : c’est la certitude de ne pas opter pour les meilleures politiques publiques.

La seconde erreur consiste à ne pas tenir compte dans le bilan carbone de l’ensemble du cycle de vie d’un produit. Or les données sont connues : on sait, par exemple, que le biométhane, le nucléaire et l’éolien présentent des résultats à peu près similaires, soit une vingtaine de grammes de CO2 par kilowattheure, tandis que le photovoltaïque atteint cinquante-cinq grammes de CO2, dans la mesure où une partie des panneaux solaires est fabriquée dans un pays où le mix électrique est très carboné. Nous plaidons donc pour des débats beaucoup plus soutenus, animés par le ministère ou le régulateur, sur l’impact des politiques menées en termes d’émissions de CO2.

De ce point de vue, sommes convaincus, à GRDF, que le développement de la méthanisation doit être fortement encouragée, et ce pour plusieurs raisons.

Pour commencer, comme l’a rappelé Thierry Trouvé, les coûts d’investissement sur le réseau ne posent pas de problème à proprement parler. Nous avons envisagé, avec l’ADEME, le scénario, extrême en termes d’investissements et en termes d’unités à raccorder, d’une production réalisée en totalité à partir de gaz renouvelable : dans un coût de revient qui tournait autour de 100 euros par mégawattheures, la part liée aux réseaux était de l’ordre de 3 euros… En vérité, l’enjeu est bien davantage dans la production et, comme pour GRTgaz, toutes nos simulations effectuées à partir de l’hypothèse des 10 % de gaz renouvelables à l’horizon de la PPE convergent vers des montants d’investissement stables par rapport à notre niveau actuel, parfaitement en ligne avec nos investissements historiques. En d’autres termes, le fait de disposer d’un réseau efficace et pour partie déjà amorti doit nous permettre de substituer aux investissements de développement du réseau des investissements en faveur de la méthanisation, à coût inchangé pour le consommateur, s’agissant des tarifs d’accès au réseau de distribution.

En ce qui concerne enfin le coût lui-même du gaz renouvelable, la filière prioritaire est évidemment celle du recyclage des déchets, dont nous maîtrisons la technologie, qu’il s’agisse de méthaniser les boues des stations d’épuration, les déchets ménagers putrescibles ou les déchets agricoles, qui représentent 80 % du potentiel de la filière.

Sur ce dernier point, nous avons considéré qu’il fallait associer à nos réflexions aussi bien le Fonds mondial pour la nature (WWF) que la FNSEA ainsi qu’un certain nombre d’associations environnementales, dans la mesure où l’approche de la méthanisation en termes d’impact environnemental est indissociable du développement d’une agriculture durable : non seulement elle permet le recyclage des déchets et favorise donc la réduction des gaz à effet de serre, mais elle a également l’avantage de réduire les engrais azotés, grâce à l’utilisation des digestats. Il est donc essentiel de prendre en compte ces externalités positives lorsqu’on évalue l’intérêt de cette filière par rapport aux autres.

En termes de compétitivité stricto sensu ensuite, elle apparaît également tout à fait compétitive par rapport à d’autres filières renouvelables : selon les chiffres de la CRE, le tarif de rachat du mégawattheure produit est en légère progression depuis une dizaine d’années, il est en diminution pour le photovoltaïque, mais demeure très élevé – autour de 300 euros le mégawattheure, contre 90 euros pour l’éolien ; quant au gaz renouvelable, son tarif de rachat est de 95 euros par mégawattheure, et son coût de production proche de celui de l’éolien.

Il faut bien distinguer ici le coût de production du mégawattheure et sa valeur. Or nous disposons pour le gaz d’infrastructures permettant de le stocker sans difficultés, ce qui fait que, globalement, compte tenu de la flexibilité des réseaux et du fait qu’il est techniquement simple d’installer des compresseurs « rebours » permettant de renvoyer le gaz produit vers le stockage, il est possible de l’utiliser à n’importe quel moment de l’année pour un coût additionnel quasiment minime.

Si le gaz se stocke sans difficulté, on sait au contraire que le stockage de l’électricité renouvelable pose un problème majeur : à titre d’illustration, sur ces six derniers mois, les prix du marché de gros de l’électricité ont varié en France entre 250 euros, à la pointe de dix-neuf heures en novembre, et des prix négatifs, dimanche en huit à quinze heures. On a donc affaire à des prix extrêmement volatils, alors que, pour le gaz, les prix des marchés de gros sont restés stables sur les six derniers mois, entre 15 et 24 euros. De ce fait, le coût de production du gaz correspond peu ou prou à sa valeur, alors que la valeur de l’électrique renouvelable dépendra évidemment du prix de marché au moment de la production. À cet égard, le gaz renouvelable est moins cher aujourd’hui que l’énergie renouvelable dernière génération : l’éolien a légèrement augmenté avec les nouvelles mises en service de 2018.

S’il est donc exact que le gaz renouvelable est plus cher que le gaz importé – 90 euros contre 20 euros –, en revanche, dans l’optique de la décarbonation, il est aujourd’hui tout à fait compétitif par rapport aux renouvelables électriques, a fortiori si l’on prend en compte les externalités positives pour un modèle agricole durable. Nous sommes donc convaincus que c’est cette énergie que les pouvoirs publics auraient intérêt à subventionner le plus largement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’aimerais que vous reveniez sur la méthanisation, la pyrogazéification et le power to gas, qui représentent respectivement 30, 40 et 30 % des gisements, pour distinguer les avantages et les problématiques propres à chacune des filières.

Par ailleurs, le modèle français présente la spécificité de séparer les fonctions de vente et de distribution du gaz, ce qui n’est pas le cas dans le reste de l’Europe, à croire un article paru dans la newsletter de Batirama : « Dans le paysage européen, GRDF est un objet inhabituel. L’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie a partout séparé les fonctions de vente et de distribution du gaz. Ailleurs en Europe, il existe dans chaque pays une ou plusieurs entreprises dont la mission consiste uniquement à distribuer le gaz pour le compte des vendeurs. ». Comment se justifie cette singularité, quels en sont les intérêts et les contraintes ?

M. Thierry Trouvé. En ce qui concerne les trois filières de production de gaz renouvelable, vos chiffres reprennent ceux de l’étude prospective de l’ADEME parue l’an dernier et axée sur l’hypothèse d’un gaz d’origine verte à 100 % à l’horizon 2050, produit à partir des trois technologies que vous avez citées : la méthanisation, la pyrogazéification et le power to gas.

La méthanisation consiste à récupérer des déchets – boues de station d’épuration, déchets ménagers ou agricoles, voire cultures intermédiaires à vocation énergétique entre deux cultures à vocation alimentaire – et à les faire fermenter dans un méthaniseur pour produire un méthane qui, après épuration, est exactement le même que le méthane d’origine fossile qui circule aujourd’hui dans le réseau. Il s’agit d’une technologie qui, bien qu’elle soit plus récente que l’éolien ou le photovoltaïque, est plus que mûre, puisque les premiers mètres cubes de gaz issus de ce type de méthanisation ont été introduits dans le réseau il y a maintenant sept ou huit ans.

La seconde technologie, la pyrogazéification, n’est pas encore industrialisée à l’heure actuelle mais demeure, en France ou en Europe, au stade de démonstrateurs ou de pilotes, sur lesquels travaille d’ailleurs GRTgaz. Il s’agit pourtant d’une vieille technologie, puisque c’est celle que l’on utilisait dans les usines à gaz. En effet, avant d’utiliser du gaz naturel extrait du sous-sol, la France utilisait du gaz de ville, c’est-à-dire un gaz manufacturé fabriqué dans des usines à gaz. Ces usines utilisaient des matières carbonées – le charbon, puis le pétrole – que l’on chauffait pour en tirer le gaz envoyé dans les réseaux. Dans le cas du gaz renouvelable, la technologie est la même, mais c’est la matière première qui change : au lieu de matières fossiles, on utilise de la matière renouvelable ou des déchets, notamment les combustibles solides de récupération parmi lesquels les plastiques qui posent de vrais enjeux environnementaux, mais également le bois de récupération, dont on ne sait souvent que faire et que l’on enfouit, ce qui est une aberration écologique. Une fois chauffées, ces matières produisent un gaz qui, comme dans le cas précédent, peut être injecté dans les réseaux.

Dans son étude, l’ADEME, évalue à 30 % la part de gaz produit par pyrogazéification en 2050. Pour l’heure, la pyrogazéification est encore en phase de développement, même si certains syndicats de traitement d’ordures ménagères s’y intéresse