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La commission des Finances a tout d’abord examiné une proposition de résolution de M. Alain Bocquet, tendant à créer une commission d’enquête « sur la place et le rôle des fonds d’investissement dans l’économie, sur leurs méthodes d’acquisition d’entreprises par effet de levier appelées LBO, sur les conséquences de telles pratiques pour l’emploi, les salaires et les conditions de travail ainsi que sur les solutions alternatives qui pourraient être mises en œuvre à partir de la constitution d’un pôle financier public » (M. Alain Bocquet, rapporteur).
M. Alain Bocquet a précisé que cette proposition respecte les deux conditions de recevabilité posées par le Règlement, ainsi que par l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires :
– en effet, d’une part, la présente proposition détermine « avec précision les faits qui donnent lieu à l’enquête », puisqu’il s’agit non seulement de mesurer l’importance acquise, dans les dernières années, par les fonds d’investissement dans l’économie française, mais également de présenter l’une des techniques particulières utilisées par ces fonds dans le domaine de la transmission de capital : la méthode de rachat par LBO (leverage buy-out). La finalité de l’enquête consisterait à évaluer l’impact de ce type d’opérations d’investissement sur les salariés, et, à partir de cette analyse, des conclusions sur le rôle de la puissance publique dans le capital investissement devraient être tirées par la commission d’enquête ;
– d’autre part, si aucune réponse de la Chancellerie n’est à ce jour parvenue concernant d’éventuelles poursuites judiciaires en cours sur les faits ayant motivé la proposition, cette éventualité, au demeurant faible, ne constituerait pas un obstacle définitif à la mise en place d’une commission d’enquête. Tout au plus, imposerait-elle de les prendre en compte dans la délimitation du champ d’investigation de la commission.
Mais c’est plus encore sur l’opportunité de la création d’une telle commission d’enquête qu’il convient d’insister. Avec un chiffre d’affaires de près de 200 milliards d’euros en 2005, soit 11,6 % du PIB français, la place essentielle prise par les fonds d’investissement dans l’économie française est indéniable. Or, 78 % des investissements réalisés en 2005 sont à mettre au compte de la transmission de capital, secteur privilégié des opérations de LBO. 1.700 entreprises en France sont actuellement sous LBO, ce type d’opérations a d’ailleurs augmenté au cours de l’année 2006, avec 208 LBO supplémentaires. Ce sont essentiellement des fonds anglo-saxons qui investissent.
L’opération de leverage buy-out (LBO) se traduit par le rachat d’une entreprise avec effet de levier, c’est-à-dire avec endettement bancaire : concrètement, une société holding est créée, qui s’endette pour racheter la cible. Mais c’est la société cible qui est en réalité mise à contribution pour rembourser la dette d’acquisition. Le recours à ce type d’opérations est largement favorisé par la réglementation fiscale :
– d’une part, les fonds d’investissement bénéficient en France de larges exonérations. Celles-ci constituent une dépense fiscale, qui n’a fait l’objet d’aucune évaluation globale. Une commission d’enquête aurait pour tâche prioritaire de procéder à l’évaluation de cette dépense fiscale, qui constitue un élément d’information indispensable à la représentation nationale ;
– d’autre part, les opérations de rachat d’entreprises qui passent par la création de holding profitent du régime d’intégration fiscale, dit régime « mère-fille ». La remontée des dividendes de la société rachetée vers la société holding est donc réalisée à un faible coût fiscal.
Ce régime fiscal privilégié mérite d’être évalué à l’aune des conséquences des opérations de LBO sur l’emploi. Les exemples foisonnent, de l’entreprise Cegelec, ancienne filiale d’Alstom, avec deux LBO successifs, qui se sont soldés par la suppression de 3.000 emplois selon les syndicats, à l’usine Well du Vigan, qui est condamnée à l’arrêt définitif de la production sur son site et la suppression de 300 emplois, à la suite de son acquisition par Natexis Industrie, filiale de Natexis spécialisée dans l’investissement en capital.
Dans un tel contexte, une commission d’enquête, fruit de la représentation nationale et composée de toutes les sensibilités politiques du Parlement, serait plus à même de mener une évaluation complète de l’impact sur l’emploi des opérations de LBO.
Enfin, et eu égard à la difficulté persistante d’accès au crédit et donc à l’investissement, des PME, il semble indispensable de se pencher sur les conditions de la création d’un pôle financier public, capable de mener une politique d’investissement et de développement des entreprises, fondée sur la sécurisation et la promotion de l’emploi, de la formation, des salaires et des conditions de travail, en privilégiant le développement industriel durable au détriment de la logique de l’efficacité financière d’investisseurs extérieurs. De telles solutions alternatives devraient également être au cœur de la mission de la commission d’enquête.
Alors que les gouvernements des pays voisins, en Allemagne et au Royaume-Uni, viennent de tirer la sonnette d’alarme concernant les pratiques des fonds d’investissement, la commission des Finances pourrait ouvrir ce chantier avec intérêt.
Le Président Pierre Méhaignerie a tout d’abord souligné le caractère sensible du sujet, mais également l’existence des contraintes calendaires qui sont désormais fortes, compte tenu des échéances électorales.
La commission des Finances est très attachée à la politique industrielle et au dynamisme des PME. Plusieurs questions se posent quant au rôle des fonds d’investissement, sujet qui relève de la compétence de la Commission et ne nécessite a priori pas la création d’une commission d’enquête.
Il y a, en France, environ 1.600 entreprises sous LBO. Il est évident que la recherche d’une rentabilité immédiate peut avoir des incidences sur l’emploi et sur la politique industrielle dans certains bassins. Il est également indéniable que le droit gagnerait à être précisé. Par ailleurs, il faut insister sur le caractère parfois invérifiable de certaines des informations qui circulent sur les opérations de LBO. Ainsi, les informations avancées par l’Association française des investisseurs en capital (AFIC), selon lesquelles les entreprises qui ont été reprises à la suite d’opérations de LBO ont créé plus d’emplois que la moyenne des entreprises françaises et que la qualité de la gestion a permis d’améliorer leur situation, notamment en termes d’emplois, doivent être vérifiées. Enfin, une comparaison avec les pays européens apparaît indispensable.
Un travail approfondi ne peut toutefois être entrepris d’ici à la fin des travaux parlementaires. C’est pourquoi il convient de prendre l’engagement que, dès le début de la prochaine législature, un travail d’information, interne à la Commission, sera entrepris. Si un consensus se dégageait d’ores et déjà à ce propos, il lierait la prochaine Commission, quelle que soit sa composition. Une mission d’information serait alors constituée. Néanmoins, si un ou plusieurs commissaires souhaitaient s’emparer du sujet dès à présent, il serait tout à fait possible de mener un premier travail, en quelque sorte préparatoire, sur le rôle et la place des fonds d’investissement dans l’économie française.
M. Alain Bocquet, Rapporteur, a approuvé la proposition du Président Pierre Méhaignerie. Il est souhaitable de préparer dès à présent les travaux plus approfondis qui pourront être menés, sous la prochaine législature, par la Commission des finances.
M. Jean-Claude Sandrier a souligné la nécessité de créer un petit groupe de travail qui pourrait commencer les travaux avant la fin des travaux parlementaires.
Le Président Pierre Méhaignerie a précisé qu’il attendait que les groupes politiques désignent leurs représentants.
M. Nicolas Perruchot a regretté que le texte de la proposition de résolution soit trop partisan. Les LBO ont créé des emplois et de la croissance en France. En particulier, grâce aux fonds d’investissement, de nombreuses PME qui se situent dans une fourchette de rachat allant jusqu’à 50 millions d’euros ont trouvé des garanties de pérennité. Il ne faut pas considérer les LBO uniquement comme des « cash machines » qui rémunèrent leurs actionnaires au détriment des emplois et de l’intérêt des entreprises. Les fonds d’investissement peuvent permettre à des PME situées dans des niches de bénéficier d’effets de levier favorisant leur croissance. Une enquête récente de l’AFIC montre ainsi que les entreprises qui ont bénéficié de LBO ont dégagé une croissance supérieure aux autres.
M. Jean-Jacques Descamps a ajouté que la proposition, faite par le Rapporteur, de créer un pôle financier public lui rappelait de mauvais souvenirs, notamment l’organisation économique de certains pays avant 1989.
M. Henri Emmanuelli a indiqué qu’il doutait de l’affirmation selon laquelle le mode de financement par LBO produit davantage d’emplois que les autres, en particulier au regard des pratiques et des objectifs des fonds d’investissement en général et, plus particulièrement, des fonds de retournement. Il serait intéressant de déterminer si les objectifs et la méthodologie des LBO ne sont pas contradictoires avec les intérêts industriels à moyen terme des entreprises concernées.
M. Michel Bouvard a souligné qu’il existe des exemples très positifs d’opérations de LBO, mais également des cas désastreux en matière d’emplois et d’avenir industriel. Il convient donc de déterminer la part des uns et des autres et de définir les moyens de promouvoir une orientation durable en matière de création d’emplois et de croissance des entreprises concernées.
M. Gilles Carrez, Rapporteur général, a ajouté qu’il est nécessaire de revoir les dispositifs fiscaux relatifs à ces opérations.
M. Alain Bocquet, Rapporteur, s’est déclaré satisfait du consensus qui s’est dégagé sur l’intérêt d’étudier la place et le rôle des fonds d’investissement. Il convient, même dans une approche libérale, de s’intéresser au sujet et de mettre en place quelques verrous, pour empêcher des dérives qui pourraient s’avérer dramatiques pour le tissu industriel et pour l’emploi.
La Commission a alors rejeté la proposition de résolution et a prévu, d’une part, de procéder prochainement à l’audition de plusieurs acteurs du secteur, comme l’AFIC, le « collectif LBO » et CDC Investissement, et, d’autre part, que la Commission des finances de la prochaine législature organise une mission d’information sur la place et le rôle des fonds d’investissement dans l’économie française.
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Puis, la commission des Finances a procédé à l’audition de M. Pierre Gadonneix, président-directeur général d’Electricité de France (EDF), sur les tarifs de l’électricité.
Après avoir souligné la conclusion par EDF de l’accord avec Exeltium, groupement de sept très grandes entreprises appartenant aux industries dites « électro-intensives », dont la Commission avait entendu des représentants le mercredi 10 janvier, le Président Pierre Méhaignerie a indiqué que les conditions d’application du tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TARTAM) sont également très positives, mais encore faudra-t-il que l’entreprise n’essaie pas de le contourner au moyen de clauses commerciales... Par ailleurs, les conditions de concurrence au sein de l’Union européenne dans le secteur de l’énergie apparaissent très peu effectives, et c’est pourquoi le Parlement a décidé, dans le cadre de la loi sur l’énergie, d’en dresser un bilan dans les deux ans, soit le délai d’expiration du tarif transitoire.
M. Pierre Gadonneix, président-directeur général d’Electricité de France, ayant pris connaissance avec attention des témoignages des industriels auditionnés la semaine dernière, ainsi que des débats lors du vote de la loi relative à l’énergie, a souligné que, depuis plusieurs années, l’Europe connaît une hausse importante du prix de l’énergie. Cette évolution concerne toutes les énergies primaires ou secondaires : entre 2000 et 2006, le prix du gaz naturel, de même que celui de l’uranium, a plus que triplé, le prix moyen du pétrole a plus que doublé, tout comme le prix de l’électricité sur le marché européen.
L’électricité, en particulier, est soumise de manière simultanée à un triple mouvement, dont la conjonction explique très largement les évolutions récentes sur les prix. Le premier est l’entrée dans une nouvelle ère énergétique : l’énergie devient rare et précieuse au niveau mondial, ce qui impose de concilier croissance économique, compétitivité et respect de l’environnement. Le deuxième est la fin des surcapacités de production et le besoin d’investir de nouveau massivement, notamment dans de nouvelles unités de production, en France et en Europe. Le troisième est la transition entre un système fondé sur le monopole vers un système concurrentiel avec des prix librement fondés par le contrat.
Le contexte marqué par la prise de conscience croissante, dans le monde entier, des enjeux énergétiques et environnementaux pèse sur la formation des prix. Le projet industriel d’EDF, élaboré à la fin de 2004, vise à répondre à un contexte durable d’énergie rare et précieuse à l’échelle de l’Europe. L’année 2006 a pleinement validé cette analyse, et confirmé que les prix de l’énergie et de l’électricité se sont définitivement éloignés des bas niveaux de 2000, 2001 et 2002. Le monde est entré dans une révolution énergétique qui appelle des investissements massifs et faiblement émetteurs de CO2. Ces réalités s’imposent à tous et, du mémorandum français à Bruxelles au rapport de l’économiste Nicholas Stern ou au film d’Albert Gore, des voix se sont légitimement élevées pour souligner l’ampleur du défi. Actuellement, chaque génération consomme 50 % d’énergie de plus que la précédente, dont plus de 80 % à partir de sources d’énergies non renouvelables. Ce modèle n’est plus tenable, chacun en a pris conscience. Les enjeux de sécurité énergétique sont colossaux : il faudra construire en Europe, dans le quart de siècle à venir, des unités de production d’une capacité globale de 600 gigawatts (GW), soit six fois le parc français, pour un coût estimé à 1 000 milliards d’euros.
Ces investissements sont indispensables – l’incident du 4 novembre a fait de nouveau planer la menace d’un black-out européen et rappelle la nécessité d’investir dans les infrastructures de réseau et de production pour empêcher que les tensions entre offre et demande, dans l’électricité ne continuent à s’accentuer, aggravant la hausse des prix –, mais ils ne sont possibles que si l’Europe dispose d’opérateurs capables de les réaliser et de les financer. La France ne fait pas exception à cet impératif : les tensions que vit actuellement la Bretagne, la fragilité de l’alimentation électrique de la région de Nice sont autant d’exemples qui illustrent la nécessité de renforcer et développer le système électrique, qu’il s’agisse des réseaux de transport ou de distribution ou des capacités de production. EDF a donc pour priorité, en France, de réaliser les investissements nécessaires à la sécurité d’approvisionnement du pays, de préparer l’avenir et le renouvellement du parc nucléaire, et de réussir la dernière étape de l’ouverture du marché au 1er juillet 2007, tout en continuant à assurer ses missions de service public.
L’année 2006 a marqué la reprise des investissements pour EDF, et cette tendance va s’amplifier, puisque l’entreprise entend investir 17 milliards d’euros en France au cours des trois ans à venir, soit un doublement par rapport à la période 2003-2005. Les engagements du projet industriel sont donc respectés, et le document distribué à la Commission illustre les principaux investissements réalisés ou en cours de réalisation en France.
Ces investissements concernent tous les types de production, de façon à obtenir un « mix » énergétique équilibré et compétitif. Il s’agit à la fois d’assurer l’équilibre entre la production et la consommation, lors des périodes de forte demande, par des unités très flexibles et rapidement mobilisables, fonctionnant quelques centaines d’heures seulement dans l’année, et d’assurer dans le long terme la fourniture régulière d’électricité tout au long de l’année. C’est ainsi qu’a été remise en service, par exemple, une unité modernisée de 600 MW de la centrale thermique de Porcheville en décembre dernier.
Ces investissements concernent également les réseaux de transport et de distribution électriques. Dans la distribution, leur augmentation atteint 6 % en 2006 et atteindra encore 6 % en 2007. Investir est la seule action durablement efficace en faveur d’une modération des prix de l’électricité, au service de toute l’économie nationale. Qui d’autre qu’EDF investit en France sur une telle échelle ?
Le deuxième enjeu, en France, est de réussir la dernière étape de l’ouverture des marchés au 1er juillet 2007, tout en maintenant la qualité du service aux clients – l’entreprise sera prête au 1er juillet pour qu’à cette date, tout client voulant choisir un autre fournisseur puisse le faire aisément, et que tout client restant au tarif bénéficie de la même qualité de service – et dans le strict respect des engagements de service public, auxquels EDF est très attachée, notamment vis-à-vis des clients en situation de vulnérabilité. EDF va également procéder à la filialisation de l’activité de distribution, et veillera à ce que les règles de gouvernance garantissent, comme pour les activités de transport, un accès libre et non discriminant aux clients d’EDF et aux différents fournisseurs d’électricité.
La question des prix a été très largement évoquée au cours des débats parlementaires. Pour bien comprendre les choses, il faut distinguer entre les prix de vente et les différents coûts de production. Concernant ces derniers, des chiffres très différents circulent. Il y a tout d’abord le coût de développement du nucléaire. Le coût du premier réacteur EPR, celui de Flamanville 3, est connu, il s’établit à 46 euros par MWh. Ce coût est directement tiré des réponses aux appels d’offres et des contrats signés, et a été présenté au conseil d’administration. L’entreprise est en train de travailler à l’estimation du coût d’une série de quelques EPR, réalisée sur plusieurs années. Ce coût sera naturellement inférieur à celui de la tête de série. Il y a ensuite les coûts de développement des moyens de production non nucléaires. Ils sont aujourd’hui tous beaucoup plus chers : le coût de production en base d’une centrale au gaz naturel se situe aujourd’hui à 55 euros par MWh, soit une augmentation de 20 euros par rapport à 2004, du fait de la hausse du prix du pétrole et de la mise en place des permis d’émission de CO2. Il est de plus de 200 euros par MWh pour les moyens de pointe, tels qu’une turbine à combustion.
Il y a enfin les coûts du parc de production existant, largement nucléaire – 58 tranches – et déjà en partie amorti, coûts qui doivent prendre en compte trois éléments, comme pour tout industriel, quel que soit son secteur ou son activité : les coûts de production au quotidien ; les coûts financiers liés aux projets et au capital investi ; les montants nécessaires au renouvellement du parc à l’identique, de façon à garantir la pérennité de l’outil industriel. Ainsi, tous les chiffres qui ont été évoqués sont fondés, mais ils ne correspondent ni à la même référence, ni à la même période, ni au même contexte.
Comment disposer d’une appréciation objective de tous ces éléments ? C’est précisément l’objet d’un travail qui s’engage en ce moment avec les services du ministère de l’industrie et l’ensemble des producteurs français sur les coûts de référence de l’électricité en France. EDF ne peut que s’en réjouir, car cela devrait permettre de lever les ambiguïtés, et l’entreprise fournira naturellement en toute transparence les éléments à sa disposition. Quelle est la situation pour les consommateurs d’électricité ? Tout d’abord, la totalité des 26 millions de clients particuliers et l’immense majorité des entreprises, PME et industriels, soit plus de 70 % des ventes en volume, bénéficient de contrats aux tarifs réglementés, qui sont parmi les plus bas d’Europe et qu’ils auront le droit de conserver si tel est leur choix. La loi et la décision du Conseil constitutionnel sont claires sur ce point.
Les électro-intensifs bénéficieront quant à eux d’un dispositif qui répond à leurs besoins tout à fait spécifiques de visibilité à long terme, entre quinze et vingt ans, à travers le consortium Exeltium. Le contrat de partenariat industriel signé lundi 15 janvier entre EDF et Exeltium leur permettra de profiter d’un prix de l’électricité parmi les plus compétitifs qu’ils puissent trouver en Europe. Tous les autres, c’est à dire les entreprises qui ont choisi de faire jouer leur éligibilité, peuvent dès à présent, si elles le souhaitent, bénéficier du tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TARTAM) ; elles ont ainsi la possibilité de revenir à un tarif administré pour une durée de deux ans, bien qu’elles aient précédemment décidé de choisir le marché au moment où les prix étaient historiquement bas, et inférieurs au tarif historique.
Le Gouvernement vient de définir le TARTAM dont le financement, s’élevant à plusieurs centaines de millions d’euros par an, sera très majoritairement assuré par EDF. Ce tarif permet à un client industriel achetant son électricité au niveau actuel du prix du marché de bénéficier d’une forte baisse de sa facture : plus de la moitié de la différence entre le prix du marché actuel et le tarif historique, ainsi que le montrent des données chiffrées pour des entreprises types.
À la demande du Président Pierre Méhaignerie, M. Pierre Gadonneix a précisé que le TARTAM s’applique dès que l’entreprise en fait la demande. Puis il a abordé la question du nucléaire, qui présente un quadruple avantage, dont une économie de 16 milliards d’euros sur la facture énergétique dans les résultats du commerce extérieur de la France en 2006, soit plus de 10 milliards d’euros par an depuis la fin des années 1980. La prévisibilité des coûts permet de proposer des contrats de moyen et de long terme comme Exeltium. Mais la sensibilité des autorités de la concurrence, tant nationales qu’européennes, est telle, s’agissant de ces offres de long terme, qu’elles doivent être strictement encadrées sur le plan juridique. C’est aussi cette prévisibilité qui permet à la totalité des ménages français et à la grande majorité des entreprises de s’approvisionner à des tarifs administrés, qui sont aujourd’hui au même niveau en euros courants qu’en 1992. Le troisième avantage, ce sont les emplois créés en France, dans la filière électronucléaire – matériel, cuves – et dans le génie civil, tandis qu’un parc thermique fossile se traduit par un transfert de ressources vers les pays exportateurs de pétrole et de gaz. Le quatrième avantage, qui n’est pas le moindre dans un contexte climatique préoccupant, c’est qu’il n’émet pas de CO2. C’est un atout considérable pour la France.
Le Président Pierre Méhaignerie a demandé si les foyers paient leur électricité plus cher dans les pays qui n’ont pas de nucléaire.
M. Pierre Gadonneix a souligné que les tarifs français sont les plus bas d’Europe, le cas particulier de certains pays nordiques étant mis à part. Il faut à la fois faire bénéficier les clients d’EDF de la compétitivité de ses outils de production, d’en couvrir les coûts, de rémunérer le capital investi et de préparer l’avenir. Cet équilibre paraît trouvé pour les années à venir. La trajectoire tarifaire prévue pour les particuliers dans le contrat de service public – une hausse limitée au niveau de l’inflation, le niveau d’application du TARTAM, un prix de marché se situant aujourd’hui aux alentours de 50 euros par MWh après un pic à 62 euros – permettra à EDF d’engager son ambitieux programme d’investissements de 40 milliards d’euros d’ici à 2010 et à ses clients de se prémunir contre des hausses importantes, et peu prévisibles, du prix de l’électricité. La France dispose, avec EDF et son parc de production nucléaire et hydraulique, d’atouts extrêmement précieux, qui lui donnent une longueur d’avance par rapport à d’autres pays et qui lui permettent d’aborder avec sérénité les enjeux énergétiques à venir. Les décisions politiques et les actions récemment mises en œuvre permettent aux Français, particuliers et industriels, de bénéficier pleinement de cet avantage. Il appartient à chacun de s’employer à le conserver.
M. Charles de Courson a convenu que la construction en série de réacteurs EPR devrait faire baisser les coûts de production, mais s’est demandé à quel niveau l’entreprise espérait les amener. Aucun chiffre n’a été donné sur ce point dans l’exposé, non plus que pour le coût du renouvellement du parc existant, lequel doit au demeurant, d’un point de vue comptable, avoir été en grande partie amorti. Des provisions ont été passées pour le démantèlement des centrales nucléaires, dont beaucoup de spécialistes disent en outre que l’on peut prolonger de dix, voire de quinze ans, la durée de vie. La vraie question est de savoir à qui bénéficiera la rente électro-nucléaire : aux actionnaires, aux clients – et donc à la compétitivité des entreprises et à l’emploi – ou, plus probablement, un peu aux deux ?
S’agissant du TARTAM, la description des principes et de la méthode qui président à sa construction, telle que l’on peut la lire au Journal officiel, est d’une complexité décourageante, même pour des gens ayant reçu une formation solide en économie. Partir du tarif réglementé et lui appliquer un certain coefficient aurait été plus simple et, partant, plus facile à faire comprendre que le système retenu, qui ne se traduit pas, loin de là, par un rapport constant entre les deux tarifs.
Enfin, que se passera-t-il à partir de 2009, lorsque le TARTAM aura disparu ? Plus généralement, quelle lecture l’entreprise fait-elle de la décision du Conseil constitutionnel et du droit communautaire ? Les distributeurs – dont EDF – pourront-ils signifier, du jour au lendemain, à leurs clients qu’ils devront désormais payer le prix du marché ?
M. Michel Bouvard a estimé centrale l’interrogation à laquelle donne lieu le coût du renouvellement du parc : compte tenu des provisions passées, de l’amortissement, les sommes disponibles pour l’investissement ne devraient pas être négligeables. Il faut se féliciter de l’accord conclu avec Exeltium, car si la production des industries électro-intensives n’était pas compétitive en France, les répercussions seraient graves sur les secteurs d’aval, et de très nombreuses entreprises, dans toute l’Europe, seraient menacées. Or, les besoins globaux des industries électro-intensives sont estimés à 35 térawattheures (TWh), des appels d’offres ont été lancés pour 30 TWh, mais EDF n’a répondu qu’à hauteur de 18 TWh, ce qui signifie qu’une partie non négligeable des besoins n’est pas couverte par l’accord. Comment le sera-t-elle ? Comment traiter le problème des pointes de consommation ? Rémunérer l’effaçabilité pour la partie non couverte par l’accord permettrait-il de parvenir à un équilibre satisfaisant ? S’agissant de l’EPR, a-t-on tiré les leçons de l’expérience finlandaise, pour laquelle le coût de production était estimé – en tout cas au départ – à 28 euros le mégawatt (MW), soit nettement moins qu’en France ? L’accord conclu avec Exeltium apparaît-il plus avantageux qu’un accord de réservation de capacités, solution retenue par les Finlandais ?
Faire face aux pointes, on le sait, coûte cher. Certaines solutions délaissées depuis plusieurs années, comme l’hydraulique, ne mériteraient-elles pas, étant donné l’augmentation générale des prix de l’énergie, qu’on se tourne à nouveau vers elles ? Enfin, dans quel délai l’accord sur l’énergie réservée sera-t-il appliqué, notamment au niveau des collectivités locales ?
M. Jean-Jacques Descamps a estimé qu’au-delà même du caractère transitoire du TARTAM, le double tarif ne pourra durer éternellement. Or, tant qu’il existera une sous-capacité de production au niveau mondial, le prix du marché sera mondial et sera élevé. La question qui se pose est donc de savoir comment EDF, compte tenu de ses contraintes propres, fixera son tarif, quel sera son degré de liberté, et ce qu’elle fera des marges que lui assure la rente de situation du nucléaire.
Usant de la faculté que l’article 38 du règlement de l’Assemblée nationale confère aux députés d’assister aux réunions des commissions dont ils ne sont pas membres, M. François Brottes a demandé au président Pierre Gadonneix comment il analysait la baisse de la consommation d’énergie par l’industrie en 2006, quelle part des 40 milliards d’euros d’investissement annoncés sur la période 2006-2010 serait consacrée aux infrastructures de transport d’électricité, quel était le coût de production des centrales hydrauliques, et s’il est possible de mieux gérer les pointes à moyens de production constants.
M. Nicolas Perruchot s’est enquis des investissements prévus hors de France, puis a évoqué la question de l’électricité d’origine éolienne, en sa double qualité d’élu de la région de France où sa production est la plus élevée, mais aussi de rapporteur spécial du programme Patrimoines. Les communes sont en effet placées devant un choix cornélien : d’un côté, les éoliennes représentent un surcroît bienvenu de recettes fiscales, mais de l’autre elles détériorent le paysage, surtout si les collectivités ne coordonnent pas leurs initiatives – ce qui est quelque peu aberrant à l’heure de l’intercommunalité et de la taxe professionnelle unique (TPU).
M. Pierre Gadonneix a souligné qu’il existe au moins deux approches possibles des coûts. On peut mesurer l’impact du passage à la production en série, qui dépend du nombre, mais aussi du rythme de développement ; le résultat sera forcément inférieur à 46 euros le MWh, mais il est encore trop tôt pour savoir de combien, et la courbe ne sera à son plus bas qu’en fin de série. L’autre approche consiste à se demander combien coûterait aujourd’hui la construction du parc existant et comment il s’amortirait – mais il faut tenir compte, pour le parc nucléaire, du fait qu’il s’agirait de construire des tranches de seconde génération. La commission d’évaluation devra travailler sur ces deux approches, en toute transparence : il n’est évidemment pas question que seule EDF y fasse entendre son point de vue.
La décision de prolonger ou non la durée de vie des centrales ne dépend pas d’EDF, mais de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), dont l’indépendance et la crédibilité sont reconnues dans le monde entier. Les autorisations sont accordées pour une durée de dix ans, après une inspection très fouillée. Aujourd’hui, l’âge moyen des centrales françaises est d’un peu moins de vingt ans, mais la plus âgée a près de trente ans, et la plus jeune un peu moins de dix ans. Le modèle économique d’EDF et le calcul de l’amortissement – lequel n’est donc, par définition, pas achevé – reposent sur l’hypothèse d’une durée de vie de quarante ans, ce qui apparaît objectivement raisonnable, même si l’occasion de le vérifier ne s’est pas encore présentée.
M. Charles de Courson a observé que cette hypothèse s’était vérifiée dans d’autres pays, comme les Etats-Unis.
M. Pierre Gadonneix a indiqué que les centrales françaises ont reproduit quasi à l’identique le modèle Westinghouse. EDF a donc bon espoir qu’il en sera de même de la France vis-à-vis de l’étranger. Reste que l’ASN prend ses décisions en toute indépendance.
EDF applique les lois existantes et les tarifs administrés continuent donc, pour l’heure, de s’appliquer. Qu’en sera-t-il pour les nouveaux sites ? S’il apparaissait qu’un vide juridique subsiste, c’est au législateur qu’il appartiendrait de le combler, mais le modèle économique de l’entreprise repose, comme cela est spécifié dans le « Contrat de service public Etat-EDF », sur des tarifs aux particuliers ne progressant pas plus vite que l’inflation, et les clients savent bien qu’ils ne se verront pas imposer du jour au lendemain le prix du marché. Il est vrai que les tarifs sont supérieurs aux coûts, sans quoi l’entreprise perdrait de l’argent, mais il est vrai aussi qu’elle réinvestit massivement : 17 milliards d’euros en France entre 2007 et 2009.
M. Charles de Courson a demandé si les tarifs administrés seront maintenus lors du renouvellement des contrats.
M. Pierre Gadonneix a répondu qu’EDF applique la loi et que, si elle pouvait les maintenir, elle le ferait. S’agissant de l’hydraulique, le coût marginal d’exploitation est faible ou nul, mais le coût d’entretien et celui des concessions sont variables, ce qui rend délicat le calcul d’un coût moyen. Ce n’est pas la même chose que pour les centrales dont les coûts de production sont liés à celui du combustible. Il faudra néanmoins que la commission ministérielle d’évaluation étudie tous les moyens de production.
Quant à l’accord avec Exeltium, l’appel d’offres a effectivement été lancé sur 30 TWh, et EDF a répondu sur 18 TWh seulement, mais cela n’emporte pas de conséquences dramatiques. Les industriels n’avaient en effet chiffré leurs besoins que de façon approximative, et ils pourront de toutes façons recourir, pour la partie non couverte par l’accord, soit au TARTAM, soit aux concurrents d’EDF qui peuvent proposer des offres très compétitives, notamment grâce à l’hydraulique. Quant à l’effaçabilité, elle est naturellement susceptible de faire partie des offres d’EDF.
L’accord avec Exeltium a été signé après une discussion très longue, très approfondie, mais aussi très constructive, à telle enseigne que l’ensemble des partenaires se rendront la semaine prochaine en délégation commune à Bruxelles pour le défendre et démontrer son euro-compatibilité.
Le problème le plus important, actuellement, est celui du CO2, car les meilleures intentions peuvent être ruinées par une mise en œuvre inappropriée. EDF a un intérêt direct, en Europe, à encourager une production peu émettrice de CO2, c’est-à-dire à afficher un coût élevé pour les émissions de CO2 – mais seulement à terme, sans quoi cela se répercuterait sur les prix de marché de l’électricité dans l’immédiat. C’est pourquoi un système de plafonnement de ces coûts paraît souhaitable. Le marché des droits d’émission est une bonne chose, surtout si on peut échanger ces droits hors d’Europe, c’est-à-dire là où l’on investit le plus massivement dans de nouveaux équipements.
Le projet finlandais d’EPR est surtout préoccupant quant au calendrier, et EDF n’a pas intérêt à ce que celui-ci dérape trop. Le retard est limité à dix-huit mois, et il semble que les travaux seront achevés en même temps que ceux de Flamanville, pour lesquels il y a lieu d’être confiants quant aux délais et aux devis.
M. Henri Emmanuelli a demandé si le coût du MWh, très inférieur dans le projet finlandais à ce qu’il est en France, était appelé à s’en rapprocher du fait de ces retards.
M. Pierre Gadonneix a répondu que la différence est en grande partie imputable au coût du capital et du financement. C’est d’ailleurs pourquoi l’accord avec Exeltium tend à associer directement les industriels au financement : l’effet de levier ainsi obtenu leur sera directement bénéfique. La consommation d’électricité en France, hors variations climatiques et hors Eurodif n’a pas baissé en 2006, mais progressé de 1,3 %– soit moins que le PIB – avec toutefois des inflexions variables selon les secteurs : la chimie, par exemple, qui a connu une conjoncture favorable, a vu sa consommation progresser plus que la moyenne.
Comment faire pour gérer les pointes ? La structure même du parc français, où l’élément nucléaire est prédominant, va dans le sens d’un déséquilibre, puisque sa capacité est forte en base et faible en pointe, tandis que le cas allemand est inverse, si bien que les échanges avec l’Allemagne, dont les centrales thermiques peuvent faire face aux pointes, sont équilibrés. Reste que les achats d’électricité de pointe se font au prix du marché, soit 200 euros le MWh, et c’est pourquoi EDF, pour desserrer la contrainte qui pèse sur ses arbitrages, a décidé d’investir, notamment dans le thermique classique et l’hydraulique.
Si le TARTAM repose sur un mode de calcul relativement complexe, c’est parce qu’une partie des recettes sert à financer le renouvellement du parc. Que se passera-t-il dans deux ans ? Il faudra refaire le point, en tenant compte de l’évolution du marché et de celle de l’outil de production.
S’agissant des éoliennes, EDF a décidé – relativement récemment, il est vrai – qu’elle ne devait être absente d’aucun mode de production, au nom de la sécurité d’approvisionnement. L’éolien est, de toutes les énergies renouvelables, après l’hydraulique, la plus proche de la compétitivité : le rapport n’est que de 1 à 2, au lieu de 1 à 10 pour le photovoltaïque. Mais la France est très en retard sur les pays d’Europe du Nord, où l’éolien représente jusqu’à 10 % de la production d’électricité. Cette source d’énergie a cependant l’inconvénient d’être intermittente, et fortement tributaire de la météorologie, de sorte qu’elle fait parfois défaut au moment où l’on en aurait justement besoin. D’autre part, elle se heurte parfois, pour des raisons esthétiques, à des oppositions locales.
Le Président Pierre Méhaignerie s’est interrogé sur la vogue du photovoltaïque, que devrait handicaper son coût très élevé.
M. Pierre Gadonneix a répondu que l’on peut espérer abaisser notablement les coûts en cause, ce qui n’est pas le cas pour l’éolien. Mais il en va de l’éolien comme de toutes les énergies renouvelables : chacun est d’accord sur le principe, mais lorsqu’on entre dans le concret, on s’aperçoit que les choses ne sont pas si simples. Les sites potentiels de production d’énergie éolienne sont très nombreux, contrairement à l’hydraulique, où presque tous sont exploités – du moins en Europe, car les perspectives sont immenses, en revanche, en Afrique, en Amérique du Sud et en Asie, où EDF est en train de construire, au Laos, le deuxième plus grand barrage du monde. L’acceptation est problématique pour les lignes à haute tension : chacun veut avoir l’air conditionné l’été, mais ne veut voir ni pylône, ni ligne aérienne ! La principale perspective est cependant celle des économies d’énergie. L’objectif de 20 % fixé par Bruxelles n’est pas irréaliste. EDF a ainsi conclu avec un très grand industriel du secteur de l’automobile, qui a préféré cette solution au TARTAM, un « accord de progrès » comportant une dimension « économies d’énergie » importante.
Même si la France doit être présente dans chaque mode de production, fût-ce de manière marginale, notre pays a tout intérêt à ce que le nucléaire redémarre dans le monde, car les perspectives d’exportation de la technologie française, universellement reconnue, seraient alors grandes ; inversement, si la France était seule à pratiquer ce mode de production, les autres pays chercheraient probablement à le taxer, voire à l’interdire.