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 DENQUÊTE ([1]) sur limpact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur lacceptabilité sociale des politiques de transition énergétique,

ET PRÉSENTÉ PAR

M. Julien AUBERT, Président,

 

et

 

Mme Marjolaine MEYNIER-MILLEFERT, Rapporteure,

 

Députés.

 

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TOME III

COMPTES RENDUS DES AUDITIONS

(du 21 mai au 25 juillet 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, viceprésidents ; 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.

 

 


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SOMMAIRE

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Pages

1. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier David, chef du service du climat et de lefficacité énergétique à la direction générale de lénergie et du climat (DGEC), de M. Alexandre Dozières, chef du bureau des économies dénergies et de la chaleur renouvelable et de Mme Nolwenn Briand, responsable du Pôle national des certificats déconomies dénergie (PNCEE) (21 mai 2019)

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

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

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

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

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

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

8. Audition, ouverte à la presse, de M. Etienne Gaudin, directeur développement et mobilités en charge de Wattway, de M. Emmanuel Rollin, directeur juridique de Colas, de M. Serge Kehyayan, directeur du développement public, de Mme Caroline Millan, chargée de mission relations publiques, et de Mme Maeva Malbrancke, juriste à la direction juridique de Colas (6 juin 2019)

9. Audition, ouverte à la presse, de M. Yves Lederer, président du Groupe Coriance, sur la cogénération, accompagné de M. Geoffroy Missy, energy manager (opérateur en énergie) (6 juin 2019)

10. Audition, ouverte à la presse, de M. Ludovic Grangeon, collectif Allier Citoyen, et de M. Jean-Pierre Riou, éditorialiste en matière de questions énergétiques (6 juin 2019)

11. Audition, ouverte à la presse, de M. Jacques Regad, directeur régional adjoint de lenvironnement, de laménagement et du logement (DREAL) de Nouvelle Aquitaine (11 juin 2019)

12. Audition, ouverte à la presse, de M. Hervé Novelli, maire de Richelieu, de M. Jean-Luc Dupont, président de la communauté de communes Chinon, Vienne et Loire et président dEnercentre Val-de-Loire, de Mme Julie Leduc, rédactrice de la demande de moratoire « Collectif pour une transition énergétique profitable à nos territoires », et de M. Frédéric Bouvier, porte-parole du collectif « Agir pour le développement durable et économique : la préservation de nos territoires ruraux ! » (11 juin 2019)

13. Audition, ouverte à la presse, de Mme Michèle Rousseau, présidente-directrice générale du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), de M. Philippe Rocher et de M. Patrick dHugues, sur la géothermie et les métaux et terres rares nécessaires à la transition énergétique (18 juin 2019)

14. Audition, ouverte à la presse, de MM. Jean-François Petit et Sébastien Dubois, directeurs généraux de RES France, et de M. Pascal Craplet, directeur des affaires publiques (18 juin 2019)

15. Audition, ouverte à la presse, de M. Daniel Chateigner, professeur des Universités, et de Mme Liliane Reveillac, membres du Collectif scientifique national méthanisation raisonnée (CSNM), de MM. Freddy Garcia, Sebastien Almagro et Mme Anne Danjou, membres du Collectif national vigilance méthanisation (CNVM) (20 juin 2019)

16. Audition, ouverte à la presse, de MM. Olivier Becquet, Julien Trehorel et Sylvain Gallais, artisans pêcheurs, de M. Philippe Gendreau, entrepreneur en conserverie, et de Maître Morvan Le Berre, avocat (20 juin 2019)

17. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Marie Virely, enseignant chercheur à lENS Cachan, membre de lassociation Morvent en colère, de M. François Falconnet, secrétaire, accompagnés de M. Adrien Normier, pilote de ligne ; de M. Daniel Steinbach, président de Vent de Colère ! Fédération nationale ; de M. Patrice Lucchini, président de lassociation Vent Mauvais ; de MM. Bruno Ladsous et Jacques Biau, membres du co-secrétariat du collectif Toutes Nos Energies – Occitanie Environnement ; et de M. Jean Loup Reverier, membre du bureau de lassociation pour La Défense Des Marais de lEstuaire (DDME) (20 juin 2019)

18. Audition, ouverte à la presse, de M. Pascal Poncet, maire de Saint-Just-en-Chevalet (Loire) (20 juin 2019)

19. Audition, ouverte à la presse, de M. Luc Fontaine, de l’association des Hébergeurs touristiques de l’Indre, de M. Vincent Guichard, du Grand Site de France Bibracte Mont-Beuvray et de Mme Lydiane Estève, chargée de mission du Réseau des Grands Sites de France ; de M. Julien Lacaze, vice-président de l’association Sites & Monuments et de maître Francis Monamy, avocat à la Cour et conseil de l’association pour les dossiers éoliens. (20 juin 2019)

20. Audition, ouverte à la presse, de M. François-Marie Bréon, chercheur au Laboratoire des Sciences du climat et de lenvironnement de lInstitut Pierre-Simon Laplace (2 juillet 2019)

21. Audition, ouverte à la presse, de M. Patrice Geoffron, professeur déconomie à lUniversité Paris-Dauphine (2 juillet 2019)

22. Audition, ouverte à la presse, de M. Benoît Leguet, directeur général de linstitut de léconomie pour le climat (I4CE), de M. Hadrien Hainaut, chef de projet finances, investissement et climat, et de M. Sébastien Postic, chef de projet industrie, énergie et climat (9 juillet 2019)

23. Audition, ouverte à la presse, de M. Yves Marignac, porte-parole de lassociation negaWatt, et de M. Jean-Pierre Pervès, membre de lassociation Sauvons le climat (9 juillet 2019)

24. Audition, ouverte à la presse, des représentants de la Caisse des dépôts et consignations : M. Antoine Troesch, directeur des investissements de la Banque des territoires, M. Emmanuel Legrand, directeur des investissements « transition énergétique et écologique » de la Banque des territoires, et M. Phlippe Blanchot, directeur des relations institutionnelles (11 juillet 2019)

25. Audition, ouverte à la presse de M. Fabien Bouglé, lanceur dalerte, porte-parole du collectif « Touche pas à nos îles » (11 juillet 2019).

26. Audition de M. Albert Allo, directeur-adjoint du service de traitement du renseignement et action contre les circuits financiers clandestins (TRACFIN) (11 juillet 2019)

27. Audition de M. Roy Mahfouz, président fondateur de H2AIR et de Mme Émilie Thérouin, responsable communication (11 juillet 2019)

28. Audition, ouverte à la presse, de M. Julien Chardon, président dIlek (16 juillet 2019)

29. Audition de M. Antoine Chapon, directeur adjoint de lOffice franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) (16 juillet 2019)

30. Audition, ouverte à la presse, de Mme Laurence Raineau, maître de conférences au département de sociologie de lUniversité de Paris 1 Panthéon-Sorbonne, chercheuse au centre détudes des techniques, des connaissances et des pratiques (CETCOPRA), et de Mme Laure Dobigny, docteure en sociologie, collaboratrice de recherche CETCOPRA, Université Paris 1 Panthéon Sorbonne (17 juillet 2019)

31. Audition, ouverte à la presse, de M. Pierre Soler-My, président de Carbonex et de Mme Annette Soler-My, responsable des relations publiques (17 juillet 2019)

32. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Christophe Allo, responsable du département commercial de Sabella (17 juillet 2019)

33. Audition, ouverte à la presse, de M. André Merlin, fondateur et ancien président de Réseau de transport délectricité (RTE), et de M. Henri Granger, ancien directeur de RTE pour la région Rhône-Alpes-Auvergne (17 juillet 2019)

34. Audition, ouverte à la presse, de Mme Aurélie Niaudet, adjointe au chef dunité dévaluation des risques liés aux agents physiques de lAgence Nationale de Sécurité Sanitaire (ANSES), de Mme Sarah Aubertie, chargée des relations institutionnelles, et de M. Didier Potiron et Mme Murielle Potiron, exploitants agricoles (17 juillet 2019)

35. Audition, ouverte à la presse, de Mme Florence Lambert, directrice du CEA/Liten, accompagnée de M. Jean-Pierre Vigouroux, chef du service des affaires publiques au CEA (17 juillet 2019)

36. Audition, ouverte à la presse, de M. Nicolas Wolff, vice-président et directeur général Europe de Boralex, de M. Éric Bonnaffoux, directeur général délégué développement et de M. Lucas Robin-Chevallier, responsable des affaires publiques Europe (23 juillet 2019)

37. Audition, ouverte à la presse, de M. Olivier Godin, vice-président dEnerplan, en charge du solaire thermique, et président de lentreprise Solisart, et de M. David Gréau, responsable du bureau parisien et des relations institutionnelles dEnerplan (24 juillet 2019)

38. Audition, ouverte à la presse, de Mme Anne-Lise Deloron Rocard, directrice-adjointe et de Mme Marie Gracia, chargée de mission de Plan Bâtiment Durable (24 juillet 2019)

39. Audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Jacques Hilmoine, ancien président dEPCI, Mme Chantal Perdrillat-Rémond, conseillère municipale, Mme Stéphanie Daboval, adjointe au maire de Fruges dans le département du Pas-de-Calais, Mme Béatrice Santais, ancienne députée de Savoie, maire de Montmélian, accompagnée de Mme Pascale Troncy, directrice générale des services, et M. Jean-Marie Blondelle, maire de Guyencourt-Saulcourt et premier vice-président de la communauté de communes de la Haute-Somme (24 juillet 2019)

40. Audition, ouverte à la presse, de M. Sébastien Schwenen, professeur assistant au Centre sur les marchés de lénergie de lUniversité de Munich (25 juillet 2019)

41. Audition, ouverte à la presse, de Mme Chloé Le Coq, professeur associé Stockholm School of Economics (25 juillet 2019)

42. Audition, ouverte à la presse, de M. Jorge Vasconcelos, docteur en ingénierie électrique, président de NEWES (New Energy Solutions), membre du conseil dadministration de lAgence de coopération des régulateurs de lénergie (ACER) (25 juillet 2019)

43. Audition, ouverte à la presse, de Mme Carole Mathieu, responsable des Politiques européennes de lénergie et du climat, Centre énergie, à lInstitut français des relations internationales (IFRI) ; et M. Jan Horst Keppler, économiste principal à lAgence pour lénergie nucléaire (AEN) de lOrganisation de coopération et de développement économiques (OCDE) (25 juillet 2019)


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

Laudition débute à dix-sept heures.

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

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

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

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

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

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

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

Nous allons vous écouter pour un exposé liminaire de 15 minutes. Puis les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour, en commençant par notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert. Mais juste avant, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demanderai de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez la main droite et dire « Je le jure ».

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

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

Pour nous, le CEE est particulièrement performant, parce qu’il fixe un objectif de résultat aux vendeurs d’énergie. En l’occurrence, ceux-ci doivent réaliser 1 600 TWh cumac d’économies d’énergie sur une période de 3 ans, répartis entre eux au prorata de l’énergie vendue. Il ne s’agit pas d’un objectif de moyen, mais de résultat. Les économies d’énergie attendues peuvent être réalisées dans l’ensemble des secteurs : bâtiment, transports, industrie, agriculture. Cet objectif n’est pas a priori affecté à tel ou tel secteur.
Pour vous donner un ordre d’idée, 100 TWh représentent l’effacement de la consommation résidentielle d’un million d’habitants pendant quinze ans. En pratique, 70 % de ces économies se font dans le bâtiment résidentiel et se traduisent directement par une baisse de la facture énergétique des ménages. En 2018, par exemple, 400 000 travaux d’isolation ont été réalisés grâce aux CEE, de même que 110 000 changements de chaudière. Par ailleurs, 18 % des économies sont réalisées dans l’industrie. À ce titre, les CEE sont aussi un dispositif de compétitivité économique de notre industrie, puisqu’ils permettent d’effectuer des travaux d’efficacité énergétique. Enfin, 5 % sont réalisés dans le transport, notamment pour développer la mobilité propre. Cette part est encore modeste, mais elle est en augmentation. Le covoiturage a ainsi pu être développé grâce aux CEE. BlaBlaCar, par exemple, a bénéficié d’un programme CEE.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Olivier David. Oui.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Aujourd’hui, 200 fiches sont publiées.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La labellisation prévoit des contrôles extrêmement sévères.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Laudition sachève à dix-huit heures trente-cinq.


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

Laudition débute à dix-huit heures quarante.

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

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

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

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

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

(MM. Dauger et Lemaistre prêtent successivement serment.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Jean Lemaistre. Vous abordez plusieurs points.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Laudition sachève à vingt heures dix.

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

Laudition débute à dix-sept heures vingt.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

-       de bouger technologiquement et de faire autrement leur production électrique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Gilles Vermot Desroches. Oui.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Laudition sachève à dix-huit heures trente.

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

Laudition débute à dix-huit heures trente.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(M. Vincent Balès prête serment.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– première phase en juillet 2011 ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Laudition sachève à dix-neuf heures cinquante.

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

Laudition débute à dix-sept heures dix.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(M. Patrick Corbin prête serment.)

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

(M. Bernard Aulagne prête serment.)

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

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

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

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

– comment nous décarbonons l’économie.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– les externalités liées aux enjeux énergie et déchets ;

– les externalités liées aux enjeux pratiques agricoles ;

– les externalités liées aux enjeux activités économiques.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Il est important dévaluer lensemble des émissions produites tout au long du cycle de vie des voitures particulières et des véhicules utilitaires légers au niveau de lUnion. À cette fin, la Commission devrait, au plus tard en 2023 […].

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

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

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

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

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

M. Patrick Corbin. Oui, absolument.

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

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

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

M. le président Julien Aubert. En stock?

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

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

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

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

M. Bernard Aulagne. 40 %.

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

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

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

M. Bernard Aulagne. Votre adversaire fait 40 %.

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

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

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

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

M. Bernard Aulagne. Oui.

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

M. Bernard Aulagne. Oui.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Bernard Aulagne. Je dirais 10 %.

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

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

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

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

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

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

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

Laudition sachève à dix-huit heures quarante-sept.

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

Laudition débute à dix-huit heures quarante-neuf.

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

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

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

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

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

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

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

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

(M. Jérôme Pécresse prête serment.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Jérôme Pécresse. Oui.

M. le président Julien Aubert. Pas en France ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

M. Jérôme Pécresse. Je vous remercie.

Laudition sachève à vingt heures.

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

Laudition débute à neuf heures cinq.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’hydrogène aujourd’hui existe et est utilisé sans attendre l’acte II mais dès l’acte I. Quelque 70 millions de tonnes d’hydrogène sont produites et consommées chaque année. Il est aujourd’hui produit à 4 % par électrolyse de l’eau et à 96 % à partir d’énergies fossiles, principalement par la conversion du gaz naturel.

Parmi les grands secteurs industriels consommateurs d’hydrogène figure notamment le raffinage, pour la production d’ammoniaque utilisé pour les engrais et le méthanol. L’hydrogène est donc utilisé, bien connu. Le marché devrait être croissant dans ses usages actuels et passer de 70 millions de tonnes aujourd’hui à près de 80 millions de tonnes d’ici à 2022.

Afin de développer les nouveaux besoins et les nouveaux services qui apparaissent avec les objectifs de décarbonation et de services apportés au réseau électrique, l’hydrogène doit être non carboné, car on n’aurait aucun gain à l’utilisation d’un hydrogène carboné. La conversion du gaz naturel, aujourd’hui majoritairement utilisé pour produire de l’hydrogène, émet 10 tonnes de CO2 par tonne d’hydrogène produite. En maintenant ce mode de production, on ne réduirait donc pas les émissions de CO2 par l’utilisation d’hydrogène. L’hydrogène décarboné peut être produit soit en captant le CO2 lors de la conversion du gaz naturel, ce qui est tout à fait envisageable et peu onéreux, soit par électrolyse de l’eau, pour autant que l’électricité apportée soit non carbonée. Or en France, notre électricité figure déjà parmi les moins carbonées au monde. Dans d’autre pays, cette électricité serait principalement fournie par des énergies renouvelables.

Pour envisager le développement de l’hydrogène non carboné dans notre mix énergétique, il faut remplir certaines conditions, en termes de coûts de production, de coûts de fonctionnement des électrolyseurs, d’augmentation de leur rendement et de leur montée en puissance.

Pour réduire les coûts de production d’hydrogène non carboné par électrolyse, il y a aussi une problématique de coût d’accès à l’électricité. Pour remplacer l’énergie apportée par les énergies fossiles par de l’électricité, il faut prévoir des électrolyseurs de plusieurs centaines de mégawatts. Il faut donc penser gigawatts. Il y a une problématique d’augmentation de puissance des électrolyseurs.

En outre, le coût de production de l’hydrogène par électrolyse de l’eau fait appel à des technologies variées dont les rendements sont au maximum de l’ordre de 60 à 70 %. Il faut accroître ces rendements. De nouvelles technologies, utilisant notamment des électrolytes solides peuvent émerger. Elles sont à l’échelle du kilowatt et je rappelle qu’il faut passer à l’échelle du gigawatt.

La durée de vie des électrolyseurs est actuellement d’une quinzaine d’années. Pour un électrolyseur d’un gigawatt, il faut concevoir une rentabilité à un horizon de temps acceptable pour l’industrie, c’est-à-dire augmenter sa durée de vie au-delà de quinze ans. Il faut donc travailler sur la fiabilité, la durée de vie, le rendement et l’augmentation de puissance des électrolyseurs.

Plus de la moitié du coût de l’hydrogène produit par électrolyse provient du coût de l’électricité. Si on concevait l’alimentation d’un électrolyseur de façon standard, le coût serait supérieur à 50 euros le mégawattheure. Pour abaisser considérablement le coût de production d’hydrogène électrolytique, il faut prévoir un traitement du coût de l’électricité équivalent à ce qu’on envisage pour les industries électro-intensives, c’est-à-dire un accès à l’électricité non taxé.

Il y a donc un ensemble de conditions à remplir, puisque le coût de production d’hydrogène électrolytique est de 4 à 6 euros le kilo, quand la production d’hydrogène par reformage de gaz naturel est d’environ 1,50 euro le kilo.

M. le président Julien Aubert. Et par captage ?

M. François Kalaydjian. En captant du CO2 sur un reformeur de gaz naturel, si on valorise le CO2 à 50 euros la tonne – il est aujourd’hui sur le marché à 25 euros la tonne –, on augmente le coût d’un demi-euro par kilo d’hydrogène, soit 2,50 euros le kilo. La cible de réduction du coût de l’hydrogène électrolytique avoisine donc 2 euros le kilo, soit une division par deux du coût actuel de production d’hydrogène électrolytique. Cela peut difficilement s’envisager par une simple amélioration des performances des électrolyseurs, malgré une économie d’échelle en passant à de grandes puissances des électrolyseurs.

Il peut être intéressant d’introduire l’hydrogène électrolytique dans l’activité de raffinage afin de contribuer à décarboner cette industrie. L’hydrogène est utilisé depuis des décennies par certaines raffineries pour purifier les produits. L’apport d’hydrogène permet de désoufrer les produits pétroliers afin de se conformer aux normes en vigueur. La production actuelle d’hydrogène utilisé comme produit de purification des produits pétroliers peut engendrer le tiers des émissions de CO2 émises par une raffinerie.

Introduire de l’hydrogène électrolytique est un bon moyen de décarboner une raffinerie. Mais pour fonctionner, une raffinerie doit dégager des marges. La marge minimum est de l’ordre de 2,20 dollars par baril produit. En partant d’une marge de 4 dollars par baril, conserver une telle marge conduit à envisager un coût de production d’hydrogène électrolytique d’environ 2 euros le kilo.

On a beaucoup parlé de flexibilité du réseau. Elle sera fortement demandée lorsque la part variable des énergies renouvelable deviendra importante, mais pas dans l’immédiat, puisqu’en 2035, 50 % de notre électricité seront encore nucléaires, donc pilotables. Les problématiques de flexibilité du réseau se poseront au-delà de cette date.

L’hydrogène électrolytique peut décarboner le transport, qui représente aujourd’hui 30 % des émissions de CO2, notamment le transport lourd, lequel, par l’énergie qu’il demande, n’est pas facilement accessible aux batteries. Tout segment du transport lourd, notamment le fret routier et le ferroviaire, nécessitant des énergies considérables que ne peuvent pas fournir des batteries est accessible à l’utilisation de l’hydrogène à partir d’une production d’électricité par alimentation de piles à combustible.

Pour l’électrification du transport, il faut concevoir le rendement de l’électrolyse et le rendement d’une pile à combustible, soit moins de 50 % de rendement global, alors que l’utilisation directe de l’électricité dans une batterie offre un rendement de 90 %.

Si l’hydrogène électrolytique semble un vecteur intéressant pour le transport lourd, pour le transport léger, notamment les véhicules, il faut examiner la compétitivité de la filière hydrogène par rapport aux filières batteries qui se développent. Les voitures à hydrogène devront atteindre des niveaux de performance technico-économiques intéressants en comparaison des véhicules à batteries.

Si l’on reprend l’exercice de scénarisation d’électrification du parc automobile français à l’horizon 2040, pour se conformer à l’interdiction de la vente des véhicules thermiques à émissions de gaz à effet de serre à horizon 2040, que nous avons fait en début d’année pour l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), il apparaît que la pénétration sur le marché des voitures à hydrogène nécessite un certain nombre de facteurs. Je pense notamment à la réduction du prix des véhicules à hydrogène, qui dépasse aujourd’hui 60 000 euros, à une aide à l’achat et un coût de distribution de l’hydrogène à 3 euros le kilo. Cela nous ramène, tant pour la question du raffinage que pour la question du transport à une réduction significative du coût de production de l’hydrogène.

En conclusion, le développement des usages de l’hydrogène est lié à des enjeux de coûts, de puissance disponible des électrolyseurs et à un horizon de temps au-delà de 2030-2035. Pour améliorer les performances des électrolyseurs, il convient de soutenir publiquement la recherche technologique. En outre, le coût d’accès à l’électricité devrait faire l’objet d’une réglementation. Je n’ai pas évoqué les questions de sécurité. Il n’existe pas de réglementation explicite sur l’autorisation de stationner des voitures à hydrogène dans les parkings souterrains.

M. le président Julien Aubert. Vous avez commencé par dire que l’atteinte de l’objectif de neutralité carbone nécessite la mise en place en place d’une multiplicité de solutions. Pourquoi ne pas retenir la solution la plus efficace, c’est-à-dire la moins chère et celle produisant le moindre impact CO2 ? Est-ce parce qu’un seul axe de politique ne suffirait ou bien voulez-vous parler d’une solution multi-technologique ?

M. François Kalaydjian. Il y a un ensemble de problématiques très différentes. La flexibilité du réseau ne peut être obtenue avec les biocarburants. En revanche, le transport peut faire appel aux biocarburants dans une phase de transition, en bénéficiant des infrastructures existantes. De plus, la trajectoire de transition énergétique ne cible pas immédiatement la technologie qui pourrait être développée dans les années 2040-2050, mais vise à optimiser un chemin à partir de solutions technologiques existantes, voire en adjacence, afin de minimiser les coûts. D’où la multiplicité de solutions envisagées pour des raisons d’usage et de temporalité.

M. Jean-Christophe Viguié, responsable des programmes au centre de résultats « Procédés » de lIFPEN. Je ne peux que confirmer ce qui vient d’être dit. L’objectif extrêmement ambitieux de décarboner notre environnement ne peut être atteint que par différentes solutions techniques. Comme dans un problème mathématique, il s’agit d’une optimisation multicritère. L’hydrogène peut être une option, l’électricité peut être une option, les biocarburants, dont nous n’avons pas parlé, sont déjà une réalité pour décarboner le transport. Les biocarburants avancés dont nous avons développé des technologies, qui seront disponibles dès que des investissements industriels auront été réalisés, sont également une excellente solution. C’est par la combinaison de toutes ces options que la France pourra atteindre ses objectifs.

M. le président Julien Aubert. Vous dites qu’il faut de l’électricité décarbonée pour faire de l’hydrogène décarboné. Si mon objectif est la décarbonation, pourquoi ne ferais-je pas de l’électricité décarbonée pour la mettre dans des véhicules électriques décarbonés ? Pourquoi s’embarrasser à construire de grands électrolyseurs avec des problèmes de rendement, à quoi s’ajoute le coût de la voiture qu’il faudra subventionner et le problème de la distribution avec une infrastructure hydrogène qui concurrencera une infrastructure électrique ? Il y a dans cette maison des apôtres du véhicule tout électrique. Pourquoi investir dans l’hydrogène ?

M. François Kalaydjian. J’ai un peu abordé le sujet. Le transport, ce n’est pas que la voiture. Ce sont aussi les camions, le fret routier, le ferroviaire, l’aérien, qui est une très bonne cible pour les biocarburants, et le maritime. Il faut voir le transport dans son intégralité.

M. le président Julien Aubert. Restons sur l’hydrogène !

M. François Kalaydjian. Précisément ! J’ai dit, peut-être un peu rapidement, que tout le transport lourd, par camion et ferroviaire – nous savons que la moitié des lignes ferroviaires ne sont pas électrifiées –, réclame beaucoup d’énergie, et la solution batterie n’est pas appropriée. Sur certains segments du transport, l’hydrogène n’est pas seulement en concurrence avec les batteries. Dans le transport maritime, compte tenu des nouvelles normes de l’organisation maritime internationale (IMO), il peut l’être aussi avec le gaz naturel liquéfié (GNL). Pour le fret routier, la compétitivité de l’hydrogène ne sera pas mesurée au regard de la batterie, mais de biocarburants ou de bio-GNV. On ne peut pas toujours mettre face à face la batterie et l’hydrogène, il y a d’autres paramètres à prendre en compte.

M. le président Julien Aubert. Quand vous évoquez la modification de la réglementation du stationnement souterrain, vous ne pensez pas aux poids lourds ou aux trains. Vous avez parlé du problème du coût : 60 000 euros par voiture. On est bien dans le domaine du véhicule particulier.

Sans préférence technologique, j’entends bien ce que vous dites sur le fret, mais pourquoi aborder la solution du véhicule particulier ? Pensez-vous que, même pour le véhicule particulier, il serait intéressant de développer une offre hydrogène, sachant qu’il faut trouver un constructeur automobile qui veuille bien le faire et que le maillage des points de ravitaillement doit être différent pour les lignes régulières de poids lourds et pour le véhicule individuel qui, par définition, peut emprunter une multitude d’itinéraires ?

M. François Kalaydjian. Pour les véhicules automobiles purement à batterie se pose aujourd’hui la question de la capacité et de la durée de vie de la batterie quand elle est soumise à des recharges rapides. La solution hydrogène est favorable à l’usage du véhicule particulier sur de longues distances. D’ailleurs, des véhicules à hydrogène existent déjà. C’est pourquoi nous avons, pour l’OPECST, envisagé trois scénarios : un scénario reposant sur les technologies d’aujourd’hui ; un scénario plutôt favorable aux batteries en anticipant une amélioration de leurs performances et un scénario prenant en compte l’arrivée de voitures à hydrogène dans le parc automobile d’ici 2040. J’ai rappelé les conditions de succès pour les véhicules à hydrogène. Si elles peuvent être remplies, il y a une place pour la voiture hydrogène dans le parc, au même titre que les voitures diesel et les voitures essence aujourd’hui.

M. le président Julien Aubert. À cette différence près que le diesel et l’essence sont fournis par les mêmes pompes, alors que vous parlez d’infrastructures différentes.

Vous introduisez un point intéressant, car il y a un sujet sur les infrastructures. Comme vous le suggérez, ne vaut-il mieux pas équiper en hydrogène les véhicules particuliers, qui auraient une plus grande autonomie et besoin d’un maillage moins fin que les véhicules électriques, peut-être moins cher à produire et moins coûteux en carburant, mais qui doivent être régulièrement rechargés et qui rencontrent un problème d’épuisement de la batterie ? Mais doter d’hydrogène 10 millions de véhicules français et les subventionner à 50 %, c’est-à-dire 30 000 euros par véhicule, coûterait 30 milliards d’euros, ce qui représente une politique très ambitieuse. Avez-vous fait un calcul économique ? Nous avons le même problème avec la production des énergies. Les gens nous donnent le chiffre qui les intéresse. Ils disent que l’électricité sort à tel prix, mais l’intéressant, ce sont les coûts cachés. Il faudrait dire : si on fait du tout électrique, voilà le prix pour permettre aux gens d’avoir un véhicule, voilà le prix du recyclage des batteries ou de l’approvisionnement en terres rares, voilà le prix d’installation de suffisamment de points de charge. Certains disent que dans cinq ans, on aura la batterie pour ce faire. Que se passe-t-il si on fait la même chose en hydrogène, sachant qu’il faut moins de points de ravitaillement ? Ou bien, choisissons de pousser les énergies là où elles ont le meilleur avantage comparatif et destinons le véhicule électrique à la voiture particulière et l’hydrogène pour tous les transports lourds, le fret routier et ferroviaire. On ferait alors un choix, avec le risque, comme disait un chanteur célèbre, de mourir pour des idées en s’étant trompé d’idées.

M. François Kalaydjian. Effectivement, il y a des enjeux de décisions politiques. Vous parlez de coûts cachés, il faudrait parler aussi de bénéfices cachés, c’est-à-dire les coûts d’importation des énergies fossiles et du pétrole, qui doivent aussi être pris en compte. Les niveaux de dépenses et de bénéfices sont élevés. Si on cumule d’ici 2040, comme nous le montrons dans le rapport de l’OPECST, ce sont des centaines de milliards d’euros en termes de déploiement des infrastructures, avec les points de recharge, les stations hydrogènes.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez de plusieurs centaines de milliards d’euros. Pourriez-vous citer quelques chiffres précis ?

M. François Kalaydjian. Cela figure dans le rapport de l’OPECST paru en début d’année. Des chiffres de cette nature prennent en compte les points de recharge, avec le nombre de véhicules par point de recharge pour la partie électrique, mais aussi des stations hydrogène dont le coût unitaire est de 1 à 2 millions d’euros, avec un maillage analogue à celui des stations-service essence, diesel et biocarburants.

M. le président Julien Aubert. Vous avez parlé de l’hydrogène dans les raffineries. Or les raffineries servent à fabriquer du carburant. Si demain on décide de réduire à la portion congrue le diesel et l’essence, devra-t-on les fermer, ou bien en aura-t-on encore besoin pour une autre utilisation ? Développer une filière hydrogène pour des raffineries qui ont peut-être vocation à disparaître a-t-il un sens ?

M. François Kalaydjian. Nous en aurons encore besoin pendant quelques années. La pénétration de notre parc automobile par les véhicules électriques s’opère mais elle est encore modeste. L’hydrogène est utilisé dans les raffineries aujourd’hui et il peut être utilisé dans les bioraffineries, demain.

M. Jean-Christophe Viguié. Les raffineries servent à faire des carburants. Je rappelle qu’une énorme part du gazole moteur produite par les raffineries n’est pas destinée aux véhicules légers mais au transport lourd. Les raffineries servent aussi à fabriquer des produits chimiques. De nombreux sites intègrent raffinage et pétrochimie. Même s’il n’y avait plus de besoin de carburants, les produits chimiques resteraient nécessaires à la vie de tous les jours.

M. le président Julien Aubert. Si, demain, il n’y avait plus de véhicules thermiques, quel potentiel cela représenterait-il ?

M. Jean-Christophe Viguié. Tous les sites de raffinage en France ne sont pas couplés à de la pétrochimie. Par ailleurs, on peut produire des biocarburants de première génération et on pourra produire demain des biocarburants avancés à partir de déchets de bois et de paille, et l’on peut améliorer le rendement de ces procédés en injectant de l’hydrogène non fossile. Cela peut aussi être intéressant.

M. le président Julien Aubert. Il y a cinq ou six ans, j’avais fait un rapport dans lequel l’hydrogène était mentionné comme balbutiant et moins prometteur puis, en tant que conseiller régional de Provence-Alpes-Côte-d’Azur, j’ai rencontré des acteurs de l’hydrogène faisant état d’une réelle attirance pour cette énergie. Comment expliquer qu’on s’y intéresse aujourd’hui davantage qu’il y a dix ans ?

Vous dites qu’il faut de l’électricité décarbonée. Or nous n’en avons pas seulement depuis qu’il existe des éoliennes et des panneaux photovoltaïques, mais depuis quarante ans. La lutte contre les gaz à effet de serre n’a pas commencé non plus il y a cinq ans. Le retour de la réflexion sur l’hydrogène ne résulte-t-il pas du développement des énergies renouvelables (EnR) ? Ayant de l’électricité produite de manière intermittente, dont ne sait pas toujours quoi faire, on développerait une industrie qui se positionnerait de manière opportune, en utilisant cette électricité décarbonée pour fabriquer un modèle permettant à des acteurs du mauvais côté de la transition énergétique d’exister au plan de la décarbonation, tout en tenant un raisonnement industriel intéressant.

Effectivement, on décarbonerait par l’hydrogène avec le désavantage du coût. Des auditions nous ont montré que l’électricité décarbonée est tout de même subventionnée à grands coups de dizaines de milliards d’euros. Certains disent alors qu’ils en auraient besoin pour produire mais qu’il faudrait leur enlever les taxes – deuxième perte de revenus – et qu’ils devraient réaliser des investissements pour éviter la déperdition de rendement. Après quoi, il faudrait subventionner la voiture, sans oublier le problème de la distribution. À la fin, je crains que la facture cumulée par étapes, chacun ayant pris sa part de la chaîne, n’atteigne les 50 euros par gramme de CO2. Peut-il sera-t-il possible de financer les premiers kilos, mais vous n’atteindrez jamais votre objectif final, parce que, après avoir dépassé comme en Allemagne les 1 000 milliards d’euros d’aide, on arrêtera la machine en disant que c’est impossible.

Avez-vous des arguments à faire valoir afin de battre en brèche ou de confirmer cette analyse un peu vigoureuse ?

M. François Kalaydjian. Pourquoi, depuis cinq ans, l’hydrogène suscite-t-il autant d’intérêt et d’articles dans la presse et dans les journaux scientifiques ? Décréter un nouvel objectif comme la neutralité carbone, bien plus ambitieux que l’objectif du facteur 4 initialement défini, conduit à reconsidérer tous les objectifs de décarbonation des secteurs industriel, des transports. S’y ajoute l’objectif européen de développement des énergies renouvelables. Dans cette trajectoire, le développement des renouvelables et la décarbonation sont indispensables pour atteindre la neutralité carbone, parce que le stock naturel de CO2 sera limité à 70 millions de tonnes, voire à 100 millions de tonnes, dans le meilleur des cas, à l’horizon 2050. Autrement dit, tout le reste doit être drastiquement réduit et il y a urgence à décarboner l’ensemble du mix énergétique. D’où la recherche de solutions complémentaires et l’intérêt présenté par l’hydrogène, qui intéresse la question du réseau d’électricité, pour des secteurs industriels et pour le transport. La versatilité de l’utilisation de l’hydrogène rend possible des synergies d’utilisation d’infrastructures capable de dégager des économies pour le déploiement de l’hydrogène dans les différents usages.

Je crois avoir indiqué clairement les conditions à réunir pour rendre l’utilisation de l’hydrogène compétitive dans ces différents secteurs. La question de l’électricité est centrale. Il est difficile d’envisager de n’alimenter les électrolyseurs que par des énergies renouvelables variables dans les moments de surproduction, trop rares dans l’année. Avec des électrolyseurs d’une capacité de production de l’ordre du gigawatt dont le coût de fabrication est de 1 000 à 2 000 euros le kilowatt, les unités de production doivent être d’environ un milliard d’euros. On ne peut faire fonctionner une unité de production du milliard d’euros une part infime de l’année. Pour être rentabilisé, un investissement de cet ordre doit fonctionner au long de l’année plus de 5 000 à 6 000 heures par an, soit 50 % à 60 % du temps. Ces 50 % à 60 % du temps ne peuvent être alimentés uniquement dans les périodes de surcapacité des énergies renouvelables variables de notre mix énergétique d’aujourd’hui. Si, dans des décennies, la production d’électricité provient d’énergies renouvelables variables, ce sera différent, mais nous n’en sommes n’en est pas là. À l’horizon 2035, nous sommes encore sur 50 % de production nucléaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je lisais récemment dans un article que la Chine abandonnait les véhicules électriques, considérant qu’ils ne représentaient qu’une part de la transition énergétique, pour mettre plein cap sur l’investissement dans l’hydrogène. Alors que 90 % de la recherche scientifique est réalisée en France, que l’on y pense et en parle beaucoup, pourquoi la mise en œuvre est-elle si difficile ? Vous avez évoqué le cadre nécessaire au fonctionnement, mais quels sont les freins ? Le président se demandait si le retour de l’hydrogène ne résultait pas du développement des EnR. Je me demande si ce n’est pas à cause du nucléaire. Notre socle d’énergie peu chère et notre attachement historique à cette énergie fiable qui nous a rendu service pendant longtemps ne freinent-ils pas le développement de cette filière ?

M. François Kalaydjian. Concernant la Chine, j’ignore à quel article vous faites référence. La moitié du parc mondial de 5 millions de véhicules électriques a été produite en Chine. Certes, le gouvernement chinois a modifié sa politique de soutien à l’achat des véhicules à batterie, considérant que certains véhicules devenus rentables ne nécessitaient plus un soutien massif, mais je n’ai pas connaissance de l’abandon de la production de véhicules à batterie en Chine.

L’hydrogène ne rencontre pas nécessairement des freins. Comme pour tout grand système d’infrastructures industrielles nécessitant une amélioration des technologies pour atteindre la rentabilité, il faut du temps. Cela ne se décrète pas. Le développement d’électrolyseurs de grande capacité, d’infrastructures de transport, de capacités de production et de réseaux de distribution, la réduction des coûts qui ne nécessiterait pas 30 000 euros d’aide à l’achat d’un véhicule de 70 000 euros, tout cela prend du temps sans qu’il s’agisse de freins à proprement parler.

Je ne crois pas que le nucléaire soit un frein à la production d’hydrogène électrolytique. Il peut même être un moteur. Une centrale nucléaire fonctionne en base et la production d’électricité nucléaire est non carbonée. Tout électrolyseur étant alimenté par une électricité très majoritairement d’origine nucléaire, donc non carbonée, l’hydrogène doit plutôt être conçu comme un élément positif de transition. Il faut ensuite considérer l’évolution du mix d’électricité dans le temps, avec la croissance de la part des énergies renouvelables non pilotables, mais c’est une autre affaire. L’enjeu est d’avoir un hydrogène non carboné. Si on fait de l’électrolyse de l’eau par de l’électricité nucléaire, on obtient un hydrogène non carboné.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Loin de moi l’idée que le nucléaire ne reste pas un socle intéressant pour la France. Mais dans la mesure où nous pouvons faire confiance à cette énergie qui nous a servis, l’urgence de développer autre chose est peut-être moindre.

Vous avez dit que le sujet sécurité n’avait pas vraiment été pris en compte. Pourriez-vous préciser votre pensée sur ce point ? Enfin, il ne vous a pas échappé que le transport aérien fait aujourd’hui débat. Comment voyez-vous la transition énergétique dans ce secteur ?

M. François Kalaydjian. L’aérien est un segment du transport fortement émetteur de CO2 qui connaît aujourd’hui des réglementations spécifiques en matière d’utilisation des carburants. L’enjeu de la décarbonation du secteur aérien fera également appel à plusieurs solutions. On peut imaginer que tous les auxiliaires de puissance d’un avion soient électrifiés via des systèmes de batterie. Pour le transport proprement dit, la décarbonation interviendra par la décarbonation du carburant lui-même, c’est-à-dire par l’introduction de biocarburants. Tout cela fait l’objet de discussions actives au niveau international sur les réglementations en vigueur, dans lesquelles la direction générale de l’aviation civile (DGAC) est très impliquée. La décarbonation du secteur aérien passera principalement par la décarbonation du carburant par l’introduction de biokérosènes. À ce sujet, l’IFP Énergies nouvelles propose des technologies adaptées à la production de biocarburants dédiés à l’aviation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. À quelle échéance ?

M. François Kalaydjian. C’est une question de déploiement de la production, mais les technologies sont aujourd’hui disponibles.

Quant à la sécurité, elle est bien maîtrisée par les réservoirs à 700 bars utilisés pour les voitures à hydrogène. Reste à prévoir des systèmes de détection de fuites, notamment dans des lieux confinés comme les parkings souterrains. Pour concevoir un déploiement de l’option hydrogène pour des véhicules particuliers, il faut traiter cette problématique et réglementer l’accès aux parkings souterrains.

M. le président Julien Aubert. Pour la massification de l’hydrogène dans les transports et le développement de méga générateurs, est-il plus intelligent de prévoir un plan de développement de l’électricité intermittente ou de faire du nucléaire historique ? J’ai compris qu’il faut une électricité en base et que, compte tenu des volumes d’énergie nécessaires et du facteur de charge durant 50 à 60 % du temps, l’éolien terrestre et le photovoltaïque sont implicitement exclus, à moins de les massifier énormément pour en avoir toujours, en espérant que le foisonnement tienne. Quelle serait l’électricité décarbonée nécessaire à l’introduction de l’hydrogène dans les transports ?

M. François Kalaydjian. Je n’entrerai pas dans la discussion sur la part de nucléaire à prévoir dans la production d’électricité. Comme vous le dites, il faut une électricité non carbonée. Imaginons le déploiement massif de l’hydrogène dans notre production énergétique. Elle se traduirait par une demande pour les secteurs industriels. Imaginons de futures unités de sidérurgie fonctionnant à l’hydrogène. Nous aurions sans doute à résoudre quelques problèmes de matériaux, mais c’est envisageable. Nous aurions des demandes de raffinage, des demandes de production d’ammoniaque, des demandes de transport, autant de demandes à des temporalités différentes, certaines saisonnières, d’autres quotidiennes. Avec une électricité provenant uniquement d’énergies renouvelables variables, il y aurait aussi des demandes liées à la météorologie, donc des demandes à des temporalités et à des volumétries très variées. Face à cela, il y aurait une production, donc un marché à équilibrer, donc un besoin de stockage par redéploiement, comme il y a aujourd’hui du stockage de gaz naturel qui est beaucoup plus simple à gérer. De nouveaux besoins apparaîtraient par la nécessité d’équilibrer les marchés. Il y aurait un marché de l’hydrogène et une bourse de l’hydrogène. Dans cette configuration, il y aurait des capacités de stockage, donc des possibilités de lissage des intermittences des énergies renouvelables. Je mets de côté la problématique de la pondération entre nucléaire et énergies renouvelables, qui n’est pas mon sujet.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez bien du stockage électrique et non du stockage via l’hydrogène ?

M. François Kalaydjian. Par l’hydrogène aussi. Le stockage de l’électricité se fait par l’hydrogène.

M. le président Julien Aubert. Mais si est en capacité de stocker massivement de l’électricité…

M. François Kalaydjian. Sous quelle forme ?

M. le président Julien Aubert. Si on a trouvé la manière de stocker l’énergie intermittente sans passer par l’hydrogène, on n’aura plus besoin de l’hydrogène.

M. François Kalaydjian. Votre assertion est logique mais encore faut-il avoir cette autre solution. Il existe aujourd’hui des possibilités de stockage par des unités massives de batterie, comme l’a développé Tesla en Australie. L’hydrogène est également une solution de stockage d’électricité intéressante. Des stockages de plus de 300 mégawatts de batteries engendrent d’autres problématiques.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup pour votre participation.

Laudition sachève à dix heures cinq.

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8.   Audition, ouverte à la presse, de M. Etienne Gaudin, directeur développement et mobilités en charge de Wattway, de M. Emmanuel Rollin, directeur juridique de Colas, de M. Serge Kehyayan, directeur du développement public, de Mme Caroline Millan, chargée de mission relations publiques, et de Mme Maeva Malbrancke, juriste à la direction juridique de Colas (6 juin 2019)

Laudition débute à dix heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons les représentants du groupe Colas : M. Étienne Gaudin, directeur développement et mobilités en charge de Wattway ; M. Emmanuel Rollin, directeur juridique de Colas ; M. Serge Kehyayan, directeur du développement public ; Mme Caroline Millan, chargée de missions relations publiques, et Mme Maeva Malbrancke, juriste à la direction juridique de Colas.

La chaussée Wattway est un revêtement routier photovoltaïque, issue de recherches menées par Colas et l’Institut national de l’énergie solaire. La chaussée fournit de l’électricité tout en permettant la circulation de tout type de véhicule.

Une expérimentation très médiatisée par Mme Ségolène Royal, alors ministre en charge de l’environnement, et pour laquelle la presse a fait état d’un subventionnement public de 5 millions d’euros pour l’essai de Tourouvre, en Normandie, a pu masquer d’autres formes d’essais en France métropolitaine et dans les DOM.

Quels sont les enseignements de ces expérimentations et pour quels types d’usage ?

Quels sont les coûts de production – coûts complets, coûts cachés, bénéfices cachés – du kilowattheure ? Comment se comparent-ils à dautres solutions dénergie solaire ?

Qu’en est-il de l’intermittence et des solutions pour la corriger ?

Nous allons vous écouter pour un premier exposé liminaire de quinze minutes. Ensuite, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour avec, d’abord, les questions de notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert.

S’agissant d’une commission d’enquête, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Étienne Gaudin et M. Emmanuel Rollin prêtent successivement serment.)

M. Étienne Gaudin, directeur développement et mobilités en charge de Wattway. Monsieur le président, Madame la rapporteure, Mesdames et Messieurs les députés, le revêtement photovoltaïque Wattway, qui fait l’objet de cette audition, s’inscrit à la fois dans la tradition et la stratégie d’innovation de Colas et dans son ambition de leader mondial d’imaginer, de concevoir et de proposer des solutions d’infrastructures responsables, qui répondent aux enjeux environnementaux et sociétaux du monde contemporain.

Avant d’exposer en détail les fondements de cette innovation de rupture et les différentes étapes qui jalonnent son développement, permettez-moi de revenir quelques instants sur Colas, puisque celle-ci est portée par cette société.

Colas est présent dans plus de cinquante pays sur les cinq continents. L’international représente plus de la moitié de son chiffre d’affaires de 13,2 milliards d’euros en 2018, avec 58 000 collaborateurs qui réalisent environ 85 000 chantiers par an, pour la plupart de taille modeste. Ce sont, pour plus de 90 %, des travaux d’entretien ou d’aménagement de surfaces déjà artificialisées concernant des routes, des voies urbaines, des voies à haut niveau de service, des pistes cyclables, mais aussi des plateformes aéroportuaires, des infrastructures ferroviaires – trains, lignes à grande vitesse, tramway, métro.

Sur chacun de ces projets, lorsque cela est possible, nous nous efforçons de promouvoir, auprès de nos clients publics et privés, des techniques innovantes, contribuant à une mobilité responsable.

L’innovation, qui est le cœur du sujet Wattway pour nous, réside aussi au cœur des activités et du développement de Colas depuis sa création. Colas est née en 1929 – nous fêtons les 90 ans cette année – pour exploiter un brevet d’émulsion de bitume, Cold Asphalt, le nom de Colas venant de la contraction de ces deux mots.

Depuis, Colas est à l’origine de nombreux brevets, une dizaine par an, ce qui est unique parmi les entreprises routières et prouve bien que l’innovation fait partie de notre ADN.

La force d’innovation de Colas se trouve dans notre campus scientifique et technique installé sur le plateau de Saclay. C’est le premier central mondial privé de recherche sur les techniques routières.

Agir en faveur de la mobilité responsable, car Wattway s’inscrit dans cette logique, signifie pour Colas, d’une part, limiter l’impact et les nuisances liées à notre activité, c’est-à-dire réduire notre empreinte carbone, et, d’autre part, concevoir et réaliser des solutions d’infrastructures sûres, durables, connectées, partagées et innovantes.

Je concentrerai mon propos sur la partie énergie et transition énergétique, thème de votre commission d’enquête. Colas s’attache à réduire ses propres consommations, par exemple, en privilégiant les circuits courts, le transport de matériaux par rail ou par voie fluviale et en proposant, lorsque cela est possible, des techniques de recyclage de chaussées en place. À cet égard, vous ne savez peut-être pas que Colas figure parmi les cinq plus grands recycleurs mondiaux de matériaux, tous secteurs confondus.

Concernant l’innovation, un des axes majeurs que nous avons portés pendant de nombreuses années est la chimie verte. L’objectif est de remplacer des composants pétroliers par certains produits issus de matières végétales. C’est le cas de notre liant Végécol, qui a été breveté en 2004, ou encore de la peinture routière Végémark.

Enfin, les équipes du campus scientifique et technique de Colas ont imaginé l’innovation majeure que vous avez présentée, qui lie, pour la première fois, énergie et route. Wattway est le premier revêtement routier photovoltaïque au monde, circulable en sécurité par tous les véhicules, y compris les poids lourds.

Wattway s’inscrit dans le cadre plus global de la réflexion des acteurs publics et privés sur ce que l’on a appelé la route de cinquième génération. La première génération, c’est le chemin. La deuxième, c’est la voie romaine, avec le pavé. La troisième, c’est la route revêtue, celle de Colas en 1929. La quatrième, c’est l’autoroute. Sur cette route de cinquième génération, Colas a structuré sa réflexion en vue d’élargir le plus possible les usages de la route. Nous avons lancé en 2011 un projet de recherche et développement pour la conception et la mise au point d’un revêtement routier photovoltaïque qui produirait de l’énergie propre et renouvelable à partir de la chaussée. Ce revêtement présenterait en particulier l’avantage d’utiliser des surfaces déjà artificialisées, les routes, donc de ne pas empiéter sur l’usage naturel, paysager et agricole des sols.

Après cinq années de R & D, Colas annonce, en octobre 2015, la mise au point en laboratoire de Wattway et, en décembre 2015, à l’occasion de la Cop 21, réunie à Paris, Wattway est récompensé par un trophée « Solution Climat ». S’ensuivront trois années d’expérimentation, toujours en cours.

À ce stade de l’exposé, je me permets d’appeler votre attention sur le fait que le développement de Wattway, technologie de rupture, est strictement calqué sur le déroulé classique de tout développement technologique, à savoir : d’abord, une phase initiale de recherche et développement pour trouver des solutions techniques aux défis lancés par l’idée étudiée ; ensuite, une phase d’expérimentation, dans laquelle nous nous trouvons encore, pour confronter les résultats de R & D au terrain, en grandeur nature ; enfin, la commercialisation, qui ne peut être envisagée qu’après avoir réussi à résoudre la plupart des questions soulevées en phase d’expérimentation.

Concernant la phase initiale de recherche et développement, après les premiers travaux réalisés en interne en 2011, nous avons choisi rapidement de créer un laboratoire commun de recherche et développement réunissant deux expertises, celle de Colas, dans le domaine de la technique routière, et celle du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies renouvelables (CEA), que vous avez cité, au travers de l’Institut national de l’énergie solaire (INES). L’intérêt pour nous était d’avoir une expertise de rang mondial dans le domaine photovoltaïque. Ce laboratoire créé en 2012 est toujours actif en 2019. Sur la période 2012-2019, Colas a financé pour plus de 4 millions d’euros ce laboratoire commun, sans compter les millions d’euros de financement de nos propres équipes. En plus de la production de brevets, en copropriété entre les deux structures, Colas et le CEA, cette collaboration a défini les grands principes de Wattway.

Nous avons conçu l’encapsulation de cellules photovoltaïques standards, des cellules cristallines, par essence fragiles comme une feuille de verre, dans un sandwich de matériaux à même de les rendre résistantes au trafic routier. Il a fallu en outre imaginer de poser sur ce sandwich un revêtement qui confère les propriétés attendues d’une route en termes d’adhérence, tout en restant transparent à la lumière du soleil afin que les cellules puissent fonctionner. J’ai apporté un échantillon que je vous invite à faire circuler.

Après que les premiers essais en grandeur réelle réalisés sur le site du CEA se sont révélés positifs en 2015, nous sommes passés à la phase d’expérimentation, avec deux objectifs.

Le premier, d’ordre technique, était de faire progresser la maturité technique en appliquant Wattway dans des environnements variés, liés la nature du trafic – vélos, voitures, camions –, à la vitesse, aux conditions météorologiques – climat tempéré, froid, tropical, désertique –, aux types de lieux – parking, rue, route –, en allant jusqu’aux limites techniques. Pour certains sites, nous avons fait des tests avec de fortes girations et du trafic autoroutier.

Le second avait trait à l’usage. Il s’agissait de vérifier la pertinence de la solution par rapport à des marchés donnés. L’expérimentation s’est faite avec des partenaires. Chaque expérimentation a donné lieu à un contrat prévoyant un montant forfaitaire de 2 000 à 2 500 euros selon la taille de la surface des sites d’expérimentation, quelle que soit la nature des partenaires, publics ou privés, en France ou à l’international, avec quelques coûts supplémentaires dus à l’éloignement et au transport.

Finalement, Wattway, cela sert à quoi ? Nous avions imaginé trois usages.

Premièrement, l’alimentation d’équipements en site isolé, qui correspond à notre première expérimentation réalisée en mai 2016. Il s’agissait d’alimenter une borne de recharge de véhicules électriques sur le parking d’une salle de spectacle, en Vendée.

Le deuxième usage, c’est l’autoconsommation, pour alimenter en énergie renouvelable des équipements ou un bâtiment généralement raccordés au réseau. Nous l’avons fait à La Réunion, sur le site de notre filiale GTOI (Grands travaux de l’océan Indien) et à Saint-Jean-d’Alcapiès, dans l’Aveyron, pour alimenter les gîtes municipaux.

Le troisième usage, c’est la production d’énergie pure avec une logique de réinjection dans le réseau. Nous l’avons fait à Châlons-en-Champagne et sur un pont, à Breukelen, aux Pays-Bas.

À ce jour, Wattway est expérimenté sur trois familles d’usages, sur 45 sites, dont 13 sites à l’étranger, aux États-Unis, au Canada, au Japon, au Royaume-Uni, au Luxembourg et aux Pays-Bas.

Notre volonté dès 2016 était de réaliser des chantiers de petite taille, de dix à cent mètres carrés. C’est ce que nous avons fait dans la très grande majorité des cas, à l’exception du site de Tourouvre, dans l’Orne, que vous avez cité, d’une superficie de 2 800 mètres carrés et d’une longueur d’un kilomètre. Il convient de situer ce cas spécifique dans le contexte de vif intérêt, voire d’enthousiasme soulevé par l’annonce de cette innovation de rupture qu’est Wattway. Pour Colas, la réalisation de ce site constituait un défi et un laboratoire à ciel ouvert très intéressant pour notre maturité technique.

Quel bilan faire de Wattway, à ce jour ?

Tout d’abord, et c’est très rassurant pour nous, cela fonctionne. Les expérimentations nous ont permis de connaître précisément la capacité de production pour chaque environnement, comme les rues d’un centre-ville, un parking, des voies départementales. Nous avons aussi identifié des usages. Avec ces 45 expérimentations, nous avons réussi à tester de nombreuses situations et à comprendre ce qui était pertinent. D’un point de vue technique, les limites rencontrées pendant ces trois ans d’expérimentations, telles que l’apparition de fissures, le vieillissement prématuré des dalles dans certaines conditions, la maîtrise insuffisante de certaines étapes de pose, nous ont conduits à faire évoluer notre solution. Nous avons testé dix versions de dalles et quatre versions d’architecture électrique. Nous en sommes à la vingt-quatrième version de notre processus de pose. Il y a donc eu beaucoup d’apprentissage durant cette période.

S’agissant de la propriété intellectuelle, vous avez rappelé notre coopération avec le CEA. Le revêtement photovoltaïque est protégé par six familles de brevets en copropriété de Colas et du CEA. Chaque famille concerne un aspect innovant de la solution : la structure photovoltaïque elle-même, l’ingénierie électrique, l’intégration à un support circulable. Ces six familles de brevets assurent la protection des différentes caractéristiques en France, en Europe, aux États-Unis, au Canada, en Australie et au Japon.

Wattway est aujourd’hui une solution proche de la commercialisation. Nous avons identifié un usage pertinent : l’alimentation d’équipements en site isolé à proximité de la voirie. Cela présente un intérêt dans les zones où le réseau est absent ou dans celles où les contraintes techniques ou financières sont trop fortes pour se raccorder au réseau existant. Par exemple, cet automne, nous avons équipé une petite surface de douze mètres carrés de dalles Wattway afin d’alimenter une caméra de vidéosurveillance en site isolé. Dans le contournement nord de Montpellier, en un lieu éloigné du réseau, Montpellier Méditerranée Métropole souhaitait installer une caméra à un rond-point dont le trafic n’était pas supervisé. C’est sur ce type d’offre que nous prévoyons un lancement commercial.

Pour conclure, Wattway est le premier pas vers l’ajout de nouvelles fonctionnalités à la route, grâce à la capacité à y intégrer de l’électronique. Pour nous, la route solaire n’est pas le seul sujet. Avec la même technique d’encapsulation, mais avec des diodes luminescentes, des LED, et non des cellules photovoltaïques, nous avons conçu, avec le CEA, Flowell, une solution de signalisation lumineuse dynamique, visant à renforcer la visibilité des marquages, par exemple, sur les passages piétons par temps de pluie ou la nuit. Elle offre aussi la capacité de faire apparaître ou disparaître dynamiquement le marquage, donc de rendre la voirie modulable, afin de favoriser un meilleur partage entre les différents modes de déplacement. C’est vraiment une rupture dans la conception de la route.

Finalement, ces solutions changent le regard sur la route. D’un support passif, la route devient un terrain d’innovation pour de nombreux acteurs à l’échelle mondiale, parmi lesquels des acteurs chinois pour la route solaire. De nombreuses start-up s’intéressent à la route ou à la rue dynamique et modulable. Fidèle à sa culture d’innovation, Colas joue un rôle précurseur dans ce nouveau champ technologique. Cela n’aurait pas été possible sans l’excellence académique française, en l’occurrence, du CEA, ni sans le soutien des acteurs publics et privés engagés avec nous dans ces 45 expérimentations que nous avons réalisées avec plaisir avec les acteurs qui nous ont sollicités.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je suis heureuse de vous rencontrer après avoir visité vos travaux par l’intermédiaire de l’INES.

Parmi les difficultés rencontrées, figurait un excès de bruit qui avait provoqué des plaintes de la part de riverains. Avez-vous réussi à aplanir la route sans en réduire l’adhérence ?

M. Étienne Gaudin. C’est un des enseignements du site de Tourouvre que nous n’aurions pu tirer sur un élément plus court. L’enchaînement du passage des plaques à grande vitesse a révélé un phénomène de bruit que nous n’avions pas pu observer en laboratoire. Mais il faut relativiser la nuisance. Le bruit est celui d’une route gravillonnée et c’est parce que la route d’à côté avait été refaite avec un bel enrobé tout plat que les riverains ont remarqué une grosse différence, alors qu’auparavant celle-ci était en gravillonné et le différentiel de bruit assez peu sensible. Le bruit, un peu semblable au « tac-tac » d’un train passant sur une voie ferrée, résulte du revêtement, qui est proche d’un revêtement gravillonné, et du passage des dalles. La dalle initiale n’était pas plate, elle comportait plus de matière au point de positionnement des cellules et moins sur les bords. Nous avons conçu une nouvelle dalle complètement plate que nous testerons dans les prochains mois à Tourouvre, en espérant que des joints un peu différents limiteront ce bruit.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Une autre critique apparue à l’INES est que vous étiez parvenu à réaliser seulement 50 % de la production espérée. C’était normal, disait-on, s’agissant d’une expérimentation et du contexte politique incitant à une accélération de la sortie. Des problèmes techniques avaient alourdi ce bilan mitigé. Avez-vous revu vos pronostics à la baisse ou êtes-vous parvenu à atteindre voire à dépasser le rythme envisagé ?

M. Étienne Gaudin. Sur le terrain, le rythme de production est apparu inférieur de 50 % aux prévisions initiales et nous avons dû affiner nos modèles de prévision théoriques. Nos expérimentations ont permis d’appliquer aux caractéristiques spécifiques de notre système des outils de prévision de la production d’électricité photovoltaïque à un endroit donné. On parle de kilowattheures produits par mètre carré et par an. Nos calculs initiaux à Tourouvre conduisaient à un peu moins de 100 kWh par mètre carré par an. Nous avons rencontré des problèmes techniques. Un orage a fait disjoncter toute l’installation. La première année, nous étions à 44 kWh par mètre carré par an. Après correction des éléments de perturbation, sans les limitations liées à l’expérimentation, nous aurions plutôt été à 80 kWh, soit plutôt 20 % en dessous de l’estimation initiale. Je disais en préambule que cette expérimentation permettrait de comprendre ce qui est produit à chaque endroit. Nous avons appris sur ce site que les résultats des simulations en laboratoire et dans la vraie vie n’étaient pas toujours les mêmes. Il y a des tracteurs, des sorties de champs, il peut y avoir de la boue, même si elle est ensuite nettoyée par la pluie et le passage des voitures. Nous essayons de comprendre l’impact de chaque élément.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. L’expérience de la « vraie vie » vous a conduits à réduire votre pronostic de production mais pas à améliorer les technologies pour améliorer les résultats.

M. Étienne Gaudin. Dans certains sites, la production est supérieure. Sur le site de La Réunion, qui se comporte particulièrement bien, elle est légèrement supérieure à celle escomptée.

En matière de développement technologique, nous avons développé l’année dernière une nouvelle version de dalle, que nous avons commencé à installer dès le début de cette année. Nous avons changé les cellules et modifié leur organisation. Nous avons augmenté de presque 50 % la puissance de crête par mètre carré. Un des principes de base de Wattway est d’utiliser des cellules standards. Elles progressent et nous en bénéficions. Nous avons fait des choix dans l’organisation des cellules. Si, partant de 80 kWh par mètre carré par an, on augmente de 50 % la production de watts/crête, nous pouvons envisager, avec cette nouvelle dalle, d’atteindre 100, 110 ou 120 kWh. Mais nous n’avons pas encore de retour d’expérience. Nous devons regarder s’il n’y a pas de phénomènes de saturation. La technologie évolue aussi. Nous avons déjà activé des axes de progrès simples dont nous devrions constater les résultats sur le terrain.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Quel est le meilleur espace géographique pour l’implantation de votre technologie ? Quels sont vos enseignements à ce sujet ?

M. Étienne Gaudin. Nos panneaux étant posés à plat, sous nos latitudes, il faudrait les orienter de 30 à 40 degrés pour obtenir un rendement optimal. Sous l’équateur, le positionnement idéal est à plat. À midi, le soleil est à l’exacte verticale, tandis qu’en France, il faudrait incliner le panneau pour capter la pleine lumière. Par conséquent, pour des éléments cloués au sol, plus on approche de l’équateur, meilleur est le rendement.

Au-delà de la physique simple, la logique d’usage pour alimenter des équipements proches de la voirie requiert moins la performance optimale que l’adaptation aux besoins. Quand on positionne Wattway sur l’alimentation de sites isolés à proximité de la voirie, on relève des avantages non liés à la production mais à la possibilité d’installer et d’alimenter des équipements adaptés à la surface. Pour mettre en œuvre une caméra, il faut un poteau, un panneau et une petite batterie. On trouve ces équipements à de nombreux endroits au bord de la route, en particulier pour éclairer des petits panneaux « Attention école » ou « Passage pour piétons ». L’énergie produite est limitée par la surface du panneau posé sur un poteau. En revanche, au sol, on peut multiplier le nombre de panneaux. Nous pouvons ainsi adapter aux besoins la quantité d’énergie produite. Pour une borne de recharge de deux vélos électriques par jour, soit environ 1 kilowattheure, à La Réunion, il faut trois mètres carrés, à Tourouvre, sur un parking, il faut cinq mètres carrés, et à Boulogne, en centre-ville où il y a beaucoup de trafic, il faut huit mètres carrés. Se pose ensuite la question de savoir si cette solution est pertinente en termes de coût de raccordement.

M. le président Julien Aubert. Pour la vidéosurveillance de nuit, avez-vous une solution de dimensionnement de batterie de nature à éviter une rupture d’alimentation ?

M. Étienne Gaudin. C’est un système composé de dalles, d’une armoire avec une batterie, enterrée ou pas. Il faudra ensuite considérer le taux de service et de sécurité. On en revient ainsi à l’intermittence. Comment assurer un fonctionnement continu ou adapté en fonction de l’énergie produite ? Le dimensionnement du stockage est un élément clé. Le coût de la solution est très dépendant du niveau de service attendu. Si nous garantissons trois jours, nous savons que la probabilité de trois jours continus sans soleil existe, mais nous savons qualifier le taux de disponibilité de l’équipement. Il revient ensuite au client de dire si c’est acceptable ou pas en fonction du sujet.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. On estime aujourd’hui à trente ans la durée de vie des panneaux photovoltaïques. Avez-vous intégré dans vos tarifs la déconstruction des panneaux dans les routes ? Prévoyez-vous de les démonter ou de les remplacer ? Est-ce intégré dans les prix de vente ou est-ce qu’on se retrouvera à terme avec des panneaux hors d’état de fonctionnement dans le sol ?

M. Étienne Gaudin. La durée de vie d’un revêtement routier est de trois à dix ans, voire quinze ans, soit des durées toujours inférieures à trente ans. La durée de vie de notre solution est de cinq à dix ans, similaire à celle de la couche de roulement. La question du recyclage des dalles est centrale et nous l’avons creusée dès le départ. Le principe est simple. On enlève ces dalles comme on enlève de la moquette, ce qui casse les cellules, ce qui évite les vols. Ces panneaux renfermant des cellules photovoltaïques standards, nous nous appuyons sur les travaux à ce sujet. Nous avons cherché des partenaires capables de traiter ces matériaux – couches de plastique et cellules. Pour l’instant, nous avons du mal à les motiver car nous n’avons que quelques centaines de mètres carrés et il ne les intéresse pas de mettre en place une filière. Par conséquent, nous stockons dans l’attente d’avoir un volume conséquent pour traiter le sujet.

M. Emmanuel Rollin, directeur juridique de Colas. Nous n’avons pas prévu d’engagement contractuel pour trente ans, puisque les cycles de renouvellement d’équipements routiers standards sont de cinq à dix ans. Quant aux filières de recyclage, elles existent mais nous ne les intéressons pas encore car il n’y a pas matière à créer une filière additionnelle.

Mme Sophie Auconie. Je voulais aborder l’intermittence et le recyclage mais sur ces sujets, vous avez clairement répondu.

Dans le cadre du dérèglement climatique, nous allons vivre de plus en plus de stress hydrique, donc de plus en plus de périodes de sécheresse, peut-être même deux saisons, une saison plutôt sèche et une saison plutôt humide, avec des précipitations fortes, comme ce fut le cas hier et comme ce sera le cas demain. Vos revêtements étant totalement imperméables, nous aurons des difficultés à étendre cette innovation, que je trouve remarquable, à des surfaces importantes de routes. En effet, la perméabilité des routes permet de régler des problèmes d’inondation dont nous risquons d’être victimes de plus en plus souvent et sur des secteurs géographiques de plus en plus étendus en France. Vous êtes-vous penchés sur le sujet ?

M. Étienne Gaudin. La perméabilité des chaussées de routes ou de rues fait partie des sujets que nous traitons en tant que Colas. Nous savons qu’il faut des matières poreuses et gérer le cycle de l’eau. Nous nous sommes demandé si nous pourrions avoir du Wattway poreux et rendre ces dalles poreuses. Pour l’instant, nous n’avons pas trouvé de solution. Quand on regarde la façon dont on les pose, on n’est pas dans la logique de couvrir l’intégralité de la chaussée. On la couvre partiellement, soit sur un bas-côté, soit sur une voie de roulement. Il ne s’agit pas d’étanchéifier complètement une route mais d’occuper moins de 50 % de la surface de la chaussée. Notre logique de développement actuelle, c’est une logique des petites installations pour alimenter des équipements à proximité de la voirie. Nous sommes sur des surfaces tellement petites que la question ne se pose actuellement pas. Si on augmente la surface et s’il y a une logique économique à trouver des modèles impliquant l’augmentation des surfaces, la question devra être étudiée plus sérieusement.

M. le président Julien Aubert. Si j’ai bien compris votre présentation, vous travaillez sur plusieurs usages : le marquage piétons, l’alimentation de petits équipements comme les caméras de vidéoprotection et un usage plus massif. Lors de l’inauguration, j’avais cru qu’on avait trouvé la martingale. On allait mettre des kilomètres carrés de revêtements d’autoroutes et de routes en photovoltaïque, produire de l’électricité et résoudre à la fois le problème des infrastructures et de l’artificialisation, d’autant que le groupe Colas ne fait pas dans la niche mais dans de gros équipements. Est-ce que vous vous orientez plutôt vers de la petite utilisation ou est-ce que vous gardez l’espoir d’une martingale ?

M. Étienne Gaudin. Je disais tout à l’heure que nous faisions 80 % de petits chantiers. Notre activité consiste principalement à reprendre un trottoir ou à refaire une bordure, ce qui représente la plus grande part de notre chiffre d’affaires.

Vous posez la question du modèle économique. L’alimentation d’équipements à proximité de la voirie représente un modèle économique qui tient. Dans une logique d’énergie, on peut considérer cela comme un sujet de niche. Ce n’est pas un sujet d’énergie mais un sujet de déploiement d’équipements, donc d’aménagement du territoire et de sécurité partout où le réseau n’est pas disponible. C’est le premier sujet sur lequel nous avons compris qu’il y avait un intérêt. L’exemple de Montpellier est moins coûteux pour la collectivité. Il se trouve que le réseau moyenne tension passe juste à côté mais le point de transformation étant situé à un kilomètre, il fallait creuser un kilomètre de tranchée pour avoir de l’énergie. Il est plus intéressant économiquement de recourir à ce système. C’est ce sujet que nous entendons développer.

Concernant les perspectives, j’ai évoqué deux autres sujets : l’autoconsommation et la production d’énergie. Le succès de cette niche est lié à son niveau de maturité commerciale. Concernant l’autoconsommation, le plus simple est de vous donner l’exemple de la réalisation que nous avons faite au Japon, avec la chaîne de supermarchés 7-Eleven. Ils ont des petits magasins de 200 mètres carrés. Sur trois mille magasins, ils ont installé du solaire en toiture dans la perspective d’autoconsommer et de réduire l’empreinte carbone. Ils suivent aussi une logique économique : il est moins cher pour eux d’avoir de l’énergie dans la journée qui vient de ces panneaux que de la prendre sur le réseau. Leur logique est de dire : est-ce que je peux saturer un magasin en énergie renouvelable économiquement rentable et réduisant mon impact carbone ? Ils ont regardé leur consommation minimum dans la journée. Ils voient qu’en saturant leurs toits, ils arrivent à produire 80 % de l’énergie du talon de référence. Il reste 20 % pour lequel ils doivent produire en complément de l’énergie renouvelable. Ils regardent autour d’eux ce qu’ils peuvent faire. Les ombrières sont un sujet compliqué sur des petits parkings, à quoi s’ajoute le risque sismique. Pour eux, Wattway sur les allées du parking représente une solution intéressante pour atteindre à 100 % leur talon de référence en énergie renouvelable. Nous sommes en discussion avancée avec eux. Nous sommes confrontés à la maturité économique et au prix de marché, donc de volume. Le prix de ces solutions est très dépendant du volume. Sur des endroits particuliers, la logique d’autoconsommation, en complément d’autres systèmes de production locale représente un marché en devenir, dès lors que nous obtiendrons des conditions économiques intéressantes.

Quant au côté production d’énergie, l’avantage de base de Wattway, c’est d’occuper des surfaces déjà artificialisées et les routes sont innombrables. Pour l’instant, nous sommes très loin d’une solution économiquement rentable.

M. le président Julien Aubert. Vous avez un facteur 17 ?

M. Étienne Gaudin. Sur les expérimentations. Cela correspond au facteur que nous avions dans une version très artisanale, mais nous sommes capables de le réduire fortement. Mais passer d’un facteur 17 au facteur 1, la marge est conséquente.

Le facteur 17 est calculé ainsi : on prend le coût de Tourouvre, on regarde l’énergie produite et on regarde à combien revient le kilowattheure. On a un kilowattheure très très cher. Toutefois, les conditions de Tourouvre sont celles de l’expérimentation et ne sont donc pas significatives en termes de prix. Si on se projette à moyen et long terme, nous devrions avoir la même rentabilité que du solaire en toiture de petite taille, en euro/watt crête par mètre carré installé. Cela reste des projections. Nous n’y sommes pas. Notre sujet de maintenant, c’est déjà de positionner Wattway sur un marché. Nous en avons identifié un, nous verrons pas à pas.

M. le président Julien Aubert. Dans un équipement de vidéoprotection, les voitures roulent sur les dalles. N’y a-t-il pas une baisse de rendement avec le temps ? Vous espérez produite 80 kWh par mètre carré par an, mais qu’en est-il au bout de six mois, un an, deux ans ? N’y a-t-il pas un risque de dégradation de l’équipement ?

M. Étienne Gaudin. Plusieurs éléments peuvent intervenir dans le temps. Le premier est l’encrassement. Il est très dépendant des conditions météo. Nous avons la chance d’être dans un pays tempéré. Il pleut, les voitures passent et nettoient. On ne nettoie quasiment pas les routes en France. En zone désertique, où il y a du sable, de la poussière et très peu de pluie, il faut nettoyer. Le deuxième élément, commun à tous les systèmes photovoltaïques, est l’usure des cellules. Le principe de l’encapsulation est d’assurer cela dans le temps. Mais nous n’avons pas un retour d’expérience suffisant pour prévoir une courbe de production à dix ans. La vraie vie donnant des résultats différents des tests effectués en laboratoire, on est obligé d’accumuler de l’expérience pour avoir des éléments précis dans la durée. Cela fait partie des sujets sur lesquels nous travaillons de façon conséquente.

M. le président Julien Aubert. Avez-vous envisagé d’appliquer cette solution à d’autres parties artificialisées moins sujettes à l’encrassement, comme la margelle des trottoirs ?

M. Étienne Gaudin. Au regard de ce que nous avons qualifié techniquement, nous sommes matures dans des zones de circulation à moins de 50 km/h, donc plutôt des zones de circulation urbaine pour voitures et camions.

M. le président Julien Aubert. Je viens de comprendre pourquoi le Gouvernement tenait absolument à la limitation de vitesse à 80 km/h.

M. Étienne Gaudin. Vous surestimez fortement notre capacité d’influence. Plus sérieusement, nous proposons des dalles circulables. Trottoirs, pistes cyclables, parkings, rues, bas-côtés, bandes d’arrêt d’urgence sont pour nous les endroits naturels d’installation. S’il y a moins de circulation, il y a moins d’ombre, mais cela peut s’encrasser.

M. le président Julien Aubert. L’effet Joule est-il utilisable pour faciliter le déneigement ?

M. Étienne Gaudin. C’est un sujet de recherche et développement. Colas est très présent au Canada, notre deuxième pays après la France. Chaque fois que j’y parle de Wattway, on commence par me demander si cette solution permet de déneiger. Des travaux de recherche sont engagés là-bas dans un centre expérimental piloté par le CEA, ainsi que chez nous. Avec l’effet Joule, on obtient du déneigement, mais la pertinence économique, la durée de l’effet, la surface à couvrir sont les sujets que nous creusons actuellement. C’est théoriquement possible mais nous ne savons pas encore si pratiquement, cela a du sens. La principale interrogation porte sur la quantité d’énergie nécessaire.

M. le président Julien Aubert. 7-Eleven au Japon souhaite-t-il vous acheter l’équipement ou l’incorporer et vous en restez propriétaire ?

M. Étienne Gaudin. Colas n’étant pas un énergéticien, nous ne nous sommes pas positionnés dans une telle logique. Nous développons de la technologie. Nous mettons des produits à la disposition du marché. À court terme, nous n’imaginons pas prendre un engagement énergétique.

M. le président Julien Aubert. Donc, vous vendez l’équipement ?

M. Étienne Gaudin. Nous vendons l’équipement.

M. le président Julien Aubert. Sur le plan juridique, une route solaire n’est pas une route normale. Imaginons que je freine vivement, que j’aie un accident et que je veuille mettre en cause la mauvaise adhérence de la chaussée. Avez-vous étudié le risque juridique ? Des analyses ont-elles été réalisées quant à la sécurité des véhicules ?

M. Étienne Gaudin. Cela pose la question des caractéristiques d’adhérence d’un revêtement routier. On utilise deux paramètres pour définir l’adhérence d’une route : la PMT, la profondeur de macrotexture, qui a pour fonction d’assurer l’évacuation des eaux de ruissellement, et le SRT, Skid Resistance Test. ll faut avoir à la fois de la SRT, pour l’adhérence par temps sec, et de la PMT pour l’adhérence par temps de pluie. Nous avons intégré ces deux critères pour définir Wattway. Pour l’instant, nous savons maintenir ses qualités routières dans la durée avec une vitesse de trafic inférieure à 50 km/h, d’où la limitation. Après, comme pour un enrobé, les caractéristiques d’adhérence vieillissent et leurs corrections relèvent de la responsabilité du propriétaire de l’ouvrage. Nous garantissons des propriétés un certain temps et nous avons la possibilité de réappliquer le revêtement. Notre logique vise à apporter les mêmes caractéristiques d’adhérence que celles d’une route.

Par ailleurs, que se passe-t-il si ma voiture brûle et si je me retrouve à pied en plein soleil avec des panneaux et des fils apparents ? Les préoccupations sont identiques à celles générées par le solaire en toiture. Nous avons choisi une très basse tension de sécurité, inférieure à 60 volts, pour toute l’électricité qui passe par la chaussée à moins de dix centimètres de profondeur. Il est impératif de faire en sorte que ce revêtement présente des caractéristiques routières et ne présente pas de risque électrique.

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie au nom de la commission d’enquête pour ces éléments très instructifs.

Laudition sachève à onze heures.

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9.   Audition, ouverte à la presse, de M. Yves Lederer, président du Groupe Coriance, sur la cogénération, accompagné de M. Geoffroy Missy, energy manager (opérateur en énergie) (6 juin 2019)

Laudition débute à onze heures.

M. le président Julien Aubert. Pour notre audition consacrée à la cogénération, nous accueillons les représentants du groupe Coriance : M. Yves Lederer, son président, et M. Geoffrey Missy, energy manager, opérateur en énergie.

Filiale de Gaz de France à l’origine, Coriance est devenu un opérateur indépendant, agissant en particulier comme délégataire pour l’exploitation de réseaux de chaleur et de froid urbains.

Coriance a une grande expérience de l’utilisation de la chaleur dégagée par la production d’électricité pour le chauffage et la production d’eau chaude.

C’est le cas pour les réseaux de chaleur que vous exploitez à partir de la biomasse à Pierrelatte, Dijon, Bondy ou Les Mureaux, ou à partir de la géothermie à Fresnes, Chelles ou Meaux.

Quel est le rendement des différents types de cogénération ?

Quels sont les coûts de production électrique des différents types de cogénération ?

Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ne prévoit pas d’appel d’offres de cogénération biomasse sur sa durée en faisant de la valorisation énergétique la priorité avant la cogénération à haut rendement. Qu’en pensez-vous ? Ce sujet étant moins traité que l’éolien ou le photovoltaïque, pourriez-vous nous en expliquer les subtilités et nous indiquer les enjeux de la cogénération ?

Comment prenez-vous en compte les enjeux environnementaux des installations de cogénération à partir de la biomasse ?

Monsieur le président, nous allons vous écouter pour un exposé liminaire de quinze minutes. Ensuite, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour avec, d’abord, les questions de notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert.

S’agissant d’une commission d’enquête, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Yves Lederer et M. Geoffrey Missy prêtent successivement serment.)

M. Yves Lederer, président du groupe Coriance. Monsieur le président, merci de nous avoir conviés à participer à cette commission d’enquête.

Coriance est un groupe spécialisé dans les délégations de service public de chauffage et de froid urbain – principalement de chauffage -, et un grand nombre des réseaux de chaleur que nous exploitons sont alimentés par des énergies renouvelables et par de la cogénération.

J’établirai d’emblée une distinction entre les systèmes de cogénération, comme vous l’avez fait. Nous faisons fonctionner vingt installations avec des cogénérations gaz, turbines ou moteurs, installations qui produisent de l’électricité et dont on récupère la chaleur lors du refroidissement afin d’alimenter nos réseaux de chaleur. Nous exploitons une cogénération biomasse, à Pierrelatte, dans la Drôme. Nous avons par ailleurs des chaufferies biomasse, qu’il convient de distinguer de la cogénération biomasse de Pierrelatte, où nous produisons, à partir de bois, de l’électricité qui est vendue à EDF et où nous récupérons de la chaleur pour alimenter autour de la ville des serres, le site industriel Georges-Besse II de l’ex-Areva, la ferme aux crocodiles, le site touristique de la Drôme et la ville de Pierrelatte.

Jusqu’alors, la cogénération gaz fonctionnait avec un système dit d’obligation d’achat qui prévoyait, moyennant certaines conditions techniques, par des contrats d’une durée de douze ans, un prix de vente d’électricité par EDF permettant aux réseaux de chaleur de bénéficier d’une recette électrique, donc de conférer une compétitivité certaine à la vente de chaleur. C’est un premier vrai sujet pour l’avenir proche, dans la mesure où ces contrats d’obligation d’achat dits C13 concernent des cogénérations d’une puissance jusqu’à 12 mégawatts électriques. Toutefois le contrat C16 qui correspond aux contrats en cours va jusqu’à un mégawatt, ce qui, pour un réseau de chaleur, est très petit. Certains C13 sont encore en cours, mais pour ceux arrivant à échéance, rien n’est prévu pour succéder à ce dispositif, en sorte que les recettes électriques dont bénéficient les délégations de service public concernées vont s’éteindre, avec des conséquences potentielles. Nous-mêmes et beaucoup de nos confrères avons beaucoup de contrats à l’intérieur desquels le contrat C13 de vente d’électricité s’arrête avant la fin de la délégation le service public. Or le prix de revient du mégawattheure chaleur provenant d’une installation de cogénération est d’environ 5 euros le mégawattheure, tarif imbattable puisque tout autre mode de production ne bénéficie pas de recettes associées, en l’occurrence, les ventes d’électricité.

Voir arriver l’arrêt de ces cogénérations est pour nous un sujet de préoccupation majeur, pour nous-mêmes, en tant que délégataires de service public, mais aussi pour nos délégants concernés. Dans certains contrats récents, l’arrêt du C13 est anticipé, mais les contrats plus anciens prévoyaient un renouvellement du C13. Si le C13 s’arrête, l’impact sur les prix de vente de chaleur dans les nombreux cas concernés représentera une hausse de 10 à 15 %, ce qui n’ira pas sans poser de problème, nous seulement au regard du prix de chauffage et d’eau chaude sanitaire, mais aussi parce que nos réseaux de chaleur alimentent en grande partie des quartiers populaires, des bailleurs sociaux, des copropriétés parfois en difficulté.

Nous appelons de nos vœux de prévoir au moins un dispositif d’amortissement pour la fin de la cogénération. Nous sommes prêts à discuter quels types d’amortissements pourraient être mis en place, d’autant que souvent, ces cogénérations gaz, qui ont l’inconvénient de fonctionner à partir d’une énergie fossile, sont associées à des énergies renouvelables. C’est le cas à Fresnes de la géothermie et de la cogénération gaz et aux Mureaux de la biomasse et de la cogénération gaz. À notre sens, l’association énergies renouvelables majoritaires et cogénération gaz est très pertinente, parce qu’elle permet, d’une part, de développer de l’énergie renouvelable, et, d’autre part, d’être économiquement compétitive face aux énergies purement fossiles.

Nous avons déjà connu des exemples de démantèlements d’outils industriels qui fonctionnaient. Un système d’amortisseur, voire de poursuite de l’utilisation de ces outils, pourrait être envisagé. Nous savons que le système d’obligation d’achat conduit à un prix de vente de l’électricité majoré pour EDF. Ce prix pourrait être réduit, mais l’annulation totale et brutale poserait des problèmes dans le cadre de ces délégations de service public. Le nouveau contrat mis en place, le C16, n’est pas adapté aux dispositifs de réseaux de chaleur classiques.

La cogénération biomasse fait l’objet d’un dispositif différent qui utilise une énergie renouvelable. Il existe deux dispositifs favorisant la cogénération biomasse. Il y a, d’une part, un dispositif d’obligation d’achat, garantissant un prix de vente de l’électricité à EDF, comme pour la cogénération gaz. D’autre part, il existait des appels à projet par la commission de régulation de l’énergie (CRE) de construction et d’exploitation d’exploitations de cogénération biomasse. Pour celle de Pierrelatte, nous avons conclu un contrat d’obligation d’achat sur vingt ans pendant lesquels EDF s’engage à nous racheter l’électricité à un prix donné. Contrairement aux cogénérations gaz qui ne fonctionnent que cinq mois par an, l’hiver, de novembre à mars, puis s’arrêtent, l’obligation d’achat de la cogénération biomasse est valable toute l’année, vingt-quatre heures sur vingt-quatre.

En outre, les appels à projet de la CRE concernaient des cogénérations biomasses d’une puissance relativement importantes nécessitant un puits de chaleur conséquent associé. De ce fait, cela ne pouvait concerner que des sites ayant besoin de quantités de chaleur très importantes. En outre, dans la mesure où nous répondons à des appels d’offres de délégations de service public, il fallait que l’appel à projet tombe au moment d’un appel d’offres, ce qui était complexe à gérer. Compte tenu de ces deux contraintes, nous avons répondu une fois dans la vie de notre groupe à un appel à projet de la CRE, lequel n’a d’ailleurs pas été couronné de succès. Ce dispositif n’était pas favorable à une implantation sur des réseaux de chaleur classiques.

M. le président Julien Aubert. Votre présence sur le site de Pierrelatte ne résulte donc pas d’un appel à projets de la CRE ?

M. Yves Lederer. Non. Elle résulte d’un contrat d’obligation d’achat conclu dans un contexte particulier. Le réseau de chaleur de Pierrelatte était alimenté par les eaux de refroidissement de la centrale Areva à un prix de vente par le délégataire proche de zéro, un niveau historiquement faible qui nous permettait de proposer aux serres environnantes un prix de chaleur extrêmement compétitif. Toutefois, il était prévu qu’Areva arrête son dispositif technique de refroidissement pendant notre contrat de délégation de service public, ce qui a été fait. Nous devions proposer un système de substitution pour continuer à proposer aux serres le tarif le plus compétitif possible, sachant qu’il était impossible d’obtenir un tarif identique. Dans le cadre de notre délégation de service public, nous avons étudié un dispositif de substitution dans les conditions initialement prévues. Nous avons envisagé de mettre en place une installation de cogénération gaz avec obligation d’achat. Elle aboutissait à des tarifs de vente de chaleur compétitifs mais multipliant par quatre le prix de vente aux serristes. Le contrat d’obligation d’achat biomasse permettait d’avoir un prix de vente de chaleur inférieur au prix de vente cogénération gaz. Il conduisait tout de même à plus que doubler le prix de vente de chaleur aux serristes mais restait à un prix inatteignable autrement. C’est dans ces circonstances que nous avons construit cette cogénération biomasse. C’était le moins mauvais système trouvé à l’époque pour se substituer aux eaux de refroidissement d’Areva. Nous nous sommes placés sous le régime de l’obligation d’achat et non sous celui d’un projet CRE. Tel est brièvement résumé le dispositif de cogénération, chez Coriance, gaz et biomasse à Pierrelatte.

M. le président Julien Aubert. Vous avez donc plutôt de la cogénération gaz. Sans l’aide via le tarif d’achat, votre modèle économique serait grandement compliqué.

M. Yves Lederer. Oui.

M. le président Julien Aubert. Puis vous avez la biomasse, qui ne peut passer pour vous par les appels à projets de la CRE.

M. Yves Lederer. C’est compliqué.

M. le président Julien Aubert. Il vous reste donc le modèle biomasse hors CRE.

M. Yves Lederer. Absolument !

M. le président Julien Aubert. Je suis tombé sur un article ainsi rédigé : « Centrale biomasse : polémique à Pierrelatte, un contentieux opposant à la branche énergies renouvelables du groupe Areva au groupe Coriance. La première a vendu une centrale biomasse à la seconde qui l’exploite. L’installation a coûté à Coriance la somme de 45 millions d’euros, mais l’exploitant dénonce un défaut de conception et un « dysfonctionnement majeur ». Le rendement de la centrale ne serait pas conforme au contrat ».

Vous avez un problème dans le gaz, un problème avec la CRE et sur la seule unité où vous n’êtes ni dans l’un ni dans l’autre, vous avez un contentieux avec Areva…

M. Yves Lederer. Un ex-contentieux ! Cet article doit remonter à quelques années.

M. le président Julien Aubert. 2015.

M. Yves Lederer. La construction de cette centrale a donné lieu à une négociation avec Areva. Il s’agissait de confier à Areva qui, à l’époque, avait une unité renouvelable, la construction de notre centrale clé en main. En contrepartie, Areva devait raccorder son site Georges-Besse II à notre réseau de chaleur et nous acheter de la chaleur, afin de mieux mutualiser nos investissements et nos ventes de chaleur. Sauf que la centrale a eu un défaut de conception majeur. Au-delà d’une température extérieure de 20 degrés, le rendement de la centrale baissait. Dans la Drôme, à Pierrelatte, il faut souvent plus de 29 degrés. Le rendement électrique baissait proportionnellement à la chaleur extérieure et nous étions en déficit de recettes électriques considérable par rapport à notre business plan original.

M. le président Julien Aubert. Je n’ai pas compris votre lien avec Areva.

M. Yves Lederer. À l’époque, Areva ne faisait pas que du nucléaire et avait une unité de construction d’installations d’énergies renouvelables. Des mauvaises langues disaient que c’était pour enjoliver l’aspect nucléaire. Nous leur avons donc passé commande de construction de notre centrale. Ils l’ont construite avec ce défaut de conception. Nous sommes ainsi entrés en contentieux, revendiquant une correction du défaut et une indemnisation du manque à gagner, provoqué par ce défaut.

Pendant ce contentieux, Areva a connu les problèmes que nous savons. Nous étions confiants sur l’issue du contentieux, mais il était question de démantèlement et de disparition. À la fin du processus de démantèlement d’Areva, sous l’égide de notre délégant, le conseil départemental de la Drôme, nous avons trouvé une issue transactionnelle avec le groupe pour solder le contentieux, avec une indemnisation financière d’Areva, avec laquelle nous avons financé la correction du défaut de conception. Ce problème est derrière nous.

M. le président Julien Aubert. Aujourd’hui, vous n’avez plus de problème…

M. Yves Lederer. Non !

M. le président Julien Aubert. …avec les riverains ?

M. Yves Lederer. Nous n’avons pas de problème majeur avec les riverains. Une personne se livre à des contentieux depuis toujours. Il doit en être à la septième procédure judiciaire, toutes perdues par lui. Globalement, la centrale fonctionne comme elle le devait. Il n’y a plus de sujet particulier sur cette centrale. En revanche, comme vous l’indiquiez, il y a un sujet sur la cogénération gaz, avec l’arrêt du contrat C13, et la cogénération biomasse. Le système d’obligation d’achat est toujours en vigueur mais il nécessite un volume très important sur de grosses installations.

M. le président Julien Aubert. Nous essayons de comprendre. Tous les projets de cogénération sont généralement financés par des aides publiques, des fonds européens, des aides des collectivités, et vous avez, de plus, le tarif d’obligation d’achat. Il y a donc plusieurs types d’aide.

M. Yves Lederer. En l’occurrence, ces projets ne sont pas financés par des aides. Ils ne sont financés que par le tarif d’obligation d’achat, sans aucune subvention.

M. le président Julien Aubert. Vous n’avez eu aucune aide à la construction du projet de Pierrelatte ?

M. Yves Lederer. Aucune, zéro !

M. le président Julien Aubert. C’est vous qui avez payé Areva.

M. Yves Lederer. Nous avons payé rubis sur l’ongle les 45 millions d’euros évoqués.

Les énergies renouvelables bénéficient d’aides du fonds chaleur pour la construction d’un puits de géothermie ou d’une chaufferie biomasse, mais les cogénérations ne bénéficient d’aucune aide, celle-ci étant représentée par le tarif d’obligation d’achat. Le problème, c’est la disparition de celui-ci.

M. le président Julien Aubert. Nous avons regardé les montages financiers dans l’éolien. Dans le domaine de la cogénération, après l’annonce de la tenue d’auditions, on nous a envoyé le contrat de Pierrelatte signé par Areva et le chauffagiste de l’époque, LLT, précisant le partage de la rémunération. Areva devait percevoir 27 millions d’euros et LLT 17 millions d’euros et, concernant Areva, une partie va à l’offshore et une autre à l’onshore. Je voudrais connaître votre point de vue, parce que vous êtes concerné au premier chef pour avoir repris l’usage et parce que vous construisez des centrales. Je ne comprends rien à la manière dont tout ceci s’articule. De plus, vous avez parlé du délégataire. Pouvez-vous nous expliquer comment cela s’organise ?

M. Yves Lederer. Nous avons répondu à un appel d’offres lancé par le syndicat mixte d’aménagement rural de la Drôme, émanation du conseil départemental, en vue de prendre une délégation de service public d’alimentation en chauffage de Pierrelatte et de la zone alentour. Nous l’avons remporté et nous avons pris en charge le contrat de délégation de service public, prévoyant que nous devions à un moment donné mettre en place un procédé de substitution à la fourniture de chaleur par Areva via son système de refroidissement. La solution qui a été trouvée et bénie par le délégant et les clients était la cogénération biomasse. Nous avons signé un avenant au contrat de concession prévoyant cette construction. Nous, Coriance, avons signé avec un groupement Areva-LLT dont Areva était mandataire, Areva étant l’ensemblier de la centrale et LLT le fournisseur de la chaudière. Moyennant la modique somme de 45 millions d’euros, ce groupement a construit cette installation.

M. le président Julien Aubert. Vous leur avez donné 45 millions d’euros.

M. Yves Lederer. Nous leur avons donné 45 millions d’euros, sans aucune aide. La répartition entre eux est probablement celle que vous venez d’évoquer. Normalement, cet argent rejoignait la division énergies renouvelables d’Areva mais cela nous échappe. Vu par nous, c’est relativement simple.

M. le président Julien Aubert. Qu’est-ce qu’on désigne par la partie offshore et la partie onshore ? Cela a-t-il trait à la cogénération ?

M. Geoffrey Missy, energy manager (opérateur en énergie). Il y a un quiproquo. Dans le domaine de l’éolien, on parle d’offshore et d’onshore en fonction de la position des éoliennes, sur terre ou en mer. À mon sens, l’offshore et l’onshore que vous évoquez sont liés à des montages financiers propres à Areva et qui nous sont étrangers.

M. Yves Lederer. C’est un sujet totalement indépendant de notre cogénération.

M. le président Julien Aubert. Mais comme c’est vous qui avez payé, il est toujours intéressant de chercher à savoir. Nous essayons de comprendre comment tout ceci fonctionne.

Existe-t-il aujourd’hui un risque de suppression du tarif d’obligation d’achat en biomasse ?

M. Yves Lederer. Nous ne le savons pas.

M. le président Julien Aubert. Est-ce que des projets du type E.ON sont susceptibles de vous gêner dans le développement de cogénération de biomasse ?

M. Yves Lederer. Vous évoquez le projet d’E.ON dans le Sud, à Gardanne ?

M. le président Julien Aubert. Le Projet, avec un grand P !

M. Yves Lederer. Ce projet brandi comme une menace a longtemps ressemblé pour nous à un serpent de mer. La menace qu’il pouvait et qu’il peut toujours représenter pesait sur l’approvisionnement en biomasse de notre centrale de Pierrelatte. Nos rayons d’approvisionnement en bois pouvant se chevaucher, nous craignions une sorte de surenchère sur les prix d’achat. Je ne sais pas trop où en est ce projet de Gardanne dont on parle depuis des années, qui est différé, qui s’est heurté à des difficultés. Aujourd’hui, il n’a pas d’impact sur notre situation à Pierrelatte.

Lorsque nous nous sommes lancés dans cette cogénération biomasse, tout le monde, aussi bien les instances locales que nos actionnaires, nous mettait en garde sur la difficulté à trouver les quantités de bois nécessaires. Notre arrêté d’exploitation prévoit que 80 % du bois doivent venir de moins de cent kilomètres autour de la centrale, ce qui a du sens en termes de transition énergétique. Or je me plais à dire qu’à Pierrelatte, nous avons rencontré tous les problèmes possibles, avec Areva, avec des clients, avec l’environnement, avec le voisin dont j’ai parlé, sauf celui lié à l’approvisionnement en biomasse, qui n’a posé jusqu’à présent aucun problème. On est totalement dans les prix prévus et on trouve très facilement le bois dans les cent kilomètres prévus. Je ne sais pas si le projet de Gardanne fonctionnera un jour au bois tel qu’il était prévu. J’avais entendu dire que le bois devait venir en partie du Canada. Après avoir éprouvé des craintes, au début, nous vivons avec ce projet sans peur excessive d’impact sur notre propre centrale.

M. le président Julien Aubert. Aujourd’hui, vous vous orientez beaucoup vers le gaz. Craignez-vous l’arrêt par General Electric du site de Belfort et le démantèlement d’une filière. Vous dites que la suppression du tarif d’obligation d’achat vous pose un problème économique et on entend des fabricants de turbines à gaz dire qu’ils vont arrêter d’en faire. Concrètement, y a-t-il un risque de voir disparaître la cogénération gaz ?

M. Geoffrey Missy. On veut voir la disparition de la cogénération gaz sous deux angles. Le premier est celui, d’ordre économique, précédemment évoqué, en lien avec les tarifs d’obligation d’achat aujourd’hui plafonnés à un mégawatt. Le site de Belfort, ce sont des turbines, donc des puissances bien supérieures à ce mégawatt. Le second est la possibilité, liée au tissu industriel français, de disposer de ces machines le jour où l’on souhaite en acheter. À Coriance, nous sommes directement concernés par cette question, puisque nous avons une turbine à gaz produite par General Electric qui fonctionne sur le marché libre et nous sommes en discussion avec eux au sujet de la rénovation de cette capacité. Nous souhaiterions continuer à exploiter les turbines à gaz dans notre portefeuille pour toutes les raisons qui ont été évoquées, mais le contexte réglementaire lié à l’obligation d’achat nous empêche de créer de nouvelles unités.

M. Yves Lederer. En résumé, le problème qui se pose à Belfort avec General Electric ne devrait pas nous impacter. Sur nos vingt unités de cogénération gaz, il y a quatre turbines et seize moteurs. La plupart des cogénérations gaz sur réseau de chaleur sont alimentées par des moteurs, qui ne sont pas fabriqués par General Electric.

M. le président Julien Aubert. Pourriez-vous nous expliquer la différence entre turbines et moteurs ?

M. Geoffrey Missy. C’est une distinction purement technique. Ces moteurs, comparables à ceux de nos voitures, fonctionnent grâce à un système de pistons et de vilebrequins alimentés au gaz. Historiquement, ils équipaient les bateaux, fonctionnaient au fioul et ont été transformés pour fonctionner au gaz. On retrouve aujourd’hui la déclinaison de ces moteurs dans nos unités de cogénération. Quant aux turbines, on y décompresse du gaz dans une machine tournante pourvue d’ailettes. La pression entraîne un alternateur pour produire de l’électricité.

M. Yves Lederer. À l’avenir, s’il était envisagé de relancer le système de cogénération gaz, on pourrait totalement fonctionner avec des moteurs ou des turbines. General Electric n’est pas le seul fabricant de turbines. Celles que nous utilisons ne sont pas des turbines General Electric.

Aujourd’hui, aucun dispositif ne permet de mettre en place de nouvelles cogénérations. Quand on a un projet de réseau de chaleur, soit en création soit en reprise, il importe de connaître les règles du jeu. La construction d’une unité de cogénération gaz est aujourd’hui exclue. Notre problème, c’est la règle du jeu en cours. Nous nous féliciterions de la remise en place d’un système visant à multiplier les cogénérations gaz, mais nous sommes actuellement préoccupés par l’arrêt possible de celles qui existent sur des réseaux. Elles ne sont pas très nombreuses mais elles mériteraient qu’on s’en occupe. Le sujet n’est pas d’en construire de nouvelles mais de gérer l’extinction de celles qui sont en place.

M. le président Julien Aubert. Pourquoi en a-t-on décidé ainsi ? Nous avons des industries fortement subventionnées. Pour l’éolien, les représentants du ministère ont expliqué qu’il fallait absolument conserver les mécanismes d’aide. Ce sont des volumes bien supérieurs aux vôtres. Quand vous faites du fossile, on vous dit que vous êtes du mauvais côté de la barrière. Êtes-vous un acteur trop petit, pas en tant que Coriance mais parce que votre activité est marginale en termes de volumes, donc au pouvoir de lobbying moins important ? Est-ce parce que vous n’arrivez pas à rencontrer les gens du ministère ou parce qu’ils ne vous écoutent pas ? Est-ce pour une autre raison qu’il serait temps d’indiquer à cette commission car l’idée, c’est aussi de comprendre comment sont opérés les arbitrages budgétaires ?

M. Yves Lederer. Merci pour cette question ! Tout le monde reconnaît que le réseau de chaleur est le meilleur vecteur de valorisation de l’énergie renouvelable. On pourrait donc s’attendre à des dispositifs d’aide massifs. Le montant de celle du fonds chaleur a été réduit, ces dernières années. Il va augmenter dans le cadre de la PPE mais cela ne résout pas tout, d’autant que face aux énergies renouvelables que nous développons, nous sommes concurrencés par le gaz, qui est très peu cher. Or pour concurrencer le gaz avec des offres d’énergies renouvelables compétitives, il faut des aides. Les aides accordées en milliards d’euros à l’éolien sont sans commune mesure avec celles du fonds chaleur qui, lui, apporte des aides aux réseaux de chaleur renouvelable. Pourquoi ? Je ne sais pas. Mais c’est une réalité. Pour que la France atteigne ses objectifs en termes de transition et de pourcentage d’énergies renouvelables, il était prévu de développer les réseaux de chaleur existants en raccordant de plus en plus de bâtiments et de créer de nouveaux réseaux d’énergie renouvelable. Du retard a été pris par rapport aux objectifs. Le fonds d’aide prévu n’est pas suffisant pour tenir ces objectifs.

Je ne sais pas pourquoi les fonds sont à ce point aiguillés vers l’éolien. Les forces de lobbying sont probablement supérieures à celles de notre profession. Vous avez raison aussi de dire que la cogénération gaz est du mauvais côté de la barrière. Toutefois, avec une énergie gaz, on en fabrique deux : de la chaleur et de l’électricité, ce qui est assez vertueux. Je le répète, cela fait toujours mal au cœur de démanteler un outil industriel qui fonctionne et qui apporte de l’économie.

M. le président Julien Aubert. La cogénération biogaz peut-elle exister ?

M. Yves Lederer. Merci encore de la question, parce que nous cherchons à faire passer des arguments, ce qui, à la petite échelle de Coriance, n’est pas simple. Nous les portons à notre fédération professionnelle en espérant qu’elle les porte à son tour.

Les installations de cogénérations gaz sont peu appréciées car considérées comme situées du mauvais côté, mais nous sommes convaincus qu’elles ont du sens, surtout quand elles sont déjà là. Nous voulons favoriser leur prolongation ou la mise en place du système d’amortisseurs que j’évoquais. Deux arguments peuvent être avancés. Le premier, et vous l’avez évoqué, Monsieur le président, est le remplacement vertueux du gaz naturel par du biogaz pour faire fonctionner le moteur ou la turbine. Le biogaz coûtant plus cher que le gaz naturel, il y aurait tout de même un effet économique mais bien moins grave qu’un arrêt total. Le second, invite à considérer que lorsqu’une cogénération gaz est implantée sur un réseau de chaleur alimenté à plus de 50 ou 60 % par du renouvelable par ailleurs, le système est globalement vertueux. Il serait absurde de regarder la cogénération en tant que telle, parce qu’à nos yeux, il faudra toujours associer aux énergies renouvelables des énergies fossiles pour le secours ou l’appoint, comme nous le faisons systématiquement. Dès lors que nous construisons un réseau de chaleur bois biomasse ou géothermie, nous en doublons toujours la puissance par des chaudières à gaz. Nous délivrons un service public. Si nous avons un problème sur une chaudière bois ou un puits de géothermie, il faut pouvoir fournir de la chaleur aux habitants. Pour le garantir, nous mettons toujours la même puissance en gaz en vue de l’utiliser en secours ou en appoint.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous nous donner un éclairage international. Avez-vous connaissance à l’étranger d’actions pertinentes au regard de la cogénération en France ?

M. Yves Lederer. J’ai peu d’éléments à vous fournir au sujet de l’international. J’ai entendu dire qu’en Allemagne, le système de cogénération serait bien plus promu et développé qu’en France. Je ne sais pas ce qu’il en est aujourd’hui des dispositifs d’aide aux cogénérations dans les autres pays européens. Nous n’avons pas fait de benchmark à ce sujet, nous nous sommes focalisés sur notre système français.

Nous voyons arriver avec appréhension la fin de contrats C13 dans certaines collectivités. Nous essayons de mobiliser les élus auprès desquels nous travaillons dans les villes concernées afin qu’eux-mêmes portent cette parole. Dans le passé, nous l’avons déjà fait avec succès. Peu avant l’extinction du dispositif précédent, les pouvoirs publics avaient longtemps laissé planer le doute sur la prorogation du système. Quand le décret est paru, il n’y avait plus rien. Je rappelle que ces cogénérations fonctionnent du 1er novembre au 31 mars. Or le décret destiné à proroger à nouveau les cogénérations a été signé le 28 octobre, lesquelles ont redémarré deux jours plus tard. Les situations étaient tendues. À l’époque, notre fédération avait demandé à chaque adhérent de rencontrer les autorités délégantes, notamment les maires qui étaient aussi parlementaires, afin qu’ils interviennent au Parlement. Certains l’avaient fait. Aujourd’hui, certaines collectivités locales vont se heurter à un problème. En tant que délégataires de services publics, nous allons nous retourner vers le délégant en faisant valoir la difficulté économique et le déséquilibre du contrat de délégation, en vue de négocier un avenant.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Après avoir été alertée sur le sujet, j’avais demandé des explications sur un cas particulier mais je n’avais pas l’idée du nombre de collectivités concernées. Cela touche principalement des quartiers peu favorisés. Savez-vous combien de personnes pourraient être concernées ?

M. Yves Lederer. Je ne peux pas vous répondre immédiatement. Nous allons regarder chez nous les cogénérations et les villes concernées ainsi que le nombre de logements et d’habitants desservis. Pour toute la profession des réseaux de chaleur, des organismes nationaux ou notre fédération professionnelle pourraient le faire. Nous vous communiquerons ces éléments. À l’échelle nationale, un nombre élevé de foyers, souvent populaires, doit être concerné.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je souhaiterais, ainsi que M. le président, que vous puissiez nous communiquer les éléments les plus précis possible et dans les meilleurs délais.

M. le président Julien Aubert. Merci pour ces précisions qui auront permis d’y voir plus clair sur vos enjeux.

Laudition sachève à onze heures cinquante.

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10.   Audition, ouverte à la presse, de M. Ludovic Grangeon, collectif Allier Citoyen, et de M. Jean-Pierre Riou, éditorialiste en matière de questions énergétiques (6 juin 2019)

Laudition débute à quatorze heures cinq.

M. le président Julien Aubert. Nous accueillons M. Ludovic Grangeon, qui va s’exprimer au nom du collectif Allier Citoyen, et M. Jean-Pierre Riou, chroniqueur indépendant sur les questions d’énergie.

La transition énergétique vise à redessiner le paysage de la production énergétique française. Il s’agit d’une question éminemment politique. Il est question d’un arbitrage tenant compte de contraintes scientifiques, techniques, économiques et humaines.

Cette démarche est très marquée par la production de scénarios et de trajectoires futurs, avec le danger inhérent à ce type d’approche : la tentation de recourir à des hypothèses et des enchaînements optimistes, qui conduisent, au bout du compte à traiter de possibilités qui n’arrivent jamais.

Connaisseurs et observateurs indépendants de tout ce qui a trait aux questions énergétiques, nous serons attentifs à votre appréciation de la transition énergétique dans ses différents aspects. Par exemple, l’orthodoxie du discours, avec le risque de préférer les mots qui rassurent aux réalités dérangeantes - requalifier de « variabilité » ce qu’on nomme « intermittence » ne modifie en rien l’enjeu de fond ; la maîtrise des coûts, qui a des conséquences sur la compétitivité de l’économie et le niveau de vie des Français - l’augmentation de la facture d’électricité, qui nous a d’ailleurs occupés au début des travaux de cette commission d’enquête, est au cœur du débat public - ; la sécurité d’approvisionnement ; l’allocation des ressources, avec le risque d’une éviction d’investissements plus efficaces à termes et la hiérarchisation des priorités : si l’objectif climatique est primordial, toutes les actions pouvant être mises en œuvre ne se valent raisonnablement pas.

Monsieur Grangeon et Monsieur Riou, nous allons vous donner la parole pour un exposé liminaire, ne devant pas dépasser, pour chacun d’entre vous, quinze minutes. Profitez-en pour expliquer ce qu’on désigne par collectif Allier Citoyen, pourquoi vous en êtes arrivés à le créer et quelle est votre légitimité sur ces sujets. Ensuite, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour avec, en commençant par notre rapporteure, Mme Meynier-Millefert.

S’agissant d’une commission d’enquête, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure ».

(M. Ludovic Grangeon et M. Jean-Pierre Riou prêtent successivement serment.)

M. Jean-Pierre Riou, chroniqueur indépendant sur les questions dénergie. Monsieur le président, je rappellerai quelques points forts relatifs à l’électricité en France, puis je proposerai un récapitulatif visuel de l’évolution de la production française depuis 1991.

Depuis 1991, les différentes filières représentent une part très réduite de production carbonée, compte tenu du peu de productions thermiques. Depuis un quart de siècle, donc, la production est décarbonée à plus de 90 %. On dit rarement que la France a été le premier exportateur mondial d’électricité, vingt-trois années sur vingt-huit, depuis 1990. On ignore généralement que l’usine d’enrichissement Georges-Besse II, dont la mise en service s’est étalée de 2011 à 2013, qui consomme cinquante fois moins, ce qui change la donne en matière de CO2 et en termes de puissance installée, a permis l’économie des trois réacteurs nucléaires qui étaient affectés à l’alimentation de la précédente usine Georges-Besse I. Cela n’apparaît nulle part, dans la mesure où les comparaisons sont établies en consommations corrigées.

L’électricité fournit le quart de l’énergie finale consommée en France, avec, en 2018, quelque 37 millions de tonnes équivalent pétrole, sur un total de 154.

La production d’énergie en France est donc très pauvre en CO2. La production d’énergie, dont le raffinage, représente 11 % du CO2 émis. En matière de production d’électricité, on peut dire que la France est un modèle mondial en matière climatique.

Le financement de la stratégie bas carbone investit la plus grosse part du financement public dans les énergies renouvelables électriques avec, semble-t-il, l’objectif de tondre un œuf, puisqu’il n’y a pratiquement pas d’émissions. Cet investissement représente donc, comme la Cour des comptes l’a rappelé, 121 milliards d’euros au titre de l’engagement déjà passé jusqu’à fin 2017. Ce sont donc 121 milliards d’euros qu’il faudra rembourser jusqu’à l’échéance des contrats, en 2046, et qui ont été investis sans succès pour tenter de décarboner le seul secteur qui l’était déjà !

J’appellerai l’attention sur l’impact du développement des énergies renouvelables sur la puissance installée en prenant l’exemple du parc électrique allemand depuis 2002. Solaire et éolien ont été nettement augmentés pendant que les filières conventionnelles restaient parfaitement stables. Or les moyens conventionnels sont programmables quand les moyens renouvelables sont intermittents. Pour dimensionner un parc de production d’électricité, il est besoin d’une production garantie par des moyens programmables au moment des pics de consommation. Pendant les pics de consommation, les moyens intermittents ne garantissent pratiquement rien.

Ce rien est mis en évidence par le suivi du taux de couverture de consommation par la production éolienne en France. Un graphique reprenant les chiffres du dernier mois publié par Réseau de transport d’électricité (RTE) montre que, si les productions sont importantes, le service garanti reste à 0,2 % pour le mois de mars. Depuis 2012, plus on installe d’éoliennes et moins il se passe de choses sur ce plan. Quand il n’y a pas de vent, il n’y a pas de courant. J’ai parlé de l’éolien parce que nous savons que le soleil est couché lors des pics de consommation hivernaux qui interviennent vers 19 heures. Quand la consommation n’en est que de la moitié ou des deux tiers de la moyenne, on n’a pas besoin des éoliennes. Au moment où l’on aurait besoin d’une production supplémentaire, le service garanti est inexistant. Cette absence de production garantie interdit aux énergies renouvelables électriques de remplacer une puissance pilotable installée. Elles remplacent des productions mais pas une puissance pilotable.

L’énergie éolienne fait preuve d’une intermittence aléatoire. Les derniers chiffres de RTE, ceux du mois de mars, montrent que le facteur de charge, c’est-à-dire la puissance disponible par rapport à la puissance installée, atteint le niveau record de 90 %, mais il est décorrélé des besoins. Ce record est inutile puisque puisqu’il n’est pas atteint au moment où l’on en a besoin. Le 22 mars, la production était de 110 mégawattheures, c’est-à-dire inférieure à 1 % de la puissance installée. Cette période sans vent peut durer un certain temps. Au mois de mars, l’une d’entre elles a duré cinq jours. Il suffit que cela se produise une fois dans l’année pour mettre à mal la distribution, et on ne peut pas compter sur les voisins. On note aussi plusieurs effondrements de production qui imposent des mesures coûteuses d’équilibrage du réseau. Chaque fois qu’une production s’effondre, il est difficile de compenser par d’autres moyens.

Cette production non corrélée aux besoins de consommation doit être refoulée. Le réseau de distribution Enedis indique pour l’année 2018 la puissance éolienne qui a été injectée pendant toute l’année. Les échanges d’Enedis avec RTE montrent le refoulement de la production qui a été injectée sur le réseau de distribution, réseau sur lequel 95 % des éoliennes sont connectées. La comparaison des deux courbes révèle une ressemblance absolue, montrant que cela n’a rien d’une énergie locale. Plus des deux tiers sont refoulés vers le réseau de transport RTE. Ce refoulement s’opère également sur le plan d’un pays. Au Danemark, toute la production supérieure à 2 500 MWh est exportée et le pays importe de l’électricité quand la production est inférieure. Il lui est facile d’avoir des énergies intermittentes dans la mesure où il compte sur ses voisins, alors que la France ne le peut pas. Redimensionner un réseau électrique qui n’était pas conçu pour cela entraîne des coûts considérables.

Dans son rapport au Président de la République sur les investissements nécessaires pour l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau européen, publié en 2014 et intitulé « Énergie, l’Europe en réseau », Michel Dervevet cite l’exemple d’un poste de transformation allemand dimensionné en 2009 pour alimenter le consommateur. La production photovoltaïque estivale ayant été de plus en plus importante, il a fallu redimensionner cet équipement en fonction des pics de production estivale pour refouler la production et non plus pour alimenter le consommateur, ce qui a entraîné des coûts considérables. L’Allemagne n’arrive pas à transporter son électricité de l’Allemagne du Nord où sont implantées toutes les éoliennes, notamment sur la mer du Nord, vers le sud, où elle est principalement consommée. Dès lors, elle s’impose sur le réseau de ses voisins, car on ne peut pas empêcher les électrons de passer, et l’électricité allemande passe par la Belgique, les Pays-Bas, l’ouest de la France, la Tchéquie, la Pologne. Elle traverse aussi la Suisse pour aller de l’Allemagne du Nord à l’Allemagne du Sud. Ces flux non nominés et non prévus qui s’imposent sur les réseaux de chaque pays fragilisent les réseaux et perturbent l’approvisionnement. Tous ces pays sont donc en train de s’équiper de transformateurs-déphaseurs pour se prémunir contre ces flux indésirables.

J’évoquerai brièvement le parc nucléaire. Nous savons que le nucléaire n’émet pas de CO2. Il y en a toujours pour fabriquer les barrages et les éoliennes, mais le cycle complet du nucléaire est particulièrement décarboné, notamment grâce à l’usine Georges-Besse II, dont j’ai déjà parlé, qui consomme très peu. L’enrichissement de l’uranium s’effectue avec une énergie presque entièrement décarbonée. Selon une étude du cabinet Poisson, le nucléaire français rejette 5,45 grammes de CO2 par kWh sur le cycle complet. C’est un atout compétitif déterminant face à l’inéluctable envolée du prix du CO2. C’est un atout par rapport à nos voisins, car le prix du CO2 qui était très bas jusqu’à présent est en train de s’envoler. On peut prévoir qu’il va monter assez haut, notamment à cause de la révision du cadre législatif du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne, au début de 2018, pour préparer la quatrième période qui commence en 2021. Dès maintenant les Allemands commencent à s’inquiéter parce que le carbone va coûter cher.

On commence à savoir - cela se disait peu auparavant - que la production nucléaire est très flexible et capable de suivre la consommation. Un autre graphique réalisé à partir des données de RTE met en parallèle la courbe de consommation et la courbe de production nucléaire pour l’année 2016. La maintenance peut être effectuée au moment où on a le moins besoin d’énergie. Même sur des cycles les plus courts, le nucléaire suit au plus près les besoins de la consommation. La plupart des réacteurs du parc français sont capables de varier de 80 % de puissance, en plus ou en moins, en moins de trente minutes et d’être mis à l’arrêt sur demande du gestionnaire de production. Cela s’est produit à plusieurs reprises, notamment à cause de records éoliens.

Un graphique montre, pour tous les moyens de production non subventionnés, c’est-à-dire les moyens programmables, la corrélation entre le prix du mégawattheure et la production éolienne en Allemagne pour l’année 2018 : plus il y a de vent et plus le prix du mégawattheure descend. À partir de 24 gigawatts de puissance, les prix deviennent négatifs. On voit des prix à – 76 euros le mégawattheure, ce qui dissuade l’investissement dans toutes les productions électriques non subventionnées.

Le parc nucléaire français est supposé être vieillissant. Âgée de quarante ans, notre doyenne de Fessenheim est dans la force de l’âge. C’est une des centrales les plus sûres du parc électrique français. Aux États-Unis, 87 des 98 licences ont déjà été renouvelées pour vingt ans. Aux États-Unis, il est explicitement précisé dans la réglementation que les licences sont limitées à quarante ans pour raison économique antitrust et non de vétusté.

Un autre graphique, sur les conséquences prévisibles à court terme, a été réalisé à partir de captures d’écran extraites d’une analyse de l’institut franco-allemand d’observation des énergies renouvelables Agora energy 22 et de l’institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Il montre que le coût marginal du nucléaire est plus faible que celui du charbon, ce qui sera encore plus vrai après l’augmentation du prix du CO2. Le rapport franco-allemand constate que si des capacités nucléaires sont retirées du mix français, la compétitivité des centrales à charbon maintenues dans le système en Allemagne sera améliorée. De fait, les énergies renouvelables à un niveau élevé imposeront aux énergies programmables d’opérer plus fréquemment en suivi de charge. En France, le développement visé des énergies renouvelables et le réinvestissement dans le parc nucléaire au-delà de 50 gigawattheures (GWh) comportent un risque important de coûts échoués dans le secteur électrique. Autrement dit, le développement des énergies renouvelables entraînera des risques de coûts élevés parce que le parc d’exploitation deviendra bien moins rentable. Qu’on le veuille ou non, le développement des énergies renouvelables électriques intermittentes devrait contraindre à la fermeture de réacteurs opérationnels sans pour autant offrir d’alternative.

Notre politique énergétique doit-elle être influencée par l’Allemagne ou par l’Office franco-allemand pour la transition énergétique, qui tient ses bureaux au ministère de la Transition écologique et solidaire ? Dans une question écrite, la sénatrice Anne-Catherine Loisier s’est étonnée de la représentation des entreprises du secteur éolien au sein de cet office et de l’intérêt allemand de développer les énergies renouvelables en France.

Jusqu’à quand devrons-nous subventionner une technologie plus que centenaire ? La première éolienne électrique date de 1887. Ne fallait-il pas apprendre à stocker l’électricité avant d’encourager la concurrence des productions intermittentes ? Si on sait stocker l’électricité, cela peut être une bonne idée, mais tant qu’on ne sait pas le faire, c’est différent. À qui profite la perte de compétitivité du nucléaire liée à l’injection d’intermittence ?

Le temps me manque pour évoquer les problèmes liés au patrimoine.

M. le président Julien Aubert. Cela tombe bien parce que nous sommes dans la partie d’analyse économique et non pas dans la partie relative à l’acceptabilité sociale qui sera traitée ultérieurement.

M. Ludovic Grangeon, collectif Allier citoyen. Le collectif Allier citoyen est l’un des plus anciens collectifs de vigilance créé en France, il y a plus de douze ans. L’invasion d’opérations d’énergies renouvelables dans l’Allier a entraîné la concertation entre plus de 40 associations, aboutissant souvent au même constat, de sorte que ce collectif a pris de l’ampleur. Nous avons été le premier émetteur en France de « l’appel des cinq mille associations » lancé à la suite de l’adoption des articles de la loi de programmation fixant les orientations de la politique énergétique (POPE) proscrivant un enrichissement excessif des producteurs d’énergies renouvelables. À ce titre, notre collectif a été reçu officiellement par la commission de régulation de l’énergie (CRE), en 2010, à l’époque où M. de Ladoucette en était le président. Nous avons accumulé un certain nombre de matériaux qui ont bénéficié à beaucoup d’associations en France. Nous disposons d’une documentation importante.

Les énergies renouvelables sont peut-être, à Paris, un restaurant trois étoiles où tout le monde se presse, mais dans l’Allier, nous en sommes les cuisines et les poubelles. J’insisterai donc sur l’impact de ces opérations et sur leurs dégâts collatéraux tels que nous les vivons tous les jours, tout en précisant que, contrairement à certaines rumeurs, nous ne sommes ni anti-ceci ni anti-cela, nous sommes pour le développement durable, mais nous sommes parfois contraints de lutter contre des agressions.

Nous avons intitulé notre exposé « Du rêve à la réalité : quel est l’impact de l’éolien et des énergies renouvelables au niveau local ? ».

Je résumerai en quelques mots le constat fait depuis dix ans par nos associations : un bilan calamiteux, 120 milliards d’euros dépensés, une production non adéquate aux besoins, un tarif exorbitant qui n’est jamais justifié, une paupérisation et une précarisation énergétique considérable et surtout un saccage et un mitage du territoire avec des dégâts collatéraux désormais insupportables de tous ordres : économie, agriculture, environnement, atteinte aux libertés, fléau des lobbys.

Cette prolifération anarchique est tellement importante que le département de l’Allier a voté solennellement, en séance plénière, l’année dernière, une motion pour exprimer sa vive inquiétude et son désarroi. Nous savons que d’autres départements comme le Cantal ou la Charente-Maritime ont rallié cette démarche. Le département de l’Allier a été l’un des premiers à réagir, en raison même de l’antériorité de notre association, signe que nous avons été envahis un peu plus vite que les autres.

Au Sénat, en séance publique, le 21 novembre 2009, des propos prémonitoires avaient déjà bien décrit cette situation : « Un syndicat des énergies renouvelables se déploie méthodiquement sur le territoire et utilise pour cela des méthodes contestables. Des sociétés étrangères sollicitent les détenteurs de terres et leur font miroiter des avantages à court terme ».

Le premier rapport sur les énergies renouvelables et les éoliennes produit par l’Assemblée nationale, en 2010, avait conclu que « le niveau et la pertinence de ce prix n’ont jamais donné lieu à un débat politique, le Parlement n’ayant eu qu’à constater ces données économiques majeures, bâties de toutes pièces par les administrations ».

Depuis le décret 2009-252, le supplément de rémunération servi aux producteurs, du fait de leur contribution à l’atteinte des objectifs n’est plus justifié. Pourquoi gardent-ils un supplément de rémunération dans la mesure où leurs résultats ne sont pas là ?

Pour évoquer la ruée vers l’effet d’aubaine, je citerai encore les propos des députés : « Leurs promoteurs sont souvent apparus à la mission, du moins en France, comme des intervenants économiques d’une nature plus financière qu’industrielle. À quelques exceptions près, leurs qualités d’énergéticien s’étaient révélées secondaires par rapport à celles de développeurs de business, pour des rendements élevés et assurés ».

Voilà ce que nous vivons sur le terrain tous les jours. Plus de quarante promoteurs battent le terrain dans l’Allier actuellement, sans qu’aucune concertation ne soit faite et, bizarrement, ils sont souvent seuls sur les communes considérées ! L’obligation de rachat conduite à prix ferme et garanti appelle l’avidité de quelques-uns.

M. le président Julien Aubert. Comme l’Assemblée nationale produit beaucoup de rapports, pourriez-vous préciser quel rapport vous citez ?

M. Ludovic Grangeon. Il s’agit du rapport 2398 fait en 2010 par une mission d’information sur le thème de l’éolien et des énergies renouvelables, qui a produit des travaux semblables à ceux d’une commission d’enquête. Le rapporteur en était M. Franck Reynier. Ce rapport a été produit par un groupe de travail de députés.

Des fortunes réalisées sur des activités financées par un chiffre d’affaires entièrement public ont surgi comme par miracle. J’ai été interviewé à ce sujet par de nombreux médias nationaux. On cite les fortunes de MM. Pâris Mouratoglou, Christophe Gruy ou Jean-Michel Germa, qui se chiffrent en centaines de millions d’euros à partir d’un chiffre d’affaires entièrement public. Conclura qui pourra.

L’arrêté ministériel du 26 août 2011 introduit une dérogation exorbitante du droit commun de dépassement du seuil légal prévu par l’article R1334-32 du code de la santé publique. Depuis 2011, les éoliennes ont tendance à doubler de taille. Comment cette dérogation, susurrée par un lobby à des cabinets ministériels, a-t-elle pu être autorisée sans qu’un contrôle législatif sévère puisse apprécier sa pertinence ou non, sachant que, par ailleurs, le comité de travail réuni par l’Agence française de sécurité sanitaire de l’environnement et du travail (AFSSET), devenue l’Agence nationale de sécurité sanitaire de l’alimentation, de l’environnement et du travail (ANSES), a délégué cette mission au lobby notoire qu’est le syndicat des énergies renouvelables ? Comment cette dérogation a-t-elle pu être instruite objectivement et comment peut-il être dérogé au code de la santé publique ?

La distance de toute habitation est maintenue depuis des années à cinq cents mètres. Cela pouvait se concevoir quand les éoliennes mesuraient 75 mètres de haut, mais aujourd’hui, dans tous les projets, elles mesurent plus de 200 mètres. Pourquoi maintient-on la distance de cinq cents mètres, alors que tous les pays européens ont adopté des normes plus raisonnables et réalistes ? Pour nous, la norme minimum doit être égale à dix fois la hauteur, comme dans beaucoup de pays européens.

Concernant le tourisme, je citerai un sondage fiable. Dans le monde politique, vous savez que la pertinence d’un sondage dépend de la taille de l’échantillon et non pas de la taille de la population. En l’occurrence, l’échantillon est de 1 280 touristes, donc largement supérieur à 1 000, soit un taux de confiance supérieur à 95 %. Ce sondage porte sur un milieu comparable à celui de l’Allier. Il est notamment précisé que la stabilité des formes matérielles et visibles du paysage constitue un élément stratégique très important pour l’industrie touristique. Or il révèle que, dans un environnement proche, de 0 à 2 km, 97 % des touristes changent de destination. Dans un environnement à moyenne distance, de 2 à 10 km, 95 % changent de destination. Je parle de la zone des châteaux de la Loire, à l’impact touristique important. L’Allier possède également des sites touristiques remarquables. Ce taux ne chute qu’à partir de dix kilomètres. L’espace rural recouvre près de 68 % des lits touristiques dans l’Allier, de même que dans le Cantal, la Haute-Loire, le Puy-de-Dôme et, globalement, l’Auvergne. Rien que dans l’Allier, le nombre d’emplois oscille entre 4 000 et 6 000, selon des statistiques de l’INSEE, car nous utilisons des données fiables et vérifiables. Ce nombre a encore crû depuis puisque, dans l’Allier, la croissance procédant principalement du tourisme vert, les chiffres sont probablement de 20 % supérieurs. Faut-il attendre que nos 3 000 emplois touristiques soient supprimés pour qu’on commence à s’inquiéter de la prolifération des éoliennes ?

Le fameux rapport n° 2398 de la mission d’information soulignait notamment, dans les conclusions unanimes des députés : « Un secteur bénéficiant légalement d’un surprix garanti ; la mise à jour d’un important surcoût ; les activités éoliennes constituent un secteur favorisé hautement spéculatif ; le paysage reste indissociable de notre identité ; le mitage du territoire, résultat du détournement de la procédure des zones de développement de l’éolien ».

Telles sont les cuisines et les poubelles de ce restaurant trois étoiles.

Concernant les reventes d’opérations, il avait déjà été considéré à l’époque comme inconcevable que des opérations soient revendues dans une bulle spéculative, en soulignant que les lobbys vendent des projets éoliens qu’ils revendent ensuite aux producteurs. La première opération implantée dans l’Allier vient d’être revendue pour la sixième fois en huit ans. Je ne citerai pas, par discrétion le nom des promoteurs, mais je le tiens bien sûr à votre disposition, avec les relevés légaux des greffes des tribunaux de commerce.

M. le président Julien Aubert. Cela nous intéressera.

M. Ludovic Grangeon. Concernant la précarité énergétique, nos associations réalisent beaucoup d’actions sociales en milieu rural. Selon l’observatoire national de la précarité énergétique (ONPE), 5,6 millions de ménages sont aujourd’hui en situation de précarité énergétique, soit 12 millions de personnes. La part de ménages déclarant que la facture de gaz et d’électricité représente une part importante de leurs dépenses a augmenté depuis 2016, passant de 55 % à 65 %. Les augmentations du prix de l’énergie ont largement concerné l’électricité, avec des hausses énormes de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) et maintenant sur la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE). Bien que la CSPE n’existe plus en tant que contribution spécifique, elle concerne littéralement une opération de défaisance, puisqu’elle vise maintenant à consolider la dette que l’État avait créée envers EDF en ne remboursant pas EDF sur la perception de la CSPE.

Je me permettrai, au nom du collectif, de juger inadmissibles les propos récents de M. de Rugy sur l’augmentation du prix de l’électricité, dans la mesure où la situation précaire d’EDF est due notamment à un déficit de trésorerie de 11 milliards d’euros qui a frappé EDF pendant sept ans. C’est seulement maintenant que le moratoire de remboursement s’achève, qui plus est au prix d’une opération de défaisance, avec une double taxe, la CSPE et la TICPE. Je n’insiste pas.

Ce désastre tarifaire sur la précarité énergétique a également été soutenu récemment par le nouveau président de la commission de régulation de l’énergie, M. Carenco, En écoutant ses propos, j’avais davantage l’impression d’entendre le directeur de cabinet de M. Borloo, il y a dix ans, que le préfet à la retraite qui vient d’être nommé à la CRE. Sur le terrain, j’ai entendu beaucoup de gens choqués par cette désinvolture, car la CRE s’occupe aussi d’aide sociale à l’énergie, dont il n’a jamais été fait mention. Nous sommes particulièrement choqués par cette réflexion désinvolte qui justifie les conséquences d’un système institué il y a dix ans.

Je n’ai jamais rencontré dans mes contacts avec la CRE une critique aussi vive de ce système que dans l’équipe précédente. Il faudra nous expliquer.

M. le président Julien Aubert. Vous parlez de l’équipe de M. Ladoucette ?

M. Ludovic Grangeon. La précédente équipe, sans parler de personne.

M. le président Julien Aubert. Qui critiquait quoi ?

M. Ludovic Grangeon. Les équipes de la commission de régulation de l’énergie m’ont toujours confirmé que la décision initiale qui trouvait que la rémunération des énergies renouvelables, notamment de l’éolien, était excessive, a toujours été confirmée. Cette décision a été prise en séance officielle le 30 octobre 2008. Et lorsque j’ai été reçu au titre de l’Appel des 5000 et au titre du collectif Allier citoyen, par la commission de régulation de l’énergie, il m’a été confirmé que cet avis n’avait jamais été infirmé.

S’agissant de la dépréciation immobilière, des drames analogues à ceux des subprimes sont vécus tous les jours. Imaginez un ménage dont le chef de famille est muté, qui doit revendre sa maison à 50 % du prix ou même ne peut pas la vendre parce que trop proche d’une éolienne. Dans des villages de l’Allier comme Laprugne ou Saint-Nicolas-des-Biefs quasiment la moitié des maisons sont à vendre. La route départementale entre le Mayet-de-Montagne et Laprugne est jalonnée depuis des années de maisons à vendre qui ne trouvent pas preneurs. N’importe quel agent immobilier vous le confirmera. On note dans la jurisprudence du tribunal de grande instance de Quimper, du tribunal de Bressuire, de la cour d’appel de Nantes un certain nombre de dégâts faits sur l’immobilier. Les décotes sont très importantes.

On voit bien l’opposition entre énergie renouvelable et développement durable. S’agissant du fléau des lobbys, nous subissons quotidiennement des influences extrêmement malsaines, dont celle du lobby européen qui vient critiquer la protection des sites de l’Unesco.

Nous souhaitons quatre mesures immédiates : l’actualisation des distances de sécurité à un minimum de dix fois la hauteur ; l’adaptation des typologies de l’énergie renouvelable aux territoires ; l’analyse de l’impact global des opérations en fonction de tous les dégâts que je viens de citer ; la suppression immédiatement de l’interdiction d’enquête publique et de recours au tribunal administratif, qui nous semble un retour particulièrement malsain du régime de Vichy.

M. le président Julien Aubert. Conclusion féroce.

M. Ludovic Grangeon. Vichy est dans l’Allier !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je regrette de n’avoir pas reçu au préalable vos slides qui comportent beaucoup de chiffres et d’éléments. Je vous invite à les faire redéfiler afin de vous interroger.

Sur quel fondement faites-vous état d’une paupérisation et d’une précarisation énergétique ?

M. Ludovic Grangeon. Selon la source incontestable qu’est de l’observatoire national de la précarité énergétique, 12 millions de Français sont en précarité énergétique par suite de l’augmentation des tarifs, à quoi s’ajoutent des coûts collatéraux. On baisse le chauffage, on tombe malade, ce qui coûte des journées maladie à la sécurité sociale. On ne peut pas se rendre à un entretien pour un emploi, on reste parfois au chômage plus longtemps, on rogne sur le budget d’essence et de déplacement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Tout cela à cause de l’éolien ?

M. Ludovic Grangeon. Réalisez ce que représente l’augmentation du tarif de l’électricité pour un ménage d’agriculteurs dont le revenu moyen est de 540 euros par mois ! Je le répète, le restaurant trois étoiles, nous en sommes les poubelles et les cuisines !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’entends votre émotion mais notre commission d’enquête cherche à évaluer avec précision les coûts à partir d’éléments concrets. Sur quels éléments chiffrés vous fondez-vous pour affirmer que les éoliennes ont un effet de paupérisation et de précarisation énergétique ?

M. Ludovic Grangeon. À eux seuls, l’augmentation de la CSPE représente 35 %, et son volume 650 %. Il est notoire que la répercussion de la CSPE sur les factures d’électricité a d’abord été minorée pour ne pas apparaître trop fortement sur les factures d’électricité.

Un second argument est d’ordre technique. Même si les lobbys dévient souvent les statistiques, le prix médian du marché, plutôt que le prix moyen, en temps réel tel que fourni par le site EPEX Spot, est de 38 à 42 euros le mégawattheure, alors que, depuis dix ans, le tarif de rachat d’électricité renouvelable est garanti à 82 euros. Il est aujourd’hui, par appel d’offres, de 75, 79, voire 80 euros, mais ce prix reste très supérieur à celui du marché. Par conséquent, chaque fois qu’une éolienne est implantée à quelque endroit, un million d’euros sont soustraits au pouvoir d’achat des Français, car le marché EPEX Spot s’applique à tous les producteurs d’électricité. Ainsi, la production annuelle d’une ferme éolienne de 16 mégawattheures, achetée à un prix garanti supérieur à celui du marché, ampute mécaniquement le pouvoir d’achat des Français. À l’achat de l’électricité s’ajoute la CSPE destinée à subventionner cette activité qui est déjà payée. C’est la double peine.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous nous fournir cette démonstration par écrit ?

M. Ludovic Grangeon. Volontiers.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous parlez de saccage, de fléau des lobbys, des termes qui relèvent davantage de l’émotion que de l’analyse scientifique. Vous ne pourrez pas nier qu’il y a de la passion dans vos propos.

M. Ludovic Grangeon. Je le nie, parce que je ne fais que me faire l’écho des propos que l’on m’a rapporté et que je peux illustrer. Estimez-vous que la construction d’éoliennes sur le site de pèlerinage de Saint-Jacques-de-Compostelle consacré par l’Unesco n’est pas dommageable ? Estimez-vous que la chute de 30 % de la production laitière d’un groupement agricole situé à proximité d’éoliennes, les jours de grand vent, soit environ cent jours par an, ne représente pas un préjudice ? Estimez-vous que la situation dramatique d’un ménage gravement endetté qui n’arrive pas à vendre sa maison depuis deux ans et qui ne peut opérer une mutation professionnelle ne doive pas être prise en considération ? Croyez-vous qu’après avoir rencontré un couple de jeunes gens qui s’est endetté pour investir dans un projet touristique créateur d’emploi menacé par un projet d’éoliennes mes propos ne puissent pas être passionnés ? Je ne traduis pas une passion personnelle. Croyez bien que dans une commission d’enquête où l’on s’exprime sous serment, je n’emploie des termes aussi durs qu’après les avoir pesés. Je vous invite à visionner le film « Hélices au pays des merveilles » réalisé sur notre territoire, dans lequel un maire décrit ses désillusions. En regardant ce film vu déjà 300 000 fois, vous constaterez que le désarroi des gens sur le terrain est manifeste. Vous verrez ce comédien qui n’arrive plus à apprendre ses textes parce qu’il ne peut plus ouvrir les fenêtres l’été et que le bruit de » machines à laver » l’empêche de se concentrer.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. S’agissant d’une commission d’enquête, je souhaiterais que chacun de vos propos soit étayé par l’envoi d’éléments écrits.

M. Ludovic Grangeon. Très volontiers. Je n’ai pas voulu encombrer la commission. Le matériau risque d’être abondant. Nous pouvons également revenir. Au cours du grand débat, le Président de la République a dit qu’il fallait écouter le terrain.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci d’avoir porté à la connaissance de la commission d’enquête ce rapport de l’Assemblée nationale que je ne connaissais pas.

M. Ludovic Grangeon. En 2010, ce rapport était déjà alarmiste et depuis, la situation s’est aggravée.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. La fréquentation touristique dans l’Allier est-elle est progression ?

M. Ludovic Grangeon. L’Allier fait partie des départements en croissance touristique. C’est pourquoi nous luttons contre les projets d’éoliennes.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. D’un côté, une étude montre que le tourisme est empêché par la présence d’éoliennes.

M. Ludovic Grangeon. Dissuadé !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure Quelle est la situation du parc éolien en Allier ?

M. Ludovic Grangeon. Quarante projets sont sur le point d’être déposés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure Je parle de l’existant dans l’Allier, où vous dites que de plus en plus de gens viennent faire du tourisme vert. Aujourd’hui, avez-vous zéro éolienne en Allier ?

M. Ludovic Grangeon. Nous avons sept parcs éoliens, mais si leur nombre passe à quarante, nous serons sinistrés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les sept parcs éoliens existants ont donc progressé en même temps que la fréquentation touristique.

M. Ludovic Grangeon. Pas nécessairement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Dans les dernières années, il y a eu à la fois plus d’éoliennes et plus de touristes.

M. Ludovic Grangeon. La densité des parcs éoliens permet de respecter des distances qui restent raisonnables mais qui ne le seront plus si les projets en cours sont confirmés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Toutefois, vous avez plus d’éoliennes et plus de touristes, et vous craignez que la présence d’un nombre supérieur d’éoliennes ne fasse obstacle à la poursuite de la croissance touristique.

M. Ludovic Grangeon. Le problème ne se pose pas en ces termes. C’est une vision parisienne.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je suis du nord de l’Isère !

M. Ludovic Grangeon. Je parle des états-majors, je ne vous vise pas personnellement.

Des sites touristiques sont menacés par des opérations d’éoliennes. Si elles se concrétisent, ces sites touristiques disparaîtront.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai bien entendu votre inquiétude pour l’avenir.

M. Ludovic Grangeon. En revanche, sur l’immobilier, le désastre est immédiat et réel. Nous avons réalisé un catalogue de panneaux « A vendre » posés sur des maisons que je pourrai vous transmettre.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pour établir vos statistiques, vous prenez en compte toutes les maisons à vendre à proximité d’éoliennes, mais il faudrait s’assurer qu’elles le sont à cause de cela, ce qui n’est pas forcément le cas.

M. Ludovic Grangeon. Interrogez les agences immobilières et les notaires !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Cela concerne l’acceptabilité, qui fera l’objet d’une autre partie d’auditions. Nous entendrons des maires de communes dire que cela n’a aucune incidence sur les projets immobiliers ou sur les prix dans leur commune.

M. Ludovic Grangeon. Dans quel pourcentage et pourquoi le département de l’Allier a-t-il voté une motion ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il revient à cette commission d’enquête d’examiner ce pourcentage. En regard du sondage sur la réaction des touristes que vous produisez, un sondage tout aussi sérieux montre que plus les gens habitent proches des éoliennes et moins ils ont de problèmes avec les éoliennes.

M. Jean-Pierre Riou. Une étude réalisée par Steve Gibbons pour la London School of Economics atteste une dévalorisation immobilière. Intitulée « Gone With The Wind », portant sur des centaines de transactions analysées durant plus de douze ans, avant et après réalisation des projets, elle est de loin la plus complète. Elle comporte une critique de la méthodologie des études qui ne trouvent pas de dévalorisation immobilière. Le principal de la dévalorisation a lieu à l’annonce du projet. Celle-ci est rarement pire une fois les éoliennes en place. Une récente étude allemande va dans le même sens.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Le sujet étant à l’origine de beaucoup de fantasmes, nous avons besoin d’éléments pragmatiques et chiffrés.

Dans votre démonstration, vous montrez que l’éolien est une énergie intermittente, que le parc nucléaire est décarboné et vous demandez : jusqu’à quand doit-on accompagner ces technologies ? Quand deviennent-elles suffisamment stables pour ne plus avoir besoin de subventions publiques ? Je vous pose la question.

M. Jean-Pierre Riou. Les subventions sont nécessaires pour permettre à une nouvelle technologie de devenir mature, et les lois de la concurrence interdisent qu’on subventionne une technologie qui a plus de cent ans. Il n’empêche que des demandes visant à les prolonger sont régulièrement faites à la Commission européenne.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. De quelles lois s’agit-il ?

M. Jean-Pierre Riou. Des lois de la concurrence qui interdisent le subventionnement d’une technologie aux dépens d’une autre. Les aides d’État sont aussi très contrôlées.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous ne pouvez comparer l’éolienne d’il y a cent ans avec celle d’aujourd’hui. Des technologies nouvelles et émergentes sont apparues.

M. Jean-Pierre Riou. Il n’y a eu aucune rupture technologique.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. De la même façon, on pourrait dire qu’on a toujours brûlé des déchets et que des centrales le font.

M. Jean-Pierre Riou. Il y a vingt-cinq ans, on a lancé de nouvelles façons de produire de l’électricité, alors que la méthode avait été abandonnée pour cause d’intermittence de la production. La filière éolienne se vante d’être mature. Si elle est mature, c’est qu’elle n’a pas besoin de subventions.

M. Ludovic Grangeon. J’ai été directeur général d’une société d’énergie majeure que j’ai menée à la certification qualité et à la certification environnementale.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Laquelle ?

M. Ludovic Grangeon. J’ai été directeur général de la société Prodith à Lyon, l’un des principaux concessionnaires en énergie pour la région Rhône-Alpes. Je l’ai certifiée ISO 9000 et ISO 14000, parmi les premières en France.

À titre personnel, je suis très étonné de revoir cette vieille technologie d’éolienne, du modèle de Poul La Cour. Les éoliennes tripales « modernes », avec le laboratoire national d’essais, promu par EDF à l’époque, ont réalisé les premières expérimentations d’éoliennes en France à Nogent-le-Roi, où une éolienne de 600 kWh tournait déjà dans les années 1950. Ce procédé avait été testé et refusé. Aujourd’hui, ces éoliennes sont promues en raison de leur bas coût. Sur le marché d’occasion, sur des sites comme alibaba.com, sur le marché international du refurbishing, vous trouvez une éolienne d’occasion de grande marque d’une capacité de 1,5 à 2 MWh à un prix oscillant entre 300 000 et 600 000 euros.

Ceux qui sont allés aux Jeux olympiques de Londres se sont promenés parmi des parcs urbains d’éoliennes sans le savoir. Un inventeur français, l’ingénieur Darrieus, membre de l’Académie des sciences, a inventé les fameuses turbines de Darrieus qui font l’objet de brevets dans le monde entier. Un autre grand écologiste a inventé des éoliennes modernes dont on parle peu, qui sont bien moins nuisantes. Il s’agit du commandant Cousteau et du procédé Malavard, du nom du professeur Malavard, autre membre de l’Académie des sciences, qui a inventé les fameux mâts à aspiration. Même nos amis allemands exploitaient ce procédé, puisqu’un cargo équipé de ce mode de propulsion faisait la liaison régulière Hambourg-New York dans les années 1930. En outre, installer, comme on le fait en Grande‑Bretagne, de petites éoliennes à effet de turbine de Darrieus sur les immeubles, réduit la facture d’électricité du destinataire puisqu’ils interviennent en délestage selon la technique des particuliers qui installent des panneaux solaires sur leur toit.

Ces procédés sont beaucoup plus modernes. Je ne suis pas du tout anti-éolien, je suis consterné que des acteurs spéculatifs aient fait main basse sur des procédés obsolescents, qui ont surtout pour mérite de générer le maximum de marge sans offrir de performances techniques intéressantes. Plus on multiplie la taille de ces machines en rase campagne, plus cela devient une aberration et plus les pertes sont fortes. Le directoire du laboratoire national d’essai des éoliennes, l’ancien Risø, l’a démontré il y a deux ou trois ans. Il existe même dans les documents de WikiLeaks un rapport interne de Vestas qui montre tous les problèmes posés par l’augmentation de la taille des éoliennes de modèle Poul La Cour.

Pour répondre plus précisément à votre question technique, une commune qui se vante d’obtenir des recettes avec une éolienne basique telle que les lobbys la proposent aurait intérêt à regarder ce que font les Londoniens ou la ville de Lyon, où une éolienne fixée sur le toit du siège d’une compagnie de travaux publics fonctionne très bien. Pourquoi ne pas pourvoir les bâtiments communaux de ces éoliennes qui ont un bien meilleur rendement parce qu’elles ne doivent pas être orientées au vent ? Cela soulagerait leur facture énergétique, voire rendrait leurs bâtiments à énergie positive.

M. Jean-Pierre Riou. J’en viens aux dernières questions.

Ne fallait-il pas apprendre à stocker l’électricité avant d’encourager la concurrence des énergies intermittentes ? Les énergies intermittentes posent des problèmes et provoquent une fuite en avant en attendant de savoir stocker l’énergie.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous estimez que nos stratégies de développement de stockage sont insuffisantes ?

M. Jean-Pierre Riou. Très insuffisantes !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous considérez qu’on devrait renforcer ce volet ?

M. Jean-Pierre Riou. La recherche sur le stockage, pourquoi pas ? Elle est même indispensable. Les stations de pompages d’électricité dans les barrages représentent 5 GWh. On peut améliorer légèrement ce résultat mais quand on voit les problèmes que pose la « flaque d’eau de Sivens, cela présenterait des inconvénients de nature à contrarier les écologistes. Il existe d’autres techniques de stockage avec des pertes de rendement plus ou moins importantes, mais les centrales programmables qui suivent les besoins de consommation sont suffisantes pour remplir les quelques capacités de stockage. Le nucléaire peut faire remonter l’eau dans les barrages, la nuit. Il n’est pas besoin d’éoliennes qui forcent le nucléaire à s’adapter.

M. Jean-Pierre Riou. Enfin, à qui profite le crime, c’est-à-dire la perte de compétitivité du nucléaire liée à l’injection d’intermittence ? D’évidence, cela fait le jeu de l’Allemagne.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. C’était votre propos précédent. Vous laissiez entendre que l’Allemagne influencerait une stratégie de développement d’EnR éolien en France afin d’en tirer profit économiquement.

M. Jean-Pierre Riou. Avant-hier, le ministre allemand des affaires étrangères estimait impossible de concilier l’enjeu climatique et l’enjeu de sortie du nucléaire et que le climat devrait passer avant le nucléaire. L’Allemagne qui peine à réduire le charbon mesure l’enjeu de compétitivité. Elle a décidé, de façon unilatérale, de passer à des énergies intermittentes en mettant une pagaille monstre sur le réseau électrique européen qui demande à tous les partenaires d’assumer les coûts de restructuration du réseau. Ainsi engagée, elle a du mal à réduire sa production par le charbon. Elle a légèrement réduit non la puissance installée mais la production. Mais en termes de compétitivité, elle a intérêt à nous vendre des éoliennes et à flinguer notre nucléaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez conclu en disant : si le stockage fonctionnait, tout cela en vaudrait la peine.

M. Jean-Pierre Riou. Bien sûr !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’en déduis que vous n’avez aucune foi dans le développement du stockage.

M. Jean-Pierre Riou. Dix représentants du secteur électrique européen se sont réunis à Berlin au mois d’août 2018 pour tirer le signal d’alarme. Dans leur rapport, ils soulignaient l’érosion des moyens pilotables en Europe et prévenaient que les pays européens ne pourraient pas assumer un pic de consommation, au risque de mettre en péril la solidarité européenne. Tout le monde compte sur les autres, mais surtout sur la France et éventuellement sur l’Allemagne, qui a gardé toute sa production pilotable mais projette de la réduire légèrement. Or l’Allemagne craint une période de plusieurs jours nuageuse et sans vent, situation à laquelle aucun stockage au monde ne peut répondre. Les moyens pilotables sont indispensables. 

Mme Bénédicte Peyrol. Monsieur Riou, vous avez parlé du refoulement et de son coût. Pourriez-vous préciser ce qu’il représente en termes de réseau et s’il est identique pour tous les types d’énergie renouvelable ?

Vous avez dit que plus il y a de vent et moins il est rentable d’investir dans les modes de production non subventionnés. Pourriez-vous préciser ce point ?

Une question pour vous deux : on a beaucoup parlé d’éoliennes, mais que pensez-vous des équilibres et des subventions, notamment sous la forme de prix garantis, pour les autres énergies renouvelables ? Certaines seraient peut-être plus intéressantes malgré la limite de l’intermittence, hormis la méthanisation. Quelle est votre appréciation économique des objectifs que se fixe la France dans le cadre de la PPE ?

On a beaucoup parlé de l’Allier. Pétain a choisi Vichy mais Vichy n’a pas choisi Pétain. Nous nous battons donc pour qu’on parle du régime de Pétain et non du régime de Vichy. Les causes de la moins-value de la vente d’une maison proche d’une éolienne doivent être appréciées avec prudence. Saint-Nicolas-des-Biefs et Laprugne ont d’autres problématiques. Dans ces territoires très reculés, beaucoup de maisons sont à vendre. Les éoliennes y ont sans doute leur part, mais il convient d’être mesuré. Dans les territoires extrêmement ruraux et reculés comme les nôtres, il y a plusieurs facteurs.

M. Jean-Pierre Riou. Le refoulement entraîne d’abord des coûts liés à l’équilibre du réseau et aux mesures de redispatching, c’est-à-dire d’arrêt d’un moyen de production pour en redémarrer un autre quand les lignes sont saturées. En France, il y a des milliers de kilomètres de lignes à haute tension. Quand elle était ministre, Delphine Batho avait bien dit qu’il fallait de nouvelles lignes de transport pour les énergies renouvelables. Lors de son audition, François Brottes a cité le chiffre de 5 milliards d’euros par an pour le réseau. Je n’avancerai pas de chiffre, mais il est certain qu’en Allemagne, restructurer et redimensionner le réseau coûtent plusieurs milliards d’euros, puisque les dispositions à prendre ne dépendent pas seulement de la puissance à acheminer vers le consommateur mais aussi de la puissance à refouler.

La corrélation entre quantité de vent et production apparaît clairement sur le site EPEX Spot. Chaque fois qu’on annonce que l’Allemagne vient de battre un record éolien, avec 65 % de la consommation couverte par la production renouvelable, dont 40 % pour les éoliennes, je vais directement sur EPEX Spot où je vois des prix négatifs. Quand il y a un record éolien, les prix tombent en dessous de zéro ou, à tout le moins, très bas. S’il y a un record éolien un dimanche, c’est forcément négatif. Plus il y a de vent et moins l’électricité vaut cher. La concurrence instillée dans le système électrique dissuade d’investir. Sans subvention, le métier de producteur d’électricité est difficile. Dans la mesure où chaque fois qu’il y a un coup de vent, le prix descend et peut même devenir négatif, on a investi dans un outil de production, centrale nucléaire ou autre, dont on ne peut se servir. Cela pose un problème dans la mesure où l’on ne peut pas se passer des centrales pilotables.

M. Ludovic Grangeon. Dans le mix, nous n’avons pas parlé de l’énergie hydraulique qui permet pourtant à la France de satisfaire ses objectifs d’énergie renouvelable. C’est d’ailleurs un problème dans l’Allier, qui est excédentaire en hydraulique. De plus, il n’est pas de meilleur stockage que celui d’un barrage, qui est un instrument pilotable, pour lâcher de l’énergie au moment où on en a besoin, contrairement au vent ou au soleil. L’hydraulique est une énergie renouvelable non seulement bien meilleure mais aussi pilotable en dehors du phénomène saisonnier et elle représente trois fois le reste des renouvelables. L’hydraulique est négligée par nos pays voisins qui n’ont pas tous le même pourcentage de ressources et notre spécificité n’est pas prise en compte au niveau européen.

Le stockage pose des problèmes d’accumulateurs et de dépollution. Le phénomène des lanthanides a été décrit par de nombreuses associations d’éthique. Dans certains pays, l’extraction des lanthanides, des métaux rares, engendre plus de déchets nucléaires que le nucléaire. Ces matériaux utilisés pour la fabrication des aimants et des téléphones portables sont fortement polluants et doivent être maniés avec précaution. La filière hydrogène arrive. Il y a des leaders français dans le domaine de la gazéification. Dans le domaine de la méthanisation, nous avons du retard. C’est certes un moyen important pour éliminer les déchets agricoles mais la gazéification est en un aussi pour les déchets forestiers. Nos amis canadiens savent très bien la pratiquer, y compris avec des équipements forains. Cent taxis à hydrogène gérés par Toyota tournent actuellement dans Paris, comme on a pu le voir sur une chaîne nationale, il y a deux jours. Hyundai, le constructeur coréen, commercialise un véhicule alimenté par une pile à combustible. La France était leader dans ce domaine dans les années 1960. Il est dommage qu’elle ait abandonné cette filière puisque la pile à combustible est un des instruments d’avenir des énergies renouvelables, puisqu’elle ne rejette que de l’eau. Ces filières sont donc bien plus prometteuses.

Ce qui nous gêne en Auvergne, c’est qu’avec un fort potentiel hydraulique, nous remplissons notre quota d’énergies renouvelables. Pourquoi des promoteurs dont l’avidité financière est le premier ressort tentent-ils de parachuter des projets éoliens qui ne sont pas adaptés à notre typologie, alors que la distance d’une habitation égale à dix fois la hauteur n’est pas respectée et que nous sommes, selon l’ADEME, dans la zone la moins ventée de France ? C’est donc totalement aberrant. Votre question me ravit, parce que j’y souscris. Seul compte le mix énergétique. Plus forte sera l’écoute des territoires et plus ces énergies renouvelables seront adaptées et moins elles produiront de dégâts collatéraux.

M. Vincent Thiébaut. Je m’étonne que vous associiez la précarité énergétique à la production globale d’énergie renouvelable. Nos auditions ont montré que les énergies renouvelables ne sont plus financées dans les conditions aberrantes des années 2009 et 2010. Je le dis sans faire le procès de qui que ce soit, si on devait payer le vrai coût de l’énergie tel qu’on la produit actuellement, on n’aurait même pas besoin de subventionner la majorité des énergies renouvelables. Vous dites qu’on paie trop cher notre électricité, alors que souvent, on ne la paie pas assez cher puisque ce prix ne permet pas le maintien ou le développement du réseau nucléaire. Quand vous parlez de précarité énergétique, pouvez-vous détailler les chiffres et votre argumentation ?

M. Ludovic Grangeon. Dans les dernières années, l’augmentation du prix de l’électricité a été en grande partie due aux taxes. Sa fiscalité est analogue à celle que nous avons connue pour les carburants. Il y a eu un certain détournement de la CSPE. Au départ, c’était l’aide sociale de l’électricité. La crise des gilets jaunes ayant été provoquée par la taxe sur l’essence, si les taxes augmentent trop, nous pourrions connaître une crise due à l’augmentation du prix de l’électricité. Ce n’est pas à vous que j’apprendrai que la CSPE a fortement augmenté. La commission de régulation de l’énergie l’a dit elle-même. D’autres taxes sont venues se greffer. L’entretien du réseau, c’est un peu le paradoxe de l’œuf et de la poule. On a multiplié les réseaux pour l’implantation d’opérations d’énergie renouvelable n’importe où sans rationaliser les réseaux.

Une panne géante comme celle de la gare Montparnasse ou de l’aéroport d’Orly, dont on a moins parlé, résulte d’une faiblesse du réseau liée au fait qu’on a dû se disperser pour créer des réseaux de desserte des opérations renouvelables qui procèdent uniquement du bon vouloir des promoteurs. Un promoteur dit : je vais là, vous me devez un réseau. On double un réseau en France pour 6 % de notre électricité ! L’éolien plus le solaire représentent 6 % de notre électricité. Toutes les taxes de réseau que nous payons ne sont pas proportionnelles à la production que nous en retirons. Le doublement géographique des réseaux en répartition de surfaces serait justifié si on doublait la puissance, mais ce n’est pas le cas. Après dix ans d’effort, seulement 6 % de notre électricité nationale sont fournis par l’éolien et le solaire ! Les taxes sur le réseau ont fortement augmenté. Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), la CSPE et le reste produisent une augmentation de 35 %. L’augmentation récente de 6 % nous met face au paradoxe de l’œuf et de la poule : pour justifier l’augmentation du réseau, on augmente le tarif, avant les augmentations de rattrapage. Depuis février, tous les journaux économiques parlent de la deuxième augmentation de rattrapage et de la troisième, en sorte qu’en réalité, la hausse sera de 10 % à la fin de l’année. On dit aussi qu’il ne faut pas se chauffer par l’électricité, mais un ménage modeste qui n’a pas les moyens d’investir dans de l’isolation et dans une chaudière n’a d’autre choix que d’utiliser un radiateur électrique bas de gamme.

À cela s’ajoute un phénomène technique relatif à la fiscalité du logement. Quand vous habitez un logement social, vous ne décidez pas du mode de chauffage. Vous bénéficiez d’un dispositif d’aide au logement sur le loyer, mais pas d’un dispositif d’aide permanent sur les charges.

M. Vincent Thiébaut. Il y a le chèque énergie !

M. Ludovic Grangeon. J’en parlais avec des responsables d’une organisation caritative très connue, Habitat et humanisme, qui a fait des efforts considérables pour aider les gens très modestes à se loger : le niveau des charges dépasse aujourd’hui celui du loyer. Cette progression est constante depuis plusieurs années. Les gens de condition modeste ne peuvent pas prévoir ce niveau de charges et le nombre d’impayés est croissant. Lisez le rapport du médiateur national de l’énergie ! Il le dit bien mieux que moi. Il est tellement épais que je n’ai pas encore eu le temps de le lire entièrement, mais il insiste sur la précarisation croissante des ménages modestes qui n’arrivent plus à payer leur facture d’électricité ou de gaz par suite d’une augmentation déraisonnable. On peut juger ma réponse passionnée. Lisez les rapports de l’observatoire national de la précarité énergétique, l’observatoire national de la pauvreté et de l’exclusion sociale et le rapport du médiateur national de l’énergie, vous y trouverez toutes les statistiques voulues et une réponse mieux étayée que celle que je peux vous faire rapidement.

M. Vincent Thiébaut. L’augmentation du prix de l’énergie n’est pas un phénomène propre à la France. La PPE fixée par le Gouvernement a estimé le coût moyen du mégawattheure à 56 euros d’ici 2035 compatible avec les investissements nécessaires. En 2019, nous en sommes déjà à 52 euros. De plus, les subventions étant calculées en fonction d’un prix de marché de 56 euros, plus ce prix sera élevé et moins les subventions de l’État seront fortes.

Toutes ces taxes, dont une partie va au budget général de la France, permettent de compenser des pertes et de faire des provisions, notamment dans le cadre des productions nucléaires. Selon le rapport de la Cour des comptes, le vrai coût de la production nucléaire ne serait pas de 42 euros le mégawattheure, comme défini aujourd’hui par le système d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), mais de 60 euros. À un moment donné, il faudra payer ce delta d’une manière ou d’une autre. À mon sens, il y a trois piliers. Au coût de l’énergie s’ajoutent la rénovation thermique et les méthodes de consommation. À vous entendre, toutes ces taxes iraient vers les énergies renouvelables. À ma connaissance, ce n’est pas le cas.

M. Ludovic Grangeon. 54 % du prix de l’électricité sont représentés par des taxes.

M. Vincent Thiébaut. Je l’entends, mais la précarité énergétique ne résulte pas de la production d’énergie renouvelable. Ces 54 % ne sont pas imputables aux seules énergies renouvelables.

M. Ludovic Grangeon. Non, mais les deux pentes n’ont pas été les mêmes. La pente d’augmentation la plus forte dans les dernières années a été celle de la fiscalité et pas celle du coût de production de l’électricité. Le prix de 60 euros que vous avancez reste largement inférieur au prix historique de la production éolienne, sans parler du solaire pour lequel le prix pourrait atteindre 600 euros.

M. Vincent Thiébaut. Tout le monde fait état de prix inférieurs à 60 euros.

M. Ludovic Grangeon. Le solaire est parfois rémunéré, en fonction de certains tarifs, jusqu’à 600 euros le mégawattheure. Même si la part du solaire est moindre, à 1,5 %, et s’il y a de l’autoconsommation, il faut bien le payer. Or nous assistons à la multiplication de centrales mixtes solaire-éolien, afin d’augmenter les prix d’appels d’offres. De surcroît, les prix sont garantis, ce qui est contraire au marché. Si nous respections l’orthodoxie économique, une ferme éolienne vendrait son électricité sur le marché. Si on n’en avait pas besoin, elle ne fonctionnerait pas ou produirait à 10 centimes ou à 200 euros parce qu’on aurait besoin de son courant, ce jour-là. L’électricité n’est pas stockable. Le marché EPEX Spot fixe le prix à la minute. En garantissant des prix, on fausse le marché. On précarise des équipements pilotables soumis à des fluctuations et des populations. La plupart du temps une éolienne produit à prix garanti au-dessus du marché. Allez voir la mécanique complexe du marché EPEX Spot et vous constaterez le privilège exorbitant que nous accordons à des contrats programmés pour les éoliennes et le solaire. Tout cela contribue à une distorsion du prix de l’électricité à la hausse.

Il y a 54 % de taxes, lesquelles ont augmenté de 35 %, de sorte que la pente des taxes a augmenté plus vite.

M. Julien Aubert. Je poserai rapidement mes questions, après m’être effacé devant mes collègues. Permettez toutefois à l’opposition d’exister au travers de cette commission d’enquête qu’elle a elle-même souhaitée et qu’elle préside avec la bienveillance qu’on lui connaît.

La fédération France énergie éolienne nous a fait part d’un sondage Harris Interactive montrant que plus on habite proche de l’éolienne et plus on est favorable à l’éolien, ce qui m’a un peu interpellé. Comment expliquez-vous un tel constat ? Auriez-vous un autre sondage aux résultats inverses ?

M. Jean-Pierre Riou. Une fondation écologique allemande vient faire ce sondage pour faire dire ce que pensent les Français de l’énergie éolienne. Si on prenait un sondage commandé par un groupement anti-éolien on aurait un autre résultat.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ce propos peut se retourner contre vous !

M. Jean-Pierre Riou. Je crois me souvenir que c’était un sondage Harris Interactive et Heinrich Böll fait pour le syndicat des énergies renouvelables ou pour France énergie éolienne. Quand on est dans un village long de 5 kilomètres à moins d’un kilomètre d’une éolienne, un kilomètre peut en représenter en réalité six. Je veux voir le sondage pour émettre une opinion.

M. Ludovic Grangeon. Ces sondages sont réalisés par téléphone, en fonction d’échantillons représentatifs sélectionnés par commune. Or, comme vient de le dire Jean‑Pierre Riou, ils peuvent avoir été réalisés dans une commune de sept kilomètres de long et quatre de large, où l’on peut très bien habiter un endroit préservé. Ces sondages n’ont pas été faits en fonction des coordonnées IGN du domicile des personnes mais de la domiciliation dans une commune, ce qui introduit des distorsions considérables.

M. le président Julien Aubert. Vous avez parlé des reventes de sociétés. Comment expliquez-vous qu’on puisse revendre six fois une entreprise en huit ans ? Avez-vous connaissance du gain à chaque fois réalisé ? Ou bien, s’agissant de fonds financiers, leurs gestionnaires ont-ils une attitude court-termiste ? Ce que vous dites de cette société est-il élargissable à toutes les sociétés d’éoliennes terrestres ou à toutes les sociétés d’éoliennes ?

M. Ludovic Grangeon. À la première question, je réponds « oui », puisque ces pratiques étaient déjà décrites dans le rapport parlementaire précédemment évoqué.

M. le président Julien Aubert. C’était il y a dix ans !

M. Ludovic Grangeon. Précisément, elles se sont amplifiées.

Concernant l’autre point, je crains d’avoir besoin de temps et d’un commissaire aux comptes pour fournir des détails. Les promoteurs qui sont venus à l’éolien ont souvent été des cabinets de défiscalisation et d’ingénierie fiscale pointus en matière d’ingénierie financière. Quand vous faites une première opération d’éoliennes, vous percevez des honoraires de montage. Son préfinancement engendre des crédits de TVA et des amortissements exceptionnels consolidables avec d’autres investissements qui seraient excédentaires. Vous pouvez aussi paramétrer des crédits d’impôts dans la revente d’investissements aux particuliers. Du temps de l’ISF, c’était l’ISF. C’est aujourd’hui un crédit d’impôt recherche ou investissement. Chaque fois que vous procédez à une revente, vous pouvez opérer une péréquation au niveau de la holding de ces sociétés. Vous pouvez réaliser une opération fiscale et comptable dans la société cessionnaire et dans la société acquéreuse afin d’optimiser la transaction. À chaque fois, l’État est perdant par suite de la défiscalisation.

M. le président Julien Aubert. J’ai compris votre argument. Autrement dit, des entreprises investissent dans l’éolien pour faire de l’optimisation fiscale.

M. Ludovic Grangeon. Pas seulement, mais elles sont particulièrement redoutables en ce domaine.

M. le président Julien Aubert. Puisque vous êtes visiblement intéressé par le sujet, nous serions preneurs d’un recensement par parc des reventes des sociétés et des holdings auxquelles elles appartiennent dans les dernières années.

M. Ludovic Grangeon. Il se trouve que la commission de régulation de l’énergie, dont c’est la mission officielle, a délégué ses enquêteurs, avec qui j’ai été en contact, sur ce sujet. Le taux d’échec a été de deux tiers, les sociétés ayant opposé à ce contrôle la confidentialité des affaires. La commission de régulation de l’énergie s’est déclarée impuissante à aller plus loin. Vous me créditez donc de beaucoup de pouvoir.

M. le président Julien Aubert. Monsieur l’administrateur, nous allons vérifier si une commission d’enquête, sans violer le secret des affaires, a plus de pouvoir que la CRE. Si tel est le cas, nous irons chercher l’information.

Concernant les maisons vides de l’Allier, il est des endroits marqués par une déprise. Pour valider votre argument, il faudrait pouvoir dire, dans le même département, à même densité et à même éloignement de centres urbains et de centres touristiques, donc loin des châteaux de la Loire, ici, il n’y a pas d’éolienne et là il y a une éolienne, ici, le pourcentage de locaux vacants est supérieur de 15 ou 20 %. Et là il ne l’est pas.

Concernant l’hydroélectricité, l’ouverture des barrages à la concurrence pose une question sur la différence de modèle économique. En d’autres termes, si j’ai un barrage que j’essaie d’optimiser, je fais de l’électricité au moment idoine. Si on me dit demain : votre rôle est d’absorber les chocs des électricités intermittentes, le pilotage de mon barrage hydroélectrique ne sera plus le même. Si on me demandait de dégrader son modèle économique, je pourrais exiger d’être rémunéré pour jouer le rôle de stabilisateur économique. Dans le débat sur l’ouverture à la concurrence des barrages hydroélectriques, l’absorption du surcroît de l’électricité intermittente n’est pas prise en compte comme un surcoût.

M. Ludovic Grangeon. Une pétition nationale vient d’être lancée après l’inquiétude provoquée par la possible privatisation des barrages, sachant que le modèle économique que vous décrivez en celui de la concurrence vue par l’Europe. Je me rappelle avoir eu, il y a une douzaine d’années, un débat avec Michel Barnier au sujet de la concurrence. Les modèles économiques tels qu’ils sont perçus au niveau européen ne sont pas nécessairement adaptés à la typologie de notre pays. Notre modèle est plus intégré que les autres. Sa déstabilisation aboutirait aux excès que vous décrivez. Le problème n’est pas de privatiser ou de ne pas privatiser les barrages, mais la déstabilisation d’un modèle économique intégré dont on déferait une partie sans prendre en considération le reste.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup.

Laudition sachève à quinze heures cinquante.

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11.   Audition, ouverte à la presse, de M. Jacques Regad, directeur régional adjoint de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) de Nouvelle Aquitaine (11 juin 2019)

Laudition débute à dix-sept heures dix.

M. le président Julien Aubert. Nous entamons nos auditions d’aujourd’hui, qui ont pour thème la dimension énergétique de l’aménagement du territoire et l’articulation, d’une part entre le niveau national et le niveau local, et, d’autre part, entre le niveau régional et le niveau local.

Nous accueillons dans un premier temps M. Jacques Regad, directeur régional adjoint pour la transition écologique et énergétique et la nouvelle économie à la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL) de Nouvelle-Aquitaine.

La région Nouvelle-Aquitaine est en superficie la plus vaste de nos régions ; elle présente une grande diversité géographique, démographique ou économique. Si, pour ses deux tiers, la population vit dans une aire urbaine, plus de la moitié des habitants réside dans des communes de faible ou très faible densité. Comme pour l’ensemble de la France métropolitaine, 75 % de la consommation finale d’énergie de la région est liée aux transports et au bâtiment, les produits pétroliers représentant 42 % de cette consommation. La précarité énergétique se situe également au niveau de la moyenne nationale, concernant près de 15 % des ménages.

Selon les données de 2015, reprises par le schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET), la production d’énergies renouvelables (EnR) représente 20 % de la consommation finale régionale. La biomasse est la première source d’énergie renouvelable produite : 78 %, dont 61 % pour la production de chaleur à partir du bois. Quant à l’électricité, outre deux centrales nucléaires sur son territoire, Blayais et Civaux, la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables conduit à distinguer trois territoires : celui de l’hydroélectricité – 9 % de la production régionale d’énergies renouvelables – lié aux conditions naturelles favorables dont bénéficient la Haute-Vienne, la Corrèze, la Dordogne et les Pyrénées-Atlantiques ; celui du photovoltaïque – 5 % de la production –, dont la région est la première productrice, dans les Landes et en Gironde ; celui enfin de l’éolien – 3 % de la production régionale d’EnR – en Charente-Maritime et en Charente, dans les Deux-Sèvres et dans la Vienne.

Le projet de SRADDET fait état de la bonne acceptabilité locale du photovoltaïque, soulignant néanmoins le fort enjeu de compétition foncière lié à son développement, compte tenu de la préférence des opérateurs pour les centrales au sol ; d’où une orientation privilégiant le développement sur les terrains artificialisés.

En second lieu, le SRADDET pointe la répartition inégale de l’éolien sur le territoire régional, en opposant les 805 mégawatts installés sur le territoire de l’ancienne région Poitou-Charentes à l’absence d’installations dans l’ancienne Aquitaine. Il y est donc suggéré de privilégier l’installation dans le sud de la région, le remplacement ou le renforcement des parcs en fin de vie étant toutefois recommandé, à partir de 2025.

Comment les objectifs d’intérêt national en matière d’EnR se déclinent-ils régionalement, compte tenu du potentiel économiquement exploitable des ressources locales en ce domaine ? Comment s’articule le passage des schémas régionaux climat-air-énergie (SRCAE) au SRADDET, et quelles conséquences emporte-t-il ? Quels sont les critères d’approbation par les représentants de l’État d’un SRADDET comme celui de Nouvelle Aquitaine ? Comment la différenciation territoriale est-elle prise en compte, notamment en ce qui concerne les risques d’atteinte au paysage, la pression sur l’utilisation des sols ? N’y a-t-il pas un risque de fracture supplémentaire entre les métropoles, qui portent un discours valorisant, voire moralisant, sur les EnR, et les territoires dans lesquels les énergies renouvelables sont appréhendées dans tous leurs aspects y compris leurs inconvénients ? Comment les collectivités du territoire sont-elles associées à la définition et à la mise en œuvre d’une telle stratégie ? À cet égard, le projet d’installation de plusieurs dizaines d’éoliennes dans les marais de l’estuaire de la Gironde ne manquera pas d’intéresser les membres de notre commission. Par quelle logique un espace régional sur lequel sont implantées deux centrales nucléaires, qui est le champion de l’énergie solaire, dont la biomasse est la première ressource d’EnR et dont la décarbonisation des transports et du bâtiment devrait raisonnablement être la priorité, au regard de la nécessité d’agir contre le changement climatique, en arrive-t-elle à estimer prioritaire l’installation d’éoliennes dans un écosystème que certains jugent fragile et dont la préservation est de toute évidence un impératif écologique ?

Avant de vous céder la parole pour répondre à toutes ces questions, je vais, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, vous demander de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité : veuillez, s’il vous plaît, monsieur Regad, lever la main droite et dire « Je le jure. »

(M. Jacques Regad prête serment.)

M. Jacques Regad, directeur régional adjoint à la direction régionale de lenvironnement, de laménagement et du logement (DREAL) de Nouvelle-Aquitaine. Je commencerai ce propos liminaire par une présentation rapide des principales caractéristiques actuelles de la région, en matière de production d’énergies renouvelables.

La Nouvelle-Aquitaine, qui regroupe les anciennes régions Limousin, Poitou-Charentes et Aquitaine, est historiquement marquée par une consommation et une utilisation importantes du bois énergie, qui est, de fait, la première source d’énergie renouvelable de la région, employée pour la production de chauffage individuel aussi bien que pour les chaufferies industrielles et collectives. La seconde source d’EnR est l’hydroélectricité, qui constitue une ressource historique des départements de la Corrèze et des Pyrénées-Atlantiques.

À ce mix énergétique historique s’ajoutent de nouvelles sources d’énergie, comme l’énergie éolienne, installée dans l’ex-région Poitou-Charentes – soit au nord de la région Nouvelle-Aquitaine –, ou le photovoltaïque, plus particulièrement présent sur le territoire de l’ancienne Aquitaine. Plus marginalement enfin, on trouve d’autres sources d’énergies renouvelables, notamment la méthanisation, la géothermie et le solaire thermique.

La Nouvelle-Aquitaine s’inscrit dans une dynamique plutôt positive en matière de développement des EnR, et le SRADDET reprend pour la région l’objectif national inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 32 % d’énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale en 2030. Si le SRADDET est en cours d’élaboration et n’a pas été définitivement validé, l’objectif néanmoins paraît réaliste et compatible avec la trajectoire nationale.

Pour atteindre cet objectif, il faut certes augmenter significativement la part des EnR dans le mix énergétique, mais cela nécessite également de s’inscrire dans une logique d’efficacité énergétique en baissant la consommation.

Vous avez souligné, monsieur le président, que la répartition territoriale du mix énergétique était déséquilibrée. C’est un fait mais, la Nouvelle-Aquitaine étant une région particulièrement vaste, il s’agit moins de parvenir à une répartition homogène des sources d’énergie renouvelables sur le territoire que de tenir compte des caractéristiques et des gisements locaux pour développer ici ou là telle ou telle source d’énergie renouvelable. Le SRADDET d’ailleurs n’assigne aucune territorialisation aux objectifs quantifiés d’EnR.

Il n’en reste pas moins nécessaire que les services de l’État, lequel valide et approuve les différents projets, s’inscrivent dans une logique régionale pour fixer des lignes directrices en matière de gouvernance des quatre filières principales sur lesquelles repose notre stratégie, à savoir le bois énergie, la méthanisation, le photovoltaïque et l’éolien. Sur le terrain, des pôles départementaux organiseront la discussion avec les élus et les acteurs locaux autour des différents gisements, pour préciser, au niveau départemental, les modalités de développement de ces filières.

En ce qui concerne le bois énergie, une augmentation d’environ 10 % de la production d’énergie est envisagée à l’horizon 2023, compte tenu de notre fort potentiel en matière de boisement. Non seulement cet objectif peut être atteint sans forcément remettre en cause l’équilibre d’une gestion durable des forêts, mais il peut s’appuyer sur un potentiel à peu près bien réparti sur l’ensemble du territoire régional.

La méthanisation est également une source d’EnR importante dans une région à dominante agricole. La dynamique est forte, puisqu’une cinquantaine de projets sont actuellement en cours d’instruction. C’est donc une solution d’avenir, qui nécessite toutefois que l’on soit attentifs à une répartition équitable de la ressource entre les grosses unités industrielles et la méthanisation « à la ferme », de manière à permettre aux agriculteurs de développer cette activité sur leurs exploitations.

En ce qui concerne le photovoltaïque, la Nouvelle-Aquitaine est la première région de France en termes de puissance installée. Une récente étude de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) confirme qu’il existe un réel potentiel, si l’on exploite les terrains délaissés ou artificialisés comme les parkings ou les bords de voie de chemin de fer. Cela permettrait un développement du photovoltaïque qui ne fasse pas concurrence à l’usage agricole, forestier ou naturel des terrains. Je tiens toutefois à signaler à votre commission que la baisse régulière du coût de production du photovoltaïque conduit les opérateurs à proposer plus en plus de projets en plein champ, c’est-à-dire en zone non artificialisée, ce qui rend nécessaire selon nous une régulation ou, à tout le moins, une forme de vigilance qui empêche que le développement de ces projets ne menace l’usage agricole des sols.

J’en viens enfin à l’éolien, dont le développement est en effet assez déséquilibré puisque, essentiellement, installé dans le nord de la région, une série d’interdictions ayant trait à la défense nationale ou à la présence de radars météo empêchant les implantations dans le sud, sachant en outre que le potentiel en termes de vent est au sud inférieur à celui de Poitou-Charentes.

La problématique essentielle en matière d’énergie éolienne concerne les phénomènes de saturation touchant certains territoires, en particulier dans l’ancienne région Poitou-Charentes, sachant que nous disposons en puissance autorisée mais non encore installée de l’équivalent des gigawatts actuellement installés, et que les projets en cours d’étude par les services de l’État représentent une puissance d’environ 1 700 mégawatts, ce qui donne une idée des tensions qui traversent le nord de la région.

Au-delà donc des récents moratoires dont certains projets ont pu faire l’objet, notamment en Charente-Maritime, l’objectif de l’État est d’essayer de trouver des marges de manœuvre avec les collectivités territoriales et les acteurs locaux pour faire émerger des projets respectueux de l’environnement et des paysages, et acceptables socialement.

Dans ce cadre, il reste des possibilités d’installation sur certains territoires, à condition de travailler très en amont avec les collectivités et l’ensemble des parties prenantes pour faire accepter les projets. La planification territoriale est un élément stratégique dont les collectivités se sont emparées à travers le SRADDET, qui a une vocation régionale. Nous mettons également beaucoup d’espoir dans les plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET), qui couvriront à terme 90 % de la population en Nouvelle-Aquitaine et qui ont vocation à fixer des orientations techniques, stratégiques et politiques. Au-delà des questions ayant trait aux économies d’énergie, le PCAET doit comporter un volet sur la place des énergies renouvelables à l’échelle des intercommunalités, ce qui inclut leurs conditions d’acceptation par les populations. Il ouvrira ainsi une voie de progrès importante en matière de planification locale.

L’État se positionne également en tant qu’accompagnateur des collectivités de Nouvelle-Aquitaine, en mettant notamment à leur disposition des études sur les potentiels énergétiques – en particulier le potentiel solaire – ou sur les contraintes environnementales. Il s’agit de guider, le plus en amont possible, à la fois les opérateurs et les collectivités sur l’implantation des projets et, comme je le disais, d’organiser la discussion sur l’acceptation des projets et leur compatibilité avec les objectifs politiques des territoires.

L’accompagnement par l’État des porteurs de projets en amont nous semble extrêmement importante. À cet égard, la gouvernance mise en place au travers des pôles départementaux permet les discussions, la réorientation, voire l’annulation de projets qui auraient été mal engagés. Ce cadrage anticipé des enjeux réglementaires et environnementaux – en particulier, l’application de la séquence « éviter, réduire, compenser les impacts sur l’environnement » – ainsi que la recherche du consensus en matière d’acceptabilité sont, à nos yeux, un préalable nécessaire à tout projet.

Plus généralement, les possibilités offertes par la réforme de 2016 sur la démocratisation du dialogue environnemental pourraient être mieux utilisées, notamment la formalisation de la phase de concertation préalable, avancée essentielle qui permet de vérifier sur le territoire que les conditions de mise en place des projets sont réunies.

Vous avez évoqué le projet du Blayais, porté par EDF Renouvelables. Il se trouve que le porteur de projet a pris l’initiative d’organiser une concertation préalable avec un garant de la Commission nationale du débat public, concertation qui doit permettre de recueillir les différents avis. Il devra nécessairement être tenu compte de ces avis et des conclusions auxquelles aboutit la consultation, y compris si cela implique de renoncer au projet. Je ne me prononce pas pour ma part sur le fond du projet, mais y vois un exemple de concertation très en amont des projets.

J’en terminerai en signalant que, si j’ai beaucoup insisté sur nos quatre filières les plus dynamiques, la région peut également compter sur le développement d’autres filières, comme la géothermie, filière plus marginale mais qui offre, elle aussi, un potentiel de développement intéressant.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez mentionné les PCAET, qui constituent, selon vous, une voie de progrès importante pour améliorer l’acceptabilité des projets. Pourriez-vous nous en dire davantage ? Y a-t-il déjà des PCAET en cours en Nouvelle-Aquitaine et, le cas échéant, qu’ont-ils apporté ?

M. Jacques Regad. Nous avons en Nouvelle-Aquitaine 90 PCAET, qui sont soit des PCAET obligatoires, imposés par le nombre d’habitants de l’intercommunalité, soit, pour quelques-uns d’entre eux, qui procèdent de démarches volontaires. Ces PCAET ont vocation à définir sur le territoire à la fois les sources d’économies d’énergie et les conditions d’implantation des projets.

À l’échelle des collectivités, la réflexion et l’élaboration se construisent à deux niveaux. Il y a donc d’abord les PCAET, qui sont plutôt des documents d’orientation stratégique et politique ayant d’abord vocation à fournir aux collectivités un diagnostic sur leur situation et leur potentiel en matière d’EnR, ainsi que sur leur consommation énergétique.

Ils constituent ensuite un cadre de discussion au sujet des projets existants ou en cours, en formalisant dans ce dispositif de programmation territoriale des échanges qui, jusqu’à présent, s’effectuaient dans des conditions plus informelles.

Le second étage de cet exercice de programmation est constitué par les plans locaux d’urbanisme (PLU), les plans locaux d’urbanisme intercommunaux (PLUI) et les schémas de cohérence territoriale (SCOT) qui, eux, définissent à l’échelle du zonage, les modalités d’implantation – ou, le cas échéant, de non-implantation – de tel ou tel projet.

Dans la mesure où les PCAET sont portés à la connaissance de l’État et doivent faire l’objet d’une approbation de sa part, ils sont également l’occasion pour les collectivités d’avoir un échange avec l’État sur la programmation et le potentiel des EnR.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Y a-t-il un moment où les PCAET sont additionnés pour vérifier qu’ils sont en adéquation avec le SRADDET, et que le SRADDET lui-même est conforme à la PPE ?

M. Jacques Regad. Nous n’en sommes qu’au début des PCAET, mais il faudra en effet les additionner et confronter ces programmations locales avec les objectifs régionaux. Le SRADDET est de la compétence exclusive de la région, mais il y aura pour l’État un réel intérêt à analyser la qualité et le contenu des PCAET pour vérifier que leurs trajectoires sont conformes à la PPE.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Existe-t-il des outils partagés ? En d’autres termes, y a-t-il une grille et des critères communs aux PCAET et au SRADDET, qui permette de concaténer les premiers, de manière à obtenir une conjugaison pertinente des deux dispositifs ? De la même manière, les SRADDET sont-ils élaborés selon des normes communes qui permettent les comparaisons entre régions et un partage d’informations lisible au niveau national ? Cela me paraît d’autant plus important que nous avons des objectifs définis au niveau national, qu’il revient aux différentes collectivités de mettre en œuvre, ce qui implique une forme de coordination.

M. Jacques Regad. Je n’ai malheureusement pas de vision d’ensemble des SRADDET et ne peux vous dire s’ils répondent aux mêmes normes. Je sais en revanche qu’ils obéissent à la même réglementation et répondent à un même objectif, selon une trame identique.

En ce qui concerne les PCAET, en Nouvelle-Aquitaine il n’existe pas de typologie normée. Cela étant, un travail d’analyse est actuellement en cours sur les premiers PCAET. Cela doit nous permettre d’évaluer la qualité des documents et de procéder à un retour d’expérience destiné à infléchir, le cas échéant, les PCAET en préparation, de manière à ce qu’ils reprennent les prérequis, notamment en matière de production d’EnR. C’est un travail qui en est à ses débuts, mais il n’existe pas de référentiel commun aux PCAET du territoire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez indiqué qu’il y a 90 PCAET en Nouvelle-Aquitaine, la plupart ayant été engagés de manière obligatoire et quelques-uns de manière volontaire. Pouvez-vous nous donner le ratio précis ?

M. Jacques Regad. Je n’ai pas le chiffre exact mais je pourrai vous le communiquer. Les PCAET volontaires représentent environ 10 % du total.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. À terme, ces quatre-vingt-dix PCAET correspondront-ils à 90 % de la population ou seront-ils largement supérieurs à ce pourcentage ?

M. Jacques Regad. Les 90 PCAET couvriront 90 % de la population régionale.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez mentionné la géothermie et le solaire thermique comme des sources non citées mais non négligeables. Font-elles l’objet de politiques spécifiques ?

M. Jacques Regad. Le solaire thermique ne fait l’objet d’aucune politique particulière de l’État, si ce n’est un encouragement par l’intermédiaire de l’ADEME sans que cette source soit considérée comme prioritaire.

La géothermie est considérée comme un réel enjeu en Nouvelle-Aquitaine, en particulier dans l’ancienne région Aquitaine où le potentiel existe. C’est un moyen de produire de l’énergie notamment pour les petites collectivités ou pour des installations collectives. Les pouvoirs publics sont attentifs à la qualité des professionnels. Nous devons informer sur la réglementation en matière de forage et veiller à ce que tous les professionnels respectent bien les normes afin d’éviter des problèmes qui ont pu apparaître : contamination des nappes phréatiques ou fracturations d’édifices générées par des installations géothermiques mal conçues. L’État doit vérifier que les professionnels respectent les conditions réglementaires et techniques afin que cette filière se développe de manière fiable. Quoi qu’il en soit, c’est une nouvelle filière possible pour la région Nouvelle-Aquitaine.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Pourriez-vous revenir sur la méthanisation et sur la nécessité d’être vigilant en ce qui concerne les ressources disponibles et la consommation à la ferme ?

M. Jacques Regad. Région d’agriculture et d’élevage, la Nouvelle-Aquitaine a un fort potentiel en biomasse. Les méthaniseurs installés à la ferme sont gérés par des groupements d’agriculteurs, ou par des agriculteurs et des collectivités à l’échelle d’un petit territoire. Ce système doit disposer d’un approvisionnement fiable et pérenne pour être viable et éviter que l’équilibre économique des installations ne soit remis en cause. Par le biais d’une cellule biomasse, qui réunit tous les services concernés de la région, nous nous assurons que ces projets ne seront pas en concurrence avec ceux d’industriels qui sont dotés de capacités beaucoup plus importantes. Nous voulons éviter que les petites ou moyennes installations, dont le modèle économique est déjà fragile, soient déstabilisées par de grosses structures qui viendraient capter l’ensemble des ressources disponibles sur le territoire.

La filière est dynamique ; elle se développe ; elle permet aux agriculteurs d’avoir un complément de revenus mais elle réclame une forte technicité de leur part. C’est un métier à part entière qui implique une professionnalisation. En outre, les pouvoirs publics doivent mettre en place une régulation sur l’accès à des ressources de qualité pour la méthanisation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez en partie répondu à une question sur le bois que je voulais vous poser. Vous dites qu’il est possible de continuer à développer l’utilisation du bois en gérant durablement vos ressources locales et donc sans redouter des problèmes d’approvisionnement.

M. Jacques Regad. Le schéma régional de la biomasse, piloté par la région et l’État, sera finalisé d’ici à la fin de l’année 2019 et il viendra consolider les capacités de la Nouvelle-Aquitaine dans ce domaine.

Compte tenu de la ressource disponible et de l’accroissement régulier de la biomasse forestière, nous considérons, en effet, que le bois énergie est une source d’avenir non-concurrente des usages plus valorisants que sont le bois d’œuvre et le bois d’industrie qui sortent des forêts de Nouvelle-Aquitaine.

Cette ressource est plutôt bien répartie sur l’ensemble du territoire régional, avec des caractéristiques très différentes dans l’ex-Limousin et l’ex-Aquitaine où se trouve le massif landais. Cette ressource globalement importante provient des massifs forestiers mais aussi des sous-produits de scieries.

L’accroissement des capacités en matière de bois d’œuvre permet donc de produire plus de combustible, de bois énergie, à destination des chaudières. Le bois énergie se développe aussi sous forme normalisée de pellets ou de granulés qui émettent moins de particules et permettent une production plus qualitative que celle des bûches utilisées dans des foyers traditionnels. C’est une filière intéressante.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Venons-en à l’acceptabilité des projets, un thème qui sera certainement repris par mes collègues et que vous avez déjà effleuré en disant que certaines méthodes étaient meilleures que d’autres pour favoriser le débat et recueillir l’assentiment des citoyens. Quelles sont vos préconisations en la matière ?

M. Jacques Regad. Il n’y a pas de recette miracle, mais nous constatons que les projets présentés aux citoyens et ayant des retombées financières locales sont mieux acceptés que ceux qui sont plaqués sur un territoire sans cette phase préalable de diagnostic et de partage.

Avec le conseil régional, nous avons réfléchi au développement de méthodes de participation citoyenne. Nous avons organisé ce que nous avons appelé le « médiathon », consistant à travailler pendant 24 heures sur les méthodes de participation. Dans trois territoires tests, nous formons les élus et les acteurs locaux, notamment les associations. Nous les amenons à réfléchir sur la place et l’intégration des énergies renouvelables ainsi que sur le travail avec les opérateurs afin que le débat soit organisé sur le terrain.

Au vu des résultats obtenus dans ces trois territoires tests, nous pourrons savoir si ces méthodes apportent une plus-value par rapport aux processus habituels et normaux, à savoir les enquêtes publiques et les dispositifs prévus dans le système d’autorisation des projets. Cette initiative un peu hors cadre permet de favoriser le dialogue. Il n’y a pas de recette miracle mais c’est une clef importante pour que les projets aboutissent.

Mme Laure de La Raudière. Monsieur le directeur régional adjoint de la DREAL Nouvelle-Aquitaine, je voudrais vous dire que j’ai passé mon week-end de Pentecôte à lire le SRADDET de la région Centre-Val-de-Loire.

M. le président Julien Aubert. Et le Saint-Esprit est tombé sur vous ? (Sourires.)

Mme Laure de La Raudière. J’ai lu cet épais document de planification pour vérifier l’un des propos que nous a tenus François Brottes, le président du directoire du Réseau de transport d’électricité (RTE), lorsque nous l’avons auditionné. Il m’a assuré que, contrairement à ce que je pensais, il existe un document de planification prescriptif : le SRADDET. Celui de la région Centre en étant au stade de l’enquête publique, j’ai regardé ce qu’il a de prescriptif concernant les énergies renouvelables. J’ai été très déçue : il n’y a rien, absolument rien de prescriptif.

Ce n’est pas celui de la région Nouvelle-Aquitaine, mais je me permets néanmoins de vous interroger sur le sujet. Comment l’État a-t-il pu travailler avec la région sur le SRADDET pour imaginer y remettre une partie des zones de développement éolien (ZDE) qui ont été supprimées en 2015 ? Ce ne sont pas les grands projets éoliens que nous voulons éviter. Nous voulons prévenir le mitage : des groupes de quatre, cinq ou six éoliennes partout, installés par des promoteurs qui chassent la prime, en se mettant parfois des agriculteurs ou des élus locaux dans la poche, je ne le nie pas, parce qu’ils apportent des ressources aux territoires.

Cette planification nous échappe alors que nous avons pourtant dépensé beaucoup de temps et d’argent sur un SRADDET et sur un schéma de cohérence territoriale (SCOT), qui ne sont pas prescriptifs. Pour finir, l’État nous dit que, dans un plan local d’urbanisme (PLU), nous n’avons pas le droit d’interdire l’implantation d’éoliennes sur tout le territoire de la commune. Comment vivez-vous cela au niveau de la DREAL ? Quels outils de planification donnez-vous aux élus ? Je vous pose la question par rapport aux propos de François Brottes.

M. Jacques Regad. Le SRADDET de la Nouvelle-Aquitaine n’est pas encore approuvé mais, comme je l’ai dit, il n’est pas précis en matière de territorialisation. Il fixe des objectifs par filière énergétique sans aller jusqu’à prévoir les implantations. En application du principe de subsidiarité, il laisse l’objet du développement aux territoires infra.

Mme Laure de La Raudière. L’État m’a dit que, dans un PLU, on ne peut pas interdire l’implantation d’éoliennes sur tout le territoire d’une commune. Confirmez cette information ? C’est peut-être une erreur de ma part, une mauvaise interprétation. Si je fais un PLU dans une commune rurale, est-ce que je peux interdire l’installation d’éoliennes sur tout son territoire ? Si je dis que c’est le choix de ma commune, est-ce que je peux faire cela ?

M. Jacques Regad. Le PLU peut ne pas ouvrir des zones à l’installation d’éoliennes. Une collectivité peut, à l’échelle de son territoire, créer les conditions pour que cela se fasse ou que cela ne se fasse pas.

Mme Laure de La Raudière. Si vous ne mettez rien dans votre PLU, vous n’avez pas besoin d’ouvrir à l’éolien pour qu’il soit autorisé. Il faut interdire à l’éolien. Sinon, si vous ne mettez rien dans le PLU, l’éolien est autorisé.

M. Jacques Regad. Tout dépendra de l’instruction qui sera faite ensuite dans le cadre de la procédure d’installations classées pour la protection de l’environnement – ICPE – et de l’autorisation environnementale qui l’accompagne. Le simple fait d’avoir un PLU ne veut pas dire que le projet éolien se fera à l’échelle du territoire.

Mme Laure de La Raudière. Je sais. Je vais reposer ma question : quand je fais un PLU, est-ce que je peux décider d’interdire l’éolien dans ma commune ?

M. Jacques Regad. Je ne pense pas.

Mme Laure de La Raudière. Le SRADDET n’est pas prescriptif. Le SCOT n’est pas prescriptif. Dans le PLU, je n’ai pas le droit d’interdire les éoliennes. Un territoire n’a aucun moyen juridique de planifier le développement de l’éolien comme il le souhaite si les SRADDET ne sont pas prescriptifs. Or ceux qui en sont actuellement au stade de l’enquête publique ne sont pas prescriptifs. Je trouve cela absolument dément vis-à-vis de nos concitoyens.

M. Nicolas Turquois. Je voudrais compléter les propos de ma collègue. Pour ma part, j’avais retenu que le SRADDET n’était pas prescriptif, que ce n’était qu’un schéma, une orientation.

Mme Laure de La Raudière. Il peut l’être !

M. Nicolas Turquois. J’aimerais néanmoins avoir plusieurs précisions d’ordre réglementaire.

De quelle manière la région peut-elle orienter la réalisation des objectifs qu’elle définit dans le SRADDET ?

Dans mon esprit, le photovoltaïque ne peut être implanté que sur des terrains dégradés – d’anciennes carrières ou décharges – et il est interdit sur les terrains agricoles. Dans votre intervention, vous avez semblé dire le contraire. Qu’en est-il vraiment ?

Si les SRADDET ne sont que des schémas, qu’en est-il des PCAET élaborés par des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) ? Les PCAET, eux, sont-ils contraignants ? Peuvent-ils prévoir des contraintes par types d’énergies renouvelables ou des proportions à ne pas dépasser ? Vont-ils s’imposer aux communes membres de l’EPCI qui aura réalisé un PCAET ?

Prenons l’exemple de mon département de la Vienne. Dans le sud du département, il y a une très forte concentration d’éoliennes et, au vu de tous les projets agréés, nous ne sommes qu’au milieu du gué. Dans la partie nord, où je suis élu, il y a très peu de projets d’éoliennes, voire aucun dans la communauté de communes du Pays loudunais, celle de M. Monory. Étant donné tous les projets qui sont en cours d’instruction, nous risquons d’assister à une explosion. Nous allons passer rapidement d’un excès à l’autre.

Le PCAET peut-il apporter une solution à ce problème de territorialisation, de mitage, comme dit notre collègue ? J’ai l’impression que le PCAET est l’équivalent du SRADDET au niveau de l’EPCI, c’est-à-dire qu’il n’a aucune vertu contraignante. Il peut donner des objectifs de développement mais une commune peut décider de passer outre et d’en faire davantage.

Pourriez-vous nous dire quelle est la réglementation sur ces différents points que sont le SRADDET, le photovoltaïque sur les sols cultivés et le PCAET ?

M. Jacques Regad. Le PCAET est un document d’orientation qui n’a pas de caractère prescriptif par rapport au PLU. Il vise à définir des orientations politiques qui pourront être reprises dans le PLU. L’emboîtement normal du dispositif est le suivant : le PCAET travaille sur le volet programmatique ; le PLU, à travers le zonage, définit les modalités d’implantation territoriale des projets retenus.

Il n’y a pas d’interdiction stricte d’implanter des installations photovoltaïques sur des terres agricoles. Les services de l’État et les directives nationales donnent néanmoins une indication très claire : l’installation de panneaux photovoltaïques doit se faire en priorité sur des terrains dégradés, c’est-à-dire d’anciennes mines ou des sites complètement artificialisés tels que des parkings ou des toitures. Un porteur de projet peut proposer des opérations de plus ou moins grande envergure sur des terrains forestiers, agricoles ou naturels. Il faut alors regarder au cas par cas, mais il n’y a pas de moyens d’interdire ces installations si le PLU ouvre cette possibilité. La logique est de faire en sorte que la consommation d’espaces agricoles, forestiers ou naturels ne soit pas prioritairement orientée vers le développement du photovoltaïque. Sur le plan réglementaire, il n’y a aucune interdiction stricte. C’est une orientation forte, une pratique dans le cadre du système d’instruction local.

M. Nicolas Turquois. Des terrains classés N pourraient recevoir des panneaux photovoltaïques ?

M. Jacques Regad. Non, il faudrait qu’ils soient classés en zones à urbaniser dans le PLU. Ce serait un changement de vocation des sols. Je n’ai pas une vision d’ensemble des SRADDET qui sont du ressort des conseils régionaux mais celui de la région Nouvelle-Aquitaine ne prescrit pas des secteurs favorables ou défavorables au développement de telle ou telle filière énergétique.

M. Nicolas Turquois. Les PCAET n’ont aucune vocation contraignante ?

M. Jacques Regad. Ils n’ont pas de caractère prescriptif.

M. Nicolas Turquois. Alors que je suis plutôt favorable à l’éolien, je vois tous les travers de sa mise en œuvre. On se retrouve avec des projets de trois éoliennes systématiquement mis en limite de commune, c’est-à-dire que les installations seront plus embêtantes pour la commune voisine que pour la commune porteuse. Les avantages reviennent à la commune porteuse mais les inconvénients sont supportés par la commune voisine. Les projets de cinq ou six pylônes représentent plutôt l’exception qui confirme la règle car nous avons plutôt des projets à trois pylônes et ce sont de grandes éoliennes. Pour l’organisation du territoire, c’est absolument insensé. Je n’ai pas d’autre mot alors que je suis plutôt favorable au développement de l’énergie éolienne.

M. Jacques Regad. D’où l’intérêt de travailler à l’échelle des intercommunalités sur la logique de développement.

M. Nicolas Turquois. Vous dites que cela doit se faire à l’échelle intercommunale ? Permettez-moi de reprendre l’exemple du territoire que j’ai déjà évoqué. Un ancien président de communauté de communes, qui était très puissant politiquement, avait réussi à empêcher tous les projets. Maintenant qu’il a d’autres responsabilités, les maires, qui ont des orientations différentes, n’arrivent pas à se mettre d’accord : certains d’entre eux sont favorables à ce type de projet, d’autres non, et c’est l’intérêt individuel qui prédomine, c’est-à-dire l’intérêt de chaque commune. Certaines d’entre elles lancent des projets, sans concertation. Il va certes y avoir un PCAET, mais comme il n’est pas prescriptif, cela ne réglera rien.

M. le président Julien Aubert. Comme Mme de La Raudière me l’a rappelé, le président de RTE nous a dit que des décisions prescriptives sont prises, au niveau régional, qui fixent le plan de raccordement, et donc la stratégie de RTE. Mais on a du mal à voir comment RTE peut nous assurer, les yeux dans les yeux, que tout est sous contrôle et qu’on connaît le coût et le rythme de montée en charge du plan de raccordement, alors qu’on nous explique, d’un autre côté, que ces schémas ne sont pas prescriptifs et qu’on a une très mauvaise visibilité de ce qui va être fait.

M. Jacques Regad. Je n’ai pas écouté l’audition du président de RTE, mais il existe effectivement un schéma de raccordement des énergies renouvelables, le S3REnR qui, lui, est établi par RTE. Il a vocation à programmer les investissements qui doivent être faits sur le réseau électrique pour y raccorder les différents projets : il faut qu’à terme tous ces projets soient raccordés au réseau. Le schéma de raccordement est piloté par RTE et soumis à l’approbation de l’État. Pour dimensionner les investissements à faire sur le réseau, ce schéma se fonde à la fois sur le SRADDET, qui fixe un volume de puissance par type d’EnR, et sur l’inventaire des projets connus sur le territoire.

M. le président Julien Aubert. Maintenant que tous mes collègues ont posé leurs questions, je vais vous poser les miennes. Je me demande si, dans cette affaire, on n’a pas tous les inconvénients de la planification, sans les avantages. On passe de longs mois, parfois une année, à bâtir un schéma extrêmement étoffé, corpulent, détaillé et nourri. On consomme du temps de fonctionnaires et du temps d’élus et, quand on arrive sur le terrain, on a l’impression que c’est un peu le Far West : on se fait démarcher par des promoteurs, on apprend par la bande que tel projet va être lancé… J’aimerais donc que l’on clarifie tout cela : est-ce qu’un promoteur qui propose des installations éoliennes ou photovoltaïques peut, aujourd’hui, démarcher directement des particuliers ou des élus pour obtenir un terrain, même si son projet ne respecte pas le SRADDET ?

M. Jacques Regad. Actuellement, chaque opérateur a sa propre stratégie, mais certains d’entre eux sont effectivement dans une logique de prospection, indépendamment des orientations de programmation. Les opérateurs fondent leur stratégie sur la disponibilité foncière et sur les capacités de raccordement. C’est la raison pour laquelle le schéma de raccordement est stratégique : c’est en fonction des capacités de raccordement que les opérateurs ajustent leur stratégie de prospection.

M. le président Julien Aubert. Mais alors, c’est la question de la poule et de l’œuf… Qui, au fond, prend les décisions ?

Est-ce le pouvoir politique qui, dans un schéma, définit de grandes orientations pour le développement de son territoire, puis les opérateurs qui essaient ensuite de se positionner ? Ou bien le travail administratif est-il purement théorique et ne sert-il à rien ? Le président de la majorité au conseil régional de la région Provence-Alpes-Côte-d’Azur avait décidé de faire de l’éolien une priorité. Or, au bout de cinq ans, aucune éolienne terrestre n’avait été construite. Cet exemple montre qu’il peut y avoir un monde entre ce qui est prévu et ce qui est réalisé. On a l’impression que deux univers coexistent sans communiquer : d’un côté, un SRADDET qui n’est pas respecté et, de l’autre, des opérateurs dont les décisions sont dictées par des contingences techniques. N’est-ce pas au schéma de raccordement de donner le la et de faire le lien entre le SRADDET et les opérateurs ?

Et nous ne parlons ici que du niveau local ! Mais il y a aussi, au niveau national, un parlement et un gouvernement qui prennent de grandes orientations, du type grand plan quinquennal soviétique. Et je n’ai toujours pas compris à quel moment et de quelle manière les décisions prises au niveau national se déclinent au niveau local.

M. Jacques Regad. Il y a une question de temporalité. Les SRADDET, dans leur grande majorité, n’ont pas encore été approuvés, alors que les opérateurs sont déjà à l’œuvre et qu’ils ont, grosso modo, répondu aux objectifs de la précédente programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en matière de production d’EnR. On a, d’un côté, un système de programmation et de planification qui est en train de s’établir à l’échelle régionale et infrarégionale et, de l’autre, des opérateurs qui ont leur propre stratégie. Tout l’enjeu va être de raccorder ces projets au réseau.

À cet égard, les schémas S3REnR, qui sont en cours d’élaboration, constituent un espace de discussion entre les opérateurs et la région : ils doivent permettre de définir des objectifs réalistes. Il est en effet arrivé que des opérateurs déposent des projets qui ne seront pas raccordables dans les cinq ou dix années à venir. Le schéma de raccordement est un outil de discussion intéressant qui permet de faire le lien entre le volet programmation, qui n’est pas encore complètement arrêté et qui est sans doute insuffisamment prescriptif, d’une part, et la stratégie des opérateurs, d’autre part.

M. le président Julien Aubert. Quelle est, pour vous, la plus-value du SRADDET ? Il n’est pas prescriptif, il prend du temps, il n’est pas contraignant pour les opérateurs : quelle est donc sa plus-value ?

M. Jacques Regad. Le conseil régional, à travers ce document de programmation auquel il consacre un long travail d’élaboration, se donne les moyens d’orienter une politique. Le rôle du conseil régional n’est pas seulement d’établir un document de programmation : il a aussi un rôle de chef de file en matière de développement des énergies renouvelables sur son territoire. Il peut mettre en œuvre des dispositifs d’appui, à la fois financiers et techniques, afin de réaliser la planification définie par le SRADDET, en collaboration avec les opérateurs. Je rappelle que je ne siège pas au conseil régional…

M. le président Julien Aubert. Je vous pose précisément cette question parce que vous n’êtes pas juge et partie. Tout à l’heure, je vous ai demandé pourquoi on fait de l’éolien dans la région Nouvelle-Aquitaine. Alors que vous avez un fort potentiel solaire et hydroélectrique, on a décidé, à un moment donné, de faire de l’éolien. Est-ce le conseil régional, dans son SRADDET, qui a donné cette impulsion ?

M. Jacques Regad. Historiquement, l’éolien était présent dans l’ancienne région Poitou-Charentes, ainsi qu’en Limousin, mais dans une moindre mesure. Ce n’est donc pas au SRADDET que l’on doit la naissance des projets éoliens. Vous me demandez pourquoi on fait de l’éolien. Le principe du développement des EnR en Nouvelle-Aquitaine est fondé sur un mix énergétique : l’exploitation des capacités des gisements territoriaux doit permettre d’atteindre un certain volume de production d’EnR à l’échelle territoriale.

Le conseil régional, dans son SRADDET, fixe effectivement des objectifs de production d’énergie éolienne. Il fixe également un objectif de rééquilibrage entre le Nord et le Sud. Le SRADDET entend orienter cette filière mais celle-ci, de fait, existe depuis plusieurs années en Nouvelle-Aquitaine.

M. le président Julien Aubert. De quelle volonté procède le projet qui est en train de se développer dans les marais de l’estuaire de la Gironde ?

M. Jacques Regad. Dans le Blayais.

M. le président Julien Aubert. Vous nous avez dit que le SRADDET permet d’orienter les projets grâce à des outils financiers. Avant le SRADDET, il y avait d’autres documents : les stratégies régionales. Ce projet est-il le fruit d’une ancienne stratégie régionale ? Est-ce le conseil régional qui, par le passé, a eu la volonté de développer l’éolien ? Ou bien ce projet a-t-il été lancé par un promoteur, par le conseil départemental, par l’intercommunalité ? Quelle est, enfin, l’origine de ce projet ? Je vous ai interrogé sur la plus-value du SRADDET. Est-ce le schéma qui s’organise par rapport à l’action des opérateurs ? Ou bien les opérateurs qui s’organisent par rapport au schéma ?

M. Jacques Regad. À ma connaissance, ce projet est né de la volonté d’un opérateur.

M. le président Julien Aubert. Dans ce cas, pouvez-vous nous citer un cas où le SRADDET a permis de faire naître un projet d’EnR ?

M. Jacques Regad. Je ne peux pas vous répondre, parce que le SRADDET n’a pas encore été approuvé.

M. le président Julien Aubert. Alors prenons la question dans l’autre sens. Ne ferions-nous pas mieux de simplifier tout cela ? L’État et la région pourraient signer un contrat. Premièrement, l’État fixerait un objectif national, par exemple 20 % ou 30 % d’éolien, et la région fixerait, de son côté, sa part d’effort pour chaque type d’énergie – elle pourrait, par exemple, décider de développer davantage le photovoltaïque. Cette première étape permettrait de vérifier que, lorsqu’on additionne la production de toutes les régions, on arrive bien à l’objectif national – c’était le sens de la question de la rapporteure.

Deuxièmement, la région ferait une programmation, en fonction de son potentiel théorique de vent et de soleil, mais aussi de l’espace foncier disponible. Elle choisirait les zones d’implantation des éoliennes, par exemple dans des zones déjà artificialisées, et elle présenterait ce projet aux opérateurs, qui entreraient alors en jeu.

Un tel système ne serait-il pas plus logique que le système actuel, qui est bidirectionnel ?

M. Jacques Regad. S’agissant de votre première question, le SRADDET doit effectivement permettre de vérifier que les décisions prises au niveau régional sont conformes à la trajectoire fixée par la PPE. S’agissant de l’idée d’introduire un schéma par type d’EnR, on a essayé des systèmes de planification avec les zones de développement de l’éolien, qui n’ont pas été une grande réussite partout.

M. le président Julien Aubert. Je pensais plutôt à des contrats d’objectifs et de moyens. Vous dites que la région a des outils financiers. Si la région veut mettre 2 millions d’euros dans le développement du photovoltaïque, il serait intéressant que ce développement bénéficie aussi d’un financement de l’État ou d’autres instances : cela permettrait de mettre le paquet sur le photovoltaïque, une fois qu’on est d’accord sur le fait que c’est le conseil régional qui décide. L’idée est d’investir dans la bonne direction.

M. Jacques Regad. Dans le domaine du photovoltaïque, on considère que la priorité va à l’installation sur des zones artificialisées ou délaissées. Mais il se peut que, politiquement, un accord soit trouvé pour développer une, deux ou trois grandes centrales photovoltaïques sur des secteurs qui sont en dehors des secteurs délaissés. On peut arriver à orienter le développement choisi de projets de ce type, qui ne sont pas forcément prioritaires, si, localement, on a un consensus politique et technique sur leur faisabilité. On aboutirait au renforcement des capacités de production, sur la base d’un consensus local sur des projets choisis, et non subis.

M. Nicolas Turquois. Je partage vos doutes, monsieur le président, et j’aimerais reformuler ma question. Il me semble que le SRADDET peut être un bon outil pour promouvoir le développement d’une énergie en particulier, dans la mesure où le conseil régional peut flécher un certain nombre de moyens financiers pour accompagner ce développement. En revanche, il me semble que le SRADDET est d’une efficacité nulle pour empêcher le développement excessif de certaines énergies, notamment l’éolien. Confirmez-vous cette analyse ?

M. Jacques Regad. Je ne peux pas vraiment vous répondre, puisque je répète que nous n’avons aucun recul sur les SRADDET. Dans la région pour laquelle je travaille, ce document n’a pas encore été approuvé. C’est à l’usage que l’on mesurera son effet. Il est clair, en tout cas, que le SRADDET est un outil qui permet d’orienter le développement de filière. Vous me demandez s’il permet d’interdire le développement de projets locaux : on n’est pas à la même échelle de travail.

M. Nicolas Turquois. Vous voulez dire qu’aujourd’hui, que ce soit au niveau d’une région, d’un EPCI, voire d’une commune, il n’est pas possible, pour la puissance publique, de limiter la prolifération d’un certain type d’énergie renouvelable ?

M. Jacques Regad. Si, c’est possible : des projets sont d’ailleurs refusés régulièrement. Pour prendre le cas de l’éolien, il arrive souvent que des projets ne soient pas acceptés par les préfets, soit parce qu’ils ont un impact environnemental trop important, soit pour des raisons de non-acceptabilité après avis des collectivités. Il existe donc des moyens de s’opposer à un projet.

M. Nicolas Turquois. Des projets sont refusés quand les opérateurs cherchent à implanter des éoliennes dans des zones Natura 2000 ou à proximité d’un bâtiment historique. Mais si un territoire lambda estime tout simplement que trop, c’est trop, il ne sera pas entendu.

M. Jacques Regad. Il risque en effet d’être attaqué au tribunal administratif.

M. Nicolas Turquois. C’est une limite sérieuse à la planification des élus sur leur territoire !

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Permettez-moi de revenir à la question de la norme. Comment disposer d’une norme permettant de faire des comparaisons qui aient un sens ? Avec le président, nous nous demandons par exemple comment une région peut s’assurer qu’elle s’inscrit bien dans la trajectoire nationale. Si l’on compare des pourcentages à l’échelle régionale et à l’échelle du PCAET, qui nous dit qu’on a la même base de calcul ? Il semblerait utile de disposer d’une grille indiquant la puissance des éoliennes, région par région. Si nous avions des données normées, nous pourrions entreprendre une gestion automatisée des données, ce qui assurerait un suivi plus fiable. Aujourd’hui, comment sait-on qu’on est dans les clous ?

Le SRADDET n’est pas finalisé partout et on révise déjà la PPE… Or je crois que la révision des SRADDET a lieu à chaque début de mandat…

M. Jacques Regad. Votre question porte en réalité sur l’observation. En Nouvelle-Aquitaine, nous avons créé un observatoire régional qui associe l’État, la région et l’ADEME. Il vise à recenser précisément l’ensemble des gisements et la production réelle des installations implantées annuellement dans le territoire. Ce dispositif nous permet d’avoir une donnée commune, partagée par la collectivité et l’État, au sujet du développement des EnR sur le territoire. Chaque année, nous pouvons confronter ces données aux trajectoires nationales : nous disposons donc d’un outil de mesure normé.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Savez-vous si toutes les régions se sont dotées d’un outil comparable ?

M. Jacques Regad. Certaines régions ont développé des outils d’observation, mais je ne peux pas vous dire si c’est le cas sur l’ensemble du territoire national. Pour le coup, je vous parle d’une initiative régionale.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Les autres initiatives de ce genre sont-elles coordonnées ? Utilisez-vous les mêmes grilles, les mêmes manières de concaténer l’information ? Les données collectées par ces observatoires sont-elles compatibles entre elles ? Sont-elles comparables ?

M. Jacques Regad. Grosso modo, ces données sont injectées par RTE, par les services de l’État qui sont en phase d’instruction des projets ou par les différents opérateurs. Les données elles-mêmes sont donc assez comparables. Nous avons la capacité de mesurer l’évolution régionale annuelle et, depuis peu, de fournir aux collectivités qui s’engagent, notamment dans les PCAET, des éléments de diagnostic à l’échelle locale, y compris sur les gisements possibles.

M. le président Julien Aubert. J’ai une dernière question à vous poser. Vous accompagnez les SRADDET : pouvez-vous évaluer la charge de travail que cela représente pour une DREAL ?

M. Jacques Regad. La région Nouvelle-Aquitaine a suivi l’élaboration du SRADDET depuis sa création de manière autonome : nous n’avons pas fait d’investissements lourds, en termes de contributions au SRADDET. Cette charge a occupé, pendant trois ans, l’équivalent de deux ou trois personnes en suivi de projet. Nous avons eu, par ailleurs, des contributions beaucoup plus spécialisées et ponctuelles de la part des différents services métier de la DREAL, sur les transports, l’énergie, l’environnement… Nous avions délégué une petite équipe projet pour accompagner la région.

M. le président Julien Aubert. Si on estime qu’un fonctionnaire coûte 46 000 euros, on peut donc estimer que le coût d’un SRADDET, pour une DREAL, s’élève à 0,5 million d’euros, rien qu’en charge salariale.

M. Jacques Regad. On peut voir les choses ainsi…

M. le président Julien Aubert. Je vous remercie, monsieur le directeur régional adjoint, d’avoir répondu à nos questions. Je regrette que M. Lionel Quillet n’ait pas pu venir. Il faudra, monsieur l’administrateur, vérifier la raison pour laquelle il ne s’est pas présenté devant notre commission d’enquête. J’espère ne pas avoir à appliquer le III de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, relative aux personnes qui refusent de comparaître devant une commission d’enquête. J’imagine que ce sont des problèmes techniques qui ont retenu le premier vice-président du conseil départemental de la Charente-Maritime.

Laudition sachève à dix-huit heures vingt.

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12.   Audition, ouverte à la presse, de M. Hervé Novelli, maire de Richelieu, de M. Jean-Luc Dupont, président de la communauté de communes Chinon, Vienne et Loire et président d’Enercentre Val-de-Loire, de Mme Julie Leduc, rédactrice de la demande de moratoire « Collectif pour une transition énergétique profitable à nos territoires », et de M. Frédéric Bouvier, porte-parole du collectif « Agir pour le développement durable et économique : la préservation de nos territoires ruraux ! » (11 juin 2019)

Laudition débute à dix-huit heures vingt.

M. le président Julien Aubert. Mes chers collègues, je vous propose de commencer par entendre M. Frédéric Bouvier en attendant nos autres invités. Vous présidez le collectif « Agir pour le développement durable et économique : la préservation de nos territoires ruraux ! ». Dans votre intervention liminaire, vous pourrez nous donner votre point de vue sur l’articulation de la programmation de la transition énergétique entre le niveau local et le niveau régional. Après un échange de questions et réponses, nous entendrons nos trois autres invités puis aurons une nouvelle discussion.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande, monsieur Bouvier, de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Frédéric Bouvier prête serment.)

M. Frédéric Bouvier, porte-parole du collectif « Agir pour le développement durable et économique : la préservation de nos territoires ruraux ! ». Le collectif dont je suis le porte-parole agit en faveur du développement économique durable du sud-ouest de l’Indre-et-Loire, plus précisément du Chinonais, et refuse la fatalité de la relégation de la ruralité. Nous y vivons, travaillons, investissons et créons des emplois non délocalisables. Notre association a été créée à l’initiative d’un groupe d’entrepreneurs dans les secteurs de l’agriculture biologique, des hautes technologies, du tourisme et des services innovants aux entreprises. Nous avons décidé de fédérer nos initiatives et nos projets pour créer une véritable dynamique de territoire. À ce titre, nous entendons nous approprier pleinement les thématiques énergétiques, étant entendu que la démarche territoriale doit être inclusive. On ne saurait en effet conduire de politique énergétique territoriale sans que les citoyens et les collectivités locales n’en soient aux commandes. Nous estimons que les bénéfices de cette politique énergétique doivent être localisés sur le territoire. En outre, la lutte contre le changement climatique, qui est indispensable, doit être menée dans le respect de la biodiversité.

Telles sont les lignes directrices qui ont conduit les entrepreneurs du territoire que nous sommes à unir nos forces autour de plusieurs projets, en particulier dans le domaine de la transition énergétique. Nous agissons notamment dans le cadre des plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET) que déploient les intercommunalités.

Permettez-moi de vous apporter un témoignage plus spécifique sur un sujet qui nous tient à cœur : pas de transition énergétique sans territorialisation et réappropriation par les acteurs que sont les citoyens et les collectivités locales. Sur le terrain, c’est un sujet difficile, surtout dans le domaine éolien. La transition énergétique ne s’y limite naturellement pas, mais c’est ce sujet qui cristallise toutes les tensions et les préoccupations. Les citoyens et les collectivités font face à un lobby puissant qui porte un nom : l’éolien financier. Il trouve dans le sud de l’Indre-et-Loire un terrain de jeux privilégié, en particulier dans le Chinonais.

Je commencerai par définir les caractéristiques de l’éolien financier avant de définir des pistes d’action positive. Les acteurs de l’éolien financier obéissent à un unique modèle économique consistant à revendre au plus vite les parcs éoliens à des fonds financiers. L’objectif vise à construire un projet, à le raccorder au réseau puis, aussitôt, à réaliser une plus-value en sortant le risque du bilan de la société. Tout est donc fait pour vendre le projet à des fonds financiers parfois français mais plus souvent internationaux, notamment anglo-saxons – ces fonds étant les véhicules d’investissement des fonds de pension. Selon ce modèle économique, l’éolien financier conserve toutefois les contrats de services de maintenance, qui assurent des revenus récurrents et sans risques.

Dans le Chinonais, le projet le plus avancé est conduit par un leader allemand du commerce de matières premières agricoles, de matériaux de construction et de produits énergétiques qui est assez présent en France. Il a revendu la totalité des cinq parcs éoliens qu’il a construits et raccordés au réseau. Le dernier exemple en date est le parc éolien de 10,2 mégawatts construit à Saint-Pierre-de-Juillers. Il a été raccordé au réseau en octobre 2017 ; la société en question a d’ailleurs publié un communiqué dans la presse quotidienne régionale pour se réjouir de contribuer à la transition énergétique du territoire. Un peu plus d’un an plus tard, un autre communiqué était diffusé, cette fois-ci à l’intention des actionnaires et des marchés financiers, pour annoncer la bonne nouvelle : le projet était revendu à un fonds d’investissement privé basé en Irlande. Dans son rapport annuel, la même société indique très clairement avoir revendu en 2018 plus de 450 mégawatts de centrales électriques d’énergies renouvelables dans le monde et, dès le deuxième semestre 2019, elle entend bien parvenir à vendre les différents projets de construction de centrales solaires et éoliennes qui figurent dans son portefeuille.

Deuxième caractéristique de l’éolien financier : la pratique du shopping des projets éoliens. Les collectivités locales sont démarchées comme on ferait ses courses. En l’occurrence, sur notre territoire, il s’agit de petits villages qui sont sollicités individuellement, sans que les villages voisins et les intercommunalités n’en soient informés. L’éolien financier dresse la cartographie du mitage des zones sans contraintes réglementaires : il peut s’agir de bois, de marais, d’étangs – peu importe ; l’essentiel est d’élaborer un diaporama standard pour démarcher au mieux les maires voire les propriétaires des parcelles eux-mêmes, pour faire valoir l’intérêt financier possible de tel ou tel projet, soit en termes de fiscalité soit grâce au gain lié à la location d’un terrain. Au cours des dix-huit derniers mois, pas une seule commune de notre territoire n’a échappé à ces démarches. Chacune d’entre elles n’a pris conscience que tardivement du fait que les communes voisines étaient elles aussi démarchées. Si tous les villages avaient donné leur accord, plus d’une centaine d’éoliennes auraient été construites sur une zone de quelques dizaines de kilomètres carrés.

Autre caractéristique : l’éolien financier utilise toutes les ficelles du marketing vert mais ne fait pas d’écologie. Dans notre territoire, le projet le plus avancé passe par la destruction d’un bois de plusieurs dizaines d’hectares qui, sur le plan local, est l’un des derniers refuges de la biodiversité. Nous regrettons vivement qu’au lieu de développement une filière de biomasse, il soit envisagé d’implanter des mâts de cent cinquante mètres alors même que les experts tirent la sonnette d’alarme en raison de la destruction des écosystèmes et que le président de la République lui-même a placé la biodiversité au centre de la lutte contre le changement climatique.

Enfin, l’éolien financier fait peu de cas des dynamiques locales de développement économique qu’animent les entrepreneurs en termes d’emploi et de cohésion sociale. À titre d’exemple, la destruction du bois précité mettra un terme à l’activité du seul apiculteur professionnel en agriculture biologique dans le parc naturel régional Loire-Anjou-Touraine. Ce sont deux emplois directs et d’importantes externalités environnementales et sociales positives pour le territoire qui vont disparaître.

En somme, l’éolien financier est entre les mains des traders. Que faire ? Les acteurs locaux que nous sommes souhaitent investir positivement dans ces préoccupations énergétiques, y compris l’éolien, auquel nous n’avons aucune opposition. Avant tout, des mesures urgentes doivent être prises afin de faire le ménage en supprimant les effets d’aubaine court-termistes. Il serait par exemple possible d’interdire tout changement au capital d’une société de projets éoliens dans les cinq années qui suivent la connexion au réseau. Nous avons peu de doutes sur le fait qu’une telle mesure se traduirait par un grand ménage parmi les sociétés qui pilotent ces projets. Cela reviendrait à donner une prime à ceux qui veulent investir au bénéfice du territoire.

Ensuite, il faut privilégier le long terme et, pour ce faire, redonner la main aux acteurs locaux dans une logique de concertation, de développement et d’aménagement du territoire. Il faut territorialiser la politique énergétique : les objectifs globaux en matière d’énergies renouvelables pourraient être déclinés au niveau régional voire départemental. Ensuite, la prérogative de la mise en œuvre des choix relatifs au mix énergétique pourrait être confiée aux intercommunalités, moyennant l’obligation d’atteindre les objectifs fixés. L’État exercerait son pilotage au moyen d’incitations financières et les acteurs privés seraient systématiquement mis en concurrence en tenant compte des incidences locales. Pour mettre en œuvre cette politique, la création d’une société d’économie mixte consacrée au développement des énergies renouvelables pourrait être envisagée dans chaque région. Elle associerait les communautés de communes en lien avec leurs PCAET. Les collectivités piloteraient ainsi les projets et réinvestiraient les bénéfices d’exploitation au service du développement des territoires. Enfin, sans doute serait-il judicieux de rétablir les zones de développement éolien au niveau régional afin de planifier le développement de cette énergie pour renforcer la prévisibilité et la concertation, maximiser les bénéfices et minimiser les nuisances.

L’appropriation citoyenne des projets éoliens – et des projets d’énergies renouvelables en général – est une question concrète à laquelle il peut être répondu au moyen de deux leviers, notamment : l’obligation d’ouvrir au moins 5 % du capital d’une société de projets aux actionnaires individuels dès sa création afin d’impliquer d’emblée les citoyens, et un puissant levier fiscal, sous la forme d’un crédit d’impôt concernant l’investissement dans les PME innovantes, par exemple, ou dans le cadre du plan d’épargne en actions destiné au financement des petites et moyennes entreprises (PEA-PME).

M. Nicolas Turquois. Je partage pour l’essentiel vos propos sur les pratiques que vous évoquez : ma propre commune a été sollicitée selon des méthodes plus proches de celles de cow-boys que de gentlemen du développement de l’éolien.

L’interdiction de changement du capital me semble très intéressante. J’ai plus de doutes concernant la participation citoyenne à certains projets, en revanche, car j’ignore dans quel sens l’envisager. Il peut être question d’associer concrètement les habitants à la construction de projets, mais ce critère peut aussi ne servir qu’à mieux faire passer la pilule. J’ai en tête des projets d’éoliennes dans des territoires très ruraux, par exemple dans le Loudunais d’où je viens, où le niveau de vie moyen est très faible ; je ne suis pas certain que les habitants les plus proches des projets soient ceux qui peuvent y investir, même des montants peu importants – 1 000 euros, par exemple, ce qui n’a rien de symbolique pour ces personnes.

J’ignore quelles sont les possibilités de réglementation dont nous disposons mais je sais ceci : les habitants déplorent de subir les inconvénients liés à l’implantation d’éoliennes sans bénéficier de leurs avantages, puisque l’électricité ainsi produite est pour l’essentiel consommée en ville. Est-il possible de réfléchir au prix de l’électricité dans tel ou tel périmètre ? Est-ce seulement possible sur le plan réglementaire ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Votre expérience d’une organisation citoyenne spontanée nous est utile, monsieur Bouvier. Puisque l’« éolien financier », selon votre formule, pratiquerait un démarchage structuré, comment vous organisez-vous pour y faire face ? Quelles méthodes élaborez-vous pour prévenir ces projets ? Comment informez-vous les habitants et les élus locaux ?

M. Frédéric Bouvier. Sur le terrain, il est très difficile d’avoir une visibilité d’ensemble des démarches de l’éolien financier, qui sont aussi compartimentées que possible entre les différentes collectivités. Nous pouvons certes envoyer des représentants lorsqu’un conseil municipal a inscrit la question à l’ordre du jour, faire un compte rendu du débat et le communiquer aux adhérents et à la population. Encore faut-il suivre les avis portant sur l’agenda ou le compte rendu des réunions des conseils municipaux.

Quant aux démarches qui visent les propriétaires, elles se font dans l’opacité la plus totale. Il s’agit en effet de protocoles de bail privé – des documents qui comportent des clauses de confidentialité. Nous avons eu accès à des projets de protocole de bail que nous pourrons tenir à la disposition de la commission d’enquête : ils comportent de nombreuses clauses léonines et abusives comme l’interdiction de se rétracter, par exemple. Il est plus aisé de regretter l’achat d’un réfrigérateur que de s’engager dans un contrat de bail de vingt ans avec l’une de ces sociétés de cow-boys, comme le disait M. Turquois. Certains propriétaires souhaitent valoriser leur patrimoine ; on ne saurait le leur reprocher car, dans les territoires d’où nous venons, le niveau de vie n’est pas élevé. Il est donc facile de faire miroiter des bénéfices à très court terme. Cela étant, nous n’avons pas connaissance de ces protocoles de bail et nous ignorons avec qui ils sont signés, puisqu’ils ne sont assortis d’aucune obligation d’enregistrement ni de publication. Il pourrait pourtant être envisagé que s’agissant de projets assimilables à des projets d’intérêt général, les protocoles de bail soient obligatoirement enregistrés en mairie et que les citoyens susceptibles d’être affectés puissent au moins en prendre connaissance.

Nous essayons donc de suivre ces projets tant bien que mal, et de créer l’union qui fait la force, en rassemblant à l’échelle des intercommunalités des collectifs de citoyens selon une démarche constructive. Nous ne sommes pas un groupe d’opposition à telle ou telle énergie renouvelable ; nous voulons nous approprier le développement territorial du Chinonais et du Richelais. Il faut pour ce faire créer un réseau, un maillage. La prochaine étape consistera à passer d’une posture défensive à une posture offensive en présentant nos propres propositions dans le cadre du PCAET. Encore faut-il que nous ayons la possibilité de le faire au-delà de la forme ! Le temps presse : nous faisons face à des lobbies puissants qui y consacrent des moyens très importants.

M. le président Julien Aubert. Ce n’est pas la première fois que l’on nous parle de « lobbies puissants ». Concrètement, comment savoir qu’il s’agit bien de lobbies et qu’ils sont puissants ? Pouvez-vous citer des exemples ?

M. Frédéric Bouvier. Dans notre territoire, par exemple, le commanditaire principal est une société allemande de négoce international de matières premières agricoles, de matériaux de construction et de produits énergétiques – depuis le mazout jusqu’aux pellets et aux projets éoliens et solaires. Cette société cotée en bourse, dont le chiffre d’affaires est de 16 milliards d’euros, ne rencontre pas directement les élus locaux ni les propriétaires ; elle externalise en confiant toutes ces démarches à un promoteur local. Nous avons donc face à nous des interlocuteurs nombreux, plutôt aimables, qui cherchent à afficher un souci de concertation et de création de lien local mais, concrètement, rien n’est fait pour créer quoi que ce soit ensemble. Les moyens financiers déployés sont importants pendant la phase d’étude. Étant donné cet investissement, ils ne reculeront jamais – ils nous l’ont d’ailleurs dit. Nous irons devant les tribunaux et la procédure prendra le temps qu’il faut mais, au bout du compte, les projets se feront.

C’est aussi un lobby puissant parce qu’il a un accès à sens unique à la presse quotidienne régionale et déploie des ressources importantes à cet effet, y compris selon des méthodes assez particulières pour un territoire provincial comme le nôtre : des cabinets de relations publiques structurent la démarche et parviennent presque à faire paraître des communiqués de presse sous forme d’articles.

C’est un lobby puissant parce qu’il utilise toutes les voies possibles du marketing. Son modèle économique consiste à revendre les projets à des fonds financiers, et non à favoriser l’appropriation citoyenne. Il a néanmoins trouvé une parade en matière de marketing citoyen : le financement participatif. Il ne s’agit pas là de financer le projet lui-même mais d’offrir la possibilité d’une rémunération à un taux de 5 % à 7 % – c’est-à-dire des miettes – sur de petites sommes investies dans les études. Le développeur reconnaît lui-même qu’il n’a pas besoin de 50 000 euros puisque son commanditaire investit 300 000 euros dans les études. Ces 50 000 euros, au fond, servent à acheter la paix sociale. Chacun peut ainsi investir jusqu’à 2 000 euros à un taux brut de 5 % à 6 % : c’est peu, mais c’est toujours mieux que le livret A, est-il expliqué dans les réunions de village.

Ce marketing est donc très puissant et, hélas, relayé, sans que nous ne parvenions à nous faire entendre de ces acteurs publics et parapublics, par des plateformes participatives comme la plateforme Lendopolis de la Banque postale. Nous avons écrit au directeur général et à la directrice de la communication de la Banque postale ainsi qu’au directoire de Lendopolis pour leur expliquer qu’ils ne sauraient se prêter à cette démarche de marketing en faisant croire aux gens qu’ils investissent dans un projet d’énergie renouvelable piloté par le territoire. Pour toute réponse, nous n’avons eu que le silence. En effet, ce lobby ne répond pas – un moyen très efficace pour faire en sorte que l’information ne sorte pas. Nous pourrions nous épuiser : nos entreprises ne disposent pas de salariés qui se consacrent à ces projets, contrairement aux personnes que nous rencontrons.

La repossession locale des enjeux de politique énergétique est indispensable, car ils concernent le développement local, l’aménagement du territoire, la création d’emploi. Or, pour partie, ces projets s’apparentent à des produits financiers. Qui dit produit financier exclut toute politique industrielle, énergétique et, a fortiori, environnementale.

Enfin, pour associer les citoyens, il faut favoriser l’acceptabilité sociale qui, dans le secteur éolien, tient en particulier à la proximité entre des mâts gigantesques et les riverains. Au nom de mon collectif, je tiens à souligner la forte convergence technologique qui existe entre l’éolien en mer et l’éolien terrestre. Les engins ont à peu de choses près la même envergure dans les deux secteurs. En mer, les éoliennes mesurent cent cinquante à deux cents mètres, soit l’équivalent de la génération d’éoliennes technologiques déployées sur terre. Qui imagine installer des éoliennes de cette taille à cinq cents mètres des rivages ? Personne. Sur terre, pourtant, c’est ce qui se passe. Le périmètre de sécurité n’est que de cinq cents mètres. Il a été fixé à une époque où les éoliennes étaient beaucoup plus petites qu’aujourd’hui. Nous recommandons donc la révision de ce périmètre pour tenir compte de l’évolution technologique des engins, et pour instaurer un système plus flexible – comme en Bavière, par exemple, où le périmètre de sécurité correspond à dix fois la hauteur du mât. Les arbitrages peuvent ainsi être effectués en fonction de la hauteur, de l’énergie et des ressources disponibles sur le territoire.

M. le président Julien Aubert. Nos autres invités étant arrivés, je salue M. Hervé Novelli, ancien ministre et maire de Richelieu, Mme Julie Leduc, rédactrice de la demande de moratoire « Collectif pour une transition énergétique profitable à nos territoires », et M. Jean-Luc Dupont, président de la communauté de communes Chinon, Vienne et Loire et président d’Enercentre Val-de-Loire, société anonyme d’économie mixte locale pour le développement des énergies renouvelables.

La région Centre-Val-de-Loire n’a pas changé de périmètre lors de la réforme des régions. Dans son évaluation, parue en avril, du projet de schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) qui fixe les priorités d’aménagement, l’autorité environnementale a constaté que « le consensus des élus n’est pas acquis sur l’ensemble des objectifs ». De même, elle a constaté que les objectifs pour 2020 du schéma régional climat-air-énergie (SRCAE) ne pourront pas être atteints en ce qui concerne les énergies renouvelables, la réduction de la consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre. Un tel constate pose la question des limites de toute démarche uniforme visant à fixer des objectifs généraux et des règles sans tenir suffisamment compte de différences infrarégionales et associant trop peu les élus et les habitants. Même le développement des énergies renouvelables, très valorisé dans le discours public, a des conséquences pour l’agriculture, les milieux naturels et le patrimoine – en particulier architectural et paysager, dans une région comme Centre-Val-de-Loire où il constitue un facteur essentiel d’attractivité.

Comment cette différenciation territoriale est-elle prise en compte, s’agissant notamment des risques d’atteinte aux paysages et de la pression sur l’utilisation des sols ? N’existe-t-il pas un risque de fracture supplémentaire entre métropoles et territoires, entre pôles urbains et villes-centre souvent aux prises avec un processus de dévitalisation ? Comment les collectivités du territoire sont-elles associées à la définition et à la mise en œuvre d’une telle stratégie ? Comment les citoyens et les associations peuvent-ils se faire entendre à une époque où la mode est plutôt à la participation et à la concertation ?

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Hervé Novelli, Mme Julie Leduc et M. Jean-Pierre Dupont prêtent successivement serment.)

M. Hervé Novelli, maire de Richelieu. Je ne m’exprimerai qu’en tant que maire de Richelieu et éviterai toute considération d’ordre national. La commune de Richelieu possède des caractéristiques exceptionnelles. Comme son nom l’indique, elle a été créée par le cardinal éponyme au XVIIe siècle – c’est donc une commune dite « nouvelle » – aux confins de la Touraine et du Poitou. Elle jouxtait le manoir devenu château de la famille du Plessis – la famille du cardinal. De ce fait et en raison de sa situation excentrée par rapport aux grandes villes comme Tours ou Poitiers, Richelieu a tous les atouts pour demeurer quasiment inchangée en comparaison de ce qu’elle était lorsque le cardinal a invité les deux talentueux architectes Lemercier, dont l’un a construit la Sorbonne. C’est à eux que nous devons la construction de cette ville destinée à être parfaite pour les canons du XVIIe siècle. Aujourd’hui, Richelieu possède 103 monuments inscrits ou classés, ce qui, compte tenu de son périmètre géographique, en fait certainement la commune de France où la densité de monuments par mètre carré est la plus élevée. Je fais ce rappel pour montrer combien la dimension environnementale, paysagère et patrimoniale est importante pour la ville et pour ses habitants.

Autre caractéristique de la commune de Richelieu : elle est aujourd’hui située aux confins de la Touraine mais, avant la création des départements, elle faisait partie intégrante du Poitou. C’est dans les années 1795 qu’elle a été rattachée administrativement à la Touraine, ce qui fait de Richelieu et de son environnement proche une enclave poitevine en terre tourangelle. Or, certains événements survenus ailleurs en Touraine – Richelieu se trouve à deux kilomètres de la Vienne, par exemple – sont plus difficilement perceptibles en raison de ces frontières administratives. Autrement dit, lorsqu’une décision est prise dans la Vienne, à quelques kilomètres à peine de Richelieu, il est plus difficile de la contester du fait que les autorités départementales et régionales sont différentes, puisque la Vienne se trouve désormais dans la grande région qui s’étend jusqu’à Bordeaux. Pourtant, ces décisions prises dans la Vienne peuvent produire une incidence considérable sur la commune de Richelieu sans qu’il lui soit possible de les contrecarrer le cas échéant. Exemple : il est prévu d’implanter des éoliennes à 4,5 kilomètres de Richelieu. Le dossier est entre les mains de la cour administrative d’appel mais la décision défavorable de la préfète a été cassée sans recours de l’État – car, dans ces circonstances, la position de l’État n’est pas indifférente. Vous le voyez : ces caractéristiques rendent plus difficile l’élaboration d’une stratégie autonome et efficace en matière de développement économique et touristique.

Depuis les années 2000, la commune de Richelieu a mis au point une stratégie d’attractivité touristique. J’ai voulu qu’elle soit classée commune touristique car j’ai éprouvé les difficultés d’implantation de grandes unités et de moyennes entreprises, le développement économique y étant plutôt endogène et dépendant des acteurs locaux. Il est difficile d’y faire venir des entreprises de taille importante, même si nous avons connu quelques succès. C’est ce qui explique que la stratégie de développement de Richelieu repose principalement sur l’attractivité touristique, afin que la ville bénéficie du développement touristique de l’ensemble du val de Loire – sachant qu’elle est légèrement excentrée.

Nous avons mis en œuvre de nombreuses actions culturelles : le festival de cape et d’épée lié à l’histoire de la commune attire près de 20 000 personnes pendant un week-end. De même, les activités d’artisanat et d’art rappellent souvent l’histoire de la cité et de sa création au XVIIe siècle. Le festival de musique fait lui aussi écho au XVIIe siècle. Seule entorse au lien entre les activités culturelles et l’histoire de la ville : le festival de cinéma chinois – qui s’explique par le jumelage de Richelieu avec une commune chinoise depuis quelques années.

L’action culturelle importante conduite depuis plusieurs années fait de Richelieu une commune exceptionnelle pour sa taille. En dix ans, nous sommes ainsi parvenus à multiplier par quatre la fréquentation touristique de Richelieu. Je suis fermement convaincu qu’en raison de toute l’action liée à l’histoire de la commune, l’implantation d’éoliennes à quelques kilomètres seulement est incompatible avec son développement économique et touristique. Le choix de ce développement n’est pas indifférent : c’est le seul qu’il nous reste. Si nous ne pouvons pas développer massivement l’attractivité et les flux touristiques, que deviendra Richelieu ? Les clivages entre métropoles et territoires ruraux auxquels faisait allusion le président Aubert sont particulièrement aigus dans ce territoire. En privant ses habitants du développement touristique, nous creuserons davantage le fossé constaté depuis plusieurs mois.

Un mot sur la césure entre métropoles et territoires ruraux. Il va de soi que les éoliennes sont implantées dans les territoires ruraux. Elles gênent la majorité de la population, hostile à leur installation, et nourrissent un clivage dommageable pour l’unité du territoire. Il s’aggravera si nous acceptons une surdose – et même une dose simple – d’éoliennes.

Les deux communautés de communes du pays du Chinonais ont opté pour un moratoire. C’est à l’autorité administrative préfectorale qu’il appartient en dernier ressort d’accepter ou de rejeter les projets. D’emblée, elle est contrainte par les objectifs gouvernementaux. Des objectifs très importants ont en effet été assignés aux préfets, qui seront évalués en fonction de leurs résultats. J’y vois une contradiction majeure ; on confie à une autorité administrative tenue d’atteindre des objectifs lourds la mission d’accepter ou de refuser de projets, ce qui fait peser sur leur signature un fort soupçon de non-indépendance. Les élus locaux, quant à eux, élaborent leurs schémas d’urbanisme en naviguant à vue et se sentent démunis face à cette autorité administrative qui, encore une fois, évalue de nombreux projets à l’aune des objectifs fixés par le Gouvernement. Cette confusion entre l’autorité administrative et les objectifs politiques qui lui sont assignés constitue une source considérable de contentieux potentiels.

Sans vouloir empiéter sur ses conclusions, je pense que la commission d’enquête devrait se pencher – je sais qu’elle le fera – sur cette source d’incertitude voire de partialité a priori liée à cette contradiction entre les ambitieux objectifs gouvernementaux en matière d’implantation d’éoliennes et les autorités administratives chargées d’évaluer leur faisabilité et de rendre une décision d’acceptation ou de refus.

Mme Julie Leduc, rédactrice de la demande de moratoire « Collectif pour une transition énergétique profitable à nos territoires ». S’agissant de l’implantation d’éoliennes, les territoires se sentent en effet démunis. Les députés travaillent d’ailleurs activement afin de faciliter cette transition. Je vous remercie donc de nous inviter ; le travail de clarté autour de la transition énergétique me semble indispensable. J’espère que le débat public s’emparera de la question des énergies renouvelables en en faisant une lecture plus juste et transparente.

J’ai rédigé la demande de moratoire adressée aux préfètes de l’Indre-et-Loire et de la Vienne. Je suis naturellement très favorable à la transition énergétique : il est important que nous sortions du nucléaire en bon ordre de marche, selon des objectifs cohérents. Encore faut-il ne pas le faire n’importe comment. La transition énergétique ne se fera que si la cohésion sociale est assurée autour de valeurs et d’objectifs. Si je me suis intéressée à la question des éoliennes, c’est parce que j’ai découvert un projet à proximité de chez moi et j’ai été très étonnée par la manière dont les choses se passaient, qu’il s’agisse du cadre juridique appliqué ou, surtout, des certitudes préconçues qui nous étaient opposées, et qui m’ont laissée dubitative.

En premier lieu, les promoteurs éoliens font valoir qu’il est essentiel d’installer des éoliennes parce que la loi de transition énergétique le prévoit partout. Cet argument m’a choquée : la loi de transition énergétique fixe un cap de transition vers des énergies renouvelables au sens large mais en aucun cas elle n’oblige les territoires à se laisser imposer un mode d’énergie plutôt qu’un autre. Il m’a semblé important de le rappeler aux préfètes d’Indre-et-Loire et de Vienne dans la demande de moratoire.

Deuxième motif de souci : les promoteurs éoliens, qui sont de grandes entreprises aux moyens financiers considérables, captent des subventions publiques. Il est très positif que la société française opte pour la transition énergétique et choisisse à titre collectif de financer par l’impôt certaines énergies renouvelables, mais encore faut-il que les avantages liés aux subventions versées aillent aux territoires. Or, pour le moment, les promoteurs revendent souvent les parcs éoliens à des intérêts financiers étrangers. C’est très choquant car nous rachetons tout de même cette énergie à un tarif majoré. C’est pourquoi j’ai sollicité l’aide de M. Dupont, président d’Enercentre Val-de-Loire. Il vous en parlera mieux que moi mais nous, territoires, sommes capables de porter cette transition énergétique, sans nous voir imposer de grands groupes étrangers.

J’ai également constaté que les élus locaux étaient incroyablement démunis en matière de transition énergétique : ils ne connaissent ni les modes d’énergies renouvelables, ni le cadre financier, ni les intérêts qu’ils pourraient tirer de certaines formes d’énergie. Alors que nous n’en sommes qu’au diagnostic de la rédaction des plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET), que les élus entament la réflexion concernant leur territoire, le démarchage très important et très agressif réalisé par ces grosses entreprises pose problème. C’est pourquoi j’ai demandé à la préfète un moratoire de dix-huit mois permettant d’engager et de poser la réflexion, afin que le territoire puisse choisir la direction qu’il veut prendre.

La loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (TECV) dispose que la transition doit être profitable à notre territoire et doit se faire en cohésion sociale. M. Novelli l’a rappelé, après le mouvement des gilets jaunes, il me semble délicat de cliver encore davantage les villes et les campagnes. Les ruraux se sentent vraiment délaissés, d’autant qu’on leur impose de grandes infrastructures de transport – ligne à grande vitesse (LGV) ou élargissement de l’autoroute A10 sur notre territoire, sources de nuisances importantes. Va-t-on également se voir imposer un mode d’énergie alors que les textes ne l’imposent pas ?

Enfin, on ne parle pas suffisamment des nuisances sonores des éoliennes. Chaque fois que j’ai interrogé les promoteurs, ils ont nié le problème en bloc. À tort ! J’ai étudié la question lorsque je me suis intéressée aux nuisances sonores des infrastructures de transport : l’Organisation mondiale de la santé (OMS) a lancé une alerte à l’automne dernier ; des études très importantes sont menées ; demain, à Lisbonne, s’ouvre une conférence internationale sur le bruit des aérogénérateurs ; Santé Canada a aussi réalisé une étude. Si les chercheurs n’arrivent pas à évaluer la relation entre la dose et l’effet – pour deux individus, la même dose n’aura pas le même effet –, ils sont unanimes : les impacts sur la santé sont réels, les populations qui vivent aux abords de ces infrastructures sont stressées, leur taux de cortisol est plus important.

Le malaise de ces populations, qui ressort des questionnaires ou des bilans de santé, n’est pas à négliger. Si on décide d’implanter ce type d’infrastructures – c’est un choix de société – par cohérence, les populations doivent être indemnisées. C’est frappé au coin du bon sens : si les gens subissent un préjudice, si l’infrastructure a un impact sur leur santé, ils doivent obtenir des compensations – et je ne parle même pas de la perte de valeur foncière subie par les riverains de ces infrastructures…

M. Jean-Luc Dupont, président de la communauté de communes Chinon, Vienne et Loire et président dEnercentre Val-de-Loire. Je suis très heureux d’être à vos côtés pour vous exposer la vision territoriale et la place des collectivités locales dans le monde de l’énergie. Depuis 2008, je préside le syndicat départemental d’énergie d’Indre-et-Loire et, depuis sa création en 2012, la société d’économie mixte locale Enercentre Val-de-Loire qui vise à accompagner le développement des énergies renouvelables sur le territoire. Enfin, je suis vice-président de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) en charge de la commission « Territoires intelligents et véhicules propres ».

La loi du 17 août 2015 précitée a instauré l’obligation pour les établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) de plus de 20 000 habitants de se doter, à l’horizon 2018, d’un Plan climat-air-énergie territorial. Nous sommes tous en retard car la loi du 7 août 2015 portant sur la nouvelle organisation territoriale de la République, dite loi NOTRe, est passée par là. Elle a entraîné des regroupements ou des élargissements territoriaux. En conséquence, les intercommunalités ont souvent demandé à leur préfet de décaler la mise en œuvre de ces plans.

La communauté de communes que je préside, Chinon, Vienne et Loire, alliée à Touraine Val de Vienne – où se trouve Richelieu – va développer un PCAET à l’échelle du bassin de vie, par cohérence avec la réflexion que nous menons. En effet, pour les raisons qu’évoquait Hervé Novelli, nous ne souhaitons pas imposer aux franges du territoire voisin les problématiques que nous ne voulons pas subir sur notre propre territoire. C’est souvent ce qui se passe avec les LGV : tout le monde est d’accord pour aller de Paris à Bordeaux en deux heures, à condition que la ligne ne passe pas au bout de son jardin ! C’est le difficile équilibre entre intérêt général et intérêt personnel…

À l’échelle de nos territoires, nous avons fait le constat que le développement des éoliennes intervenait souvent de façon sauvage et anarchique : les développeurs s’emparent des schémas régionaux éoliens, détectent les poches d’aménagement et vont prospecter. Il s’agit souvent de terrains agricoles à très faible valeur ajoutée, en jachère au titre de la politique agricole commune (PAC). Les entreprises proposent alors une convention de mise à disposition du foncier, en faisant miroiter aux propriétaires un certain nombre de milliers d’euros de profits par an pendant vingt ou trente ans. C’est pourquoi les propriétaires s’engagent dans cette voie… L’élu local se retrouve alors subitement confronté à un projet sur son territoire, sans y avoir été associé en amont. Un collectif de citoyens riverains se crée, arrive dans son bureau et c’est le capharnaüm ! La réunion publique à la salle municipale ne contribue qu’à faire monter la température car le problème reste le même.

Je m’interroge sur la méthode, mais ne remets nullement en cause le besoin de transition énergétique de notre pays. Ce n’est pas parce que je suis maire de Chinon, siège d’une centrale nucléaire, que je ne suis pas sensible au développement des énergies renouvelables (EnR). Ainsi, la SEM que je préside va rééquiper le barrage hydroélectrique de Descartes sur la Creuse, aux confins de la Vienne et de l’Indre-et-Loire.

Chinon et les territoires alentours, comme tout le Val de Loire, sont classés au Patrimoine mondial de l’Organisation des Nations unies pour l’éducation, la science et la culture (UNESCO) depuis 2000. Il existe dans ce périmètre un itinéraire « Loire à vélo ». En outre, le 8 novembre 2018, le ministre de la transition énergétique de l’époque a confirmé, suite à une question du sénateur de la Marne Yves Détraignes, que des zones d’exclusion prévues autour des périmètres UNESCO permettent par exemple de protéger ce Patrimoine mondial. Elles s’étendent à 15 kilomètres autour du périmètre. Or un développeur porte actuellement un projet d’éoliennes à 13 kilomètres de Chinon. Des mâts de mesures ont été mis en place, ils font 50 mètres de haut, soit à peine la moitié de la taille des éoliennes. Or, lorsqu’un mât de mesure est en fonctionnement, la seule chose que vous voyez de la forteresse royale, c’est son voyant rouge. Imaginez une éolienne deux fois plus grande !

Chinon a été la capitale de la France. C’est là que Jeanne d’Arc est venue reconnaître Charles VII avant de l’emmener à Reims pour le couronnement. C’était aussi la capitale continentale de l’Angleterre sous Henri II Plantagenêt. L’Angleterre s’y est installée pendant plus d’un siècle lorsque son empire s’étendait des Pyrénées à l’Écosse. Depuis, le territoire a été préservé. La forteresse royale de Chinon accueille 130 000 visiteurs par an, Azay-le-Rideau 270 000 et la ville de Chinon entre 500 000 et 700 000.

Je suis très favorable à la transition énergétique et à l’implantation d’énergies alternatives sur nos territoires, mais il faut que nous soyons en mesure de concevoir et décider de ces projets ensemble ! Le consensus local est fondamental pour qu’ils soient acceptés, et non imposés. Depuis trois mois, nous avons engagé la construction du PCAET avec les associations des territoires, les consommateurs et de nombreux autres intervenants : qu’est-ce que sera l’énergie du territoire dans vingt à cinquante ans ? Nos concitoyens sont très sensibles à ce sujet qu’ils s’approprient. La participation est forte. Nous devons co-construire ces plans afin d’éviter des recours incessants qui bloqueront tous les projets pendant vingt ans ! Rédiger un PCAET est une chose, pouvoir le mettre en œuvre selon l’échéancier déterminé conjointement en est une autre… C’est notre ambition. C’est pourquoi l’établissement public de coopération intercommunale (EPCI) et le conseil municipal que je préside, ont voté à l’unanimité en faveur du moratoire, car il nous rappelle qu’il ne faut pas mettre la charrue avant les bœufs : comment permet-on au territoire de construire son ambition énergétique et, ensuite, de la mettre en œuvre, avec des partenaires privés si nécessaire ?

Les développeurs nous vendent le financement participatif comme gage de l’acceptabilité locale d’un projet. En l’espèce, à Chinon, la Banque postale, par le biais d’une de ses filiales, plateforme de financement participatif, ambitionne d’être le porteur de ce financement. En tant que président de SEM, j’ai déjà mis en œuvre plusieurs financements participatifs – sur des projets photovoltaïques : en général, si l’on cherche entre 30 000 et 50 000 euros, lorsqu’on ouvre la plateforme et qu’on la réserve au territoire pendant deux ou trois semaines, on récolte 1 000 à 5 000 euros maximum. Ensuite, on l’ouvre au niveau national et, en deux heures, on obtient les 30 000 à 50 000 euros dont on a besoin. Pourquoi ? Car il s’agit d’opérations financières – on vous annonce un taux de rentabilité interne (TRI) à 5 % et un placement de courte durée ! En outre, vous êtes éloigné de la gêne provoquée par les équipements d’énergies alternatives que l’on va installer – pas de visibilité du champ photovoltaïque, pas de contraintes liées aux éoliennes. Vous achetez un financement artistique, indolore, et vous faites du « cash ». La loi TECV doit-elle servir à cela ou plutôt à l’appropriation des énergies renouvelables par les territoires ? Je m’interroge. En outre, qu’un opérateur national, doté d’une mission de service public, cautionne ce type d’activités m’interpelle, mais je laisserai le soin à la commission d’en tirer les enseignements.

Depuis longtemps, les collectivités locales se sont regroupées en grands syndicats départementaux. Le mien a été créé en 1937. J’en assure la présidence depuis 2008. Lorsque le tournant vers les énergies renouvelables s’est opéré, nous nous sommes vite rendu compte que les collectivités locales étaient démunies pour accompagner les projets. En effet, une petite commune dispose tout au plus d’une secrétaire de mairie à mi-temps. Elle ne peut rédiger le dossier administratif d’acceptabilité d’un champ photovoltaïque ou d’un parc éolien, puis solliciter la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL), l’Agence française pour la biodiversité (AFB), les unités départementales de l’architecture et du patrimoine (UDAP), etc. En général, ces derniers ouvrent le dossier, le regardent et le referment…

C’est pourquoi nous avons voulu créer une société d’économie mixte locale dès 2012 afin d’être porteur de projets et assistant à maîtrise d’ouvrage (AMO) des collectivités locales et, ainsi, les accompagner dans la transition énergétique. Cela permet aux projets d’aboutir en cas de consensus politique local. Nous ne sommes que l’émanation des collectivités locales et n’allons donc pas à l’encontre de leur volonté ni de celle de leur population. Peu de maires s’engagent d’ailleurs dans une action de transition énergétique si l’objectif n’est pas partagé par la population. Un élu local est toujours à portée d’engueulade ; s’il fait fausse route, il se rend rapidement compte du chemin qu’il doit reprendre. Je ne connais pas d’élus qui souhaitent à tout prix prendre des coups.

M. le président Julien Aubert. Surtout un an avant les municipales…

M. Jean-Luc Dupont. Nous intervenons donc en tant qu’AMO. Enercentre Val-de-Loire est la première société d’économie mixte locale régionale. Tous les syndicats de la région Centre-Val-de-Loire en sont membres et coactionnaires. Elle est déjà capitalisée à hauteur de 4 millions d’euros – et va atteindre 12 millions d’euros dans les deux prochaines années. Nous accompagnons des projets de toutes natures, partagés sur le territoire – éolien en Eure-et-Loir, photovoltaïque, hydraulique, mais aussi hydrogène car c’est une énergie d’avenir. En Touraine, nous avons la chance de pouvoir exploiter une poche aquifère et produire de l’hydrogène à base d’énergies photovoltaïque et éolienne.

En conclusion, il conviendrait d’amender la loi LTECV afin d’imposer aux développeurs d’informer les communes et les EPCI en amont des projets. Cette absence d’information est contre-productive car certains projets, valables mais mal présentés ou mal appréhendés, mettent des années à se concrétiser. À l’inverse, en Indre-et-Loire, un développeur éolien a pris soin de venir rencontrer le syndicat départemental d’énergie ; nous sommes allés voir les élus de la commune et une présentation du dossier a été réalisée en conseil municipal. Cela a permis de le déminer car les acteurs sont conscients que le projet n’avance pas dans leur dos. Une réunion publique de présentation va désormais être organisée. Ce n’est pas du temps perdu. Ce principe, simple à mettre en œuvre, évite les débordements qui aboutissent parfois à des scénarios catastrophes sur le territoire…

M. le président Julien Aubert. Lors de son audition, l’association France Energie Eolienne nous a transmis un sondage indiquant que plus on est proche d’une éolienne, plus on y est favorable. Qu’en pensez-vous ?

Quand on connaît la façon dont ce pays fonctionne, quand on sait que c’est le pays de la règle et de la norme, comment expliquer que les dispositions protégeant une forêt, un paysage ou un patrimoine remarquables soient balayées dans l’indifférence la plus générale en cas d’implantation d’éoliennes ? Est-ce une défaillance systémique ? Est-ce lié à la puissance d’un lobby ? Est-ce la ferme volonté de l’État, quelles que soient les résistances locales ? Dans quelle direction devons-nous chercher ?

Mme Julie Leduc. Concernant l’acceptabilité, il n’en est rien. Beaucoup d’associations foisonnent autour de ces projets ; le contentieux est très important – c’est ce qui a conduit à supprimer le premier degré de juridiction. Mais les gens finissent aussi par baisser les bras, pour faire le lien avec votre deuxième question, car la pression est très forte pour développer ce type d’énergie, pour une raison qui m’échappe.

Quand j’ai commencé à étudier le sujet, je suis allée consulter la filiale commerciale du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) car je considérais que la géothermie était une solution intéressante, engendrant peu de nuisances. Je leur ai demandé pourquoi ils n’étaient pas plus investis. La pression n’est pas la même sur les différentes formes d’énergies renouvelables, ce qui me semble très grave.

M. Frédéric Bouvier. La réponse est simple : il existe un groupe de travail éolien, mis en place par le secrétaire d’État de l’époque, M. Lecornu, avec le lobby. On y co-décide avec un lobby industriel, en toute impunité, de supprimer des niveaux de juridiction, de prendre toute mesure visant à faciliter coûte que coûte le déploiement unilatéral de cette énergie. C’est l’expression la plus emblématique de la pression considérable imposée aux autorités locales de l’État et aux citoyens ! On trouve les communiqués et les conclusions de ce groupe de travail éolien sur internet.

M. Jean-Luc Dupont. M. Bouvier a raison. J’habite dans un département où aucune éolienne n’est installée. C’est lié à l’histoire : entre le territoire classé au Patrimoine mondial de l’Unesco, une centrale nucléaire et une métropole, les périmètres de protection concernent 80 % du département ; les corridors éoliens sont donc limités, sauf dans le sud-est du département – le Lochois et Sainte-Maure-de-Touraine-Richelieu aux confins de la Vienne. En conséquence, les opérateurs n’exercent pas de pression mais beaucoup de développeurs prospectent malgré tout les territoires, pas à pas, pied à pied. Ils vont voir les agriculteurs en leur faisant miroiter des rentrées importantes d’argent. Le travail de lobbying qu’évoquait M. Bouvier est particulièrement efficace : ils ont développé un modèle très convaincant – une machine à broyer qui passe en force… Le travail est réalisé en catimini, ils verrouillent les acquisitions foncières et, une fois les contrats signés, enclenchent toujours le même processus. Différents recours sont déposés mais, après un certain temps, l’autorité administrative, sous la pression du Gouvernement, au motif que la loi LTECV vise à développer les énergies vertes, cède et le projet est imposé, contre l’avis de tout le territoire – élus et habitants. Seul l’opérateur fait alors une bonne affaire : il ne s’agit pas de philanthropie puisque neuf projets sur dix sont revendus dans les deux ans à des fonds de pension. C’est une machine à cash, rien d’autre !

Mme Marie-Noëlle Battistel. Je vous remercie pour ces retours d’expériences de terrain. Je suis convaincue que la réussite de la transition énergétique passe par les territoires et je milite pour des dispositifs similaires aux territoires à énergie positive (TEPOS) ou territoires à énergie positive pour la croissance verte (TEPCV), qui avaient le mérite d’une très large consultation, puisqu’ils s’adressaient aux communautés de communes, voire aux métropoles. Ces dispositifs avaient aussi le mérite d’accompagner financièrement les territoires, de les mobiliser et de les sensibiliser. En avez-vous bénéficié ?

Monsieur Bouvier, vous avez évoqué des démarches sans concertation avec les collectivités voisines, et un lobby peu vertueux. Avez-vous l’habitude d’engager des actions avec les associations de défense des consommateurs ? Si oui, quelles sont ces associations ?

Enfin, disposez-vous du même type de retour d’expérience pour le développement d’autres énergies renouvelables – photovoltaïque ou petite hydroélectricité – qui possèdent un potentiel de développement.

M. Jean-Luc Dupont. Le TEPCV a été largement utilisé dans notre territoire. Ainsi, avec les collectivités locales – communes et intercommunalités –, le syndicat départemental a mené un projet sur l’éclairage public et réalisé de gros efforts de sobriété énergétique. Nous avons tout d’abord engagé des audits énergétiques dans toutes les collectivités du département puis, territoire par territoire, les programmes TEPCV ont permis de mobiliser d’importants crédits et de modifier très substantiellement l’éclairage public, engendrant des gains énergétiques conséquents. Pour des collectivités de petite taille, ils sont de l’ordre de 40 à 50 % de leurs charges d’électricité dans un délai très court.

M. Hervé Novelli. Les questions que vous posez renvoient plus largement à la démocratie locale et aux défaillances du débat public. Nous avons évoqué l’indifférence ou l’absence de saisine par les concitoyens de problématiques qui, ensuite, peuvent devenir très lourdes. Mais toutes les procédures de débat public devraient être revues – la commission d’enquête devrait s’y pencher. Ces débats sont largement viciés : ils partent d’un bon sentiment, mais ils n’ouvrent pas le champ démocratique et deviennent des débats de spécialistes, très facilement manipulables ou peu objectifs.

On peut faire le lien avec les demandes – plus ou moins confuses – des gilets jaunes : ce type de consultation doit être réformé. Les débats sur les grandes infrastructures, organisés par la Commission nationale du débat public, ne fonctionnent pas – ils ne prennent pas en compte les avis des citoyens. La commission d’enquête aurait tout intérêt à s’emparer de ce sujet démocratique très important…

M. Jean-Luc Dupont. Concernant l’hydroélectricité, j’ai évoqué le barrage de Descartes. Cinq candidats se sont présentés. L’autorisation d’occupation temporaire (AOT) était portée par l’État. C’est un cours d’eau majeur et le dernier barrage avant la mer. C’est un bon exemple des écueils auxquels nous sommes confrontés : le dossier administratif d’autorisation comportait 40 pages techniques et 480 pages pour le volet environnemental ! Bien évidemment, je suis favorable à la transition écologique, à la faune et la flore, etc., mais il faut raison garder… On en arrive à passer à côté du vrai sujet – la production d’énergie renouvelable à partir d’un cours d’eau. Nous avons réalisé un excellent travail avec la direction départementale des territoires (DDT), la DREAL et l’AFB et sommes désormais attributaires de l’AOT pour quarante ans. Reste à déposer le permis de construire. Je suis certain que nous allons faire face à de nombreux recours puisque certains considèrent que la nature doit retrouver son état initial, sans aucune retenue d’eau de la source à la mer. Mais la retenue existe depuis cent cinquante ans et le barrage hydroélectrique a été créé pour une papeterie qui existe toujours. Son impact est donc connu !

Mme Sophie Auconie. Je suis tout à fait d’accord avec la description de la région que chacun des interlocuteurs a faite : avec l’Isère et le Vaucluse, c’est un des plus beaux départements de notre pays ! (Sourires)

Monsieur le ministre, un lobby agricole existe, qui au contraire de ce que vous avez dit, souhaite l’implantation de ces éoliennes. Quelles sont vos relations avec le monde agricole ? Qu’est-ce qui le pousse à devenir presque agressif lorsque l’on défend l’idée de revoir et corriger l’implantation de ces éoliennes ?

Madame Leduc, disposons-nous d’informations relatives à la mise en œuvre du moratoire de la part de la préfecture ? Je considère qu’il serait bon d’attendre les conclusions de cette commission avant de statuer définitivement sur ce moratoire.

Je trouve, monsieur Dupont, que de la part d’un président de syndicat d’énergie, votre position est audacieuse. Aussi souhaiterais-je savoir ce que vous prônez dans le domaine de l’énergie renouvelable pour l’Indre-et-Loire.

M. Hervé Novelli. Le lobby agricole qui s’exprime souvent de façon favorable à l’implantation d’éoliennes est celui qui exprime la difficulté du monde agricole. D’une certaine manière, c’est l’échec de nos politiques qui conduit des agriculteurs à voir dans l’éolien une source de revenus complémentaire. C’est pour cela que je pense qu’il faut se battre plutôt pour des politiques agricoles de soutien intelligentes, au lieu de faire en sorte que, peu à peu, on abandonne la production agricole au profit des éoliennes.

Mme Julie Leduc. On assiste à une prise de conscience de la part du monde agricole qui, à cause de l’implantation des éoliennes, se voit imposer des risques non négligeables, qui ne sont pas toujours évalués dans le modèle actuel. Pour avoir reçu des demandes à ce sujet, je constate, dans le monde agricole, qu’une exigence de clarté juridique autour du modèle éolien se fait ainsi jour.

Par ailleurs, on observe que le territoire a complètement perdu la main sur les implantations de projets éoliens. C’est le cas au Petit-Pressigny où un projet portant sur trois éoliennes fut présenté dans un premier temps, puis un projet de cinq, ensuite de neuf ; pour finalement apprendre la semaine dernière que neuf éoliennes seront implantées, plus un nouveau projet de huit. On a l’impression qu’à partir du moment où une ou deux éoliennes sont autorisées, il y a plus de gouvernance possible.

Enfin, je n’ai pas encore eu de retour de la part de Mme la préfète ; le moratoire est déposé en trois vagues, la première a été déposée auprès d’elle, la deuxième le sera sous peu, et la troisième au début du mois de septembre. Je ne doute toutefois pas que Mme la préfète soit favorable à cette demande.

M. Jean-Luc Dupont. Les filières possibles de développement des EnR en Indre-et-Loire sont de plusieurs natures. Mme Auconie vient d’évoquer le poids de l’agriculture, or un important travail reste à conduire dans le domaine des biogaz. Nous rencontrons un problème au sujet de la méthanisation ; et le droit à l’injection, qui a été voté par le Parlement, représente une mesure majeure qui permettra d’aller chercher des sources de production de biogaz, ce que malheureusement l’opérateur national GRDF n’avait pas la possibilité de faire jusqu’à présent.

En effet, le biogaz n’est pas produit dans les centres urbains qui en sont les principaux utilisateurs, et qu’il faut pourtant desservir.

Outre les biogaz, un développement important du photovoltaïque peut être attendu, notamment en recourant à des terrains industriels ou des fonciers délaissés le permettant, car l’impact de cette activité y est un peu moins nuisible. Le photovoltaïque peut ainsi être couplé avec une production importante d’hydrogène ou de méthane de synthèse qui a la vertu de pouvoir stocker l’énergie électrique, ce que nous ne savons pas faire aujourd’hui. Je crois donc beaucoup au développement de la filière hydrogène : pour les mobilités, mais aussi pour l’industrie ; évidemment cela n’est pas à base de pétrole…

M. Nicolas Turquois. J’ai trouvé, monsieur le ministre, que vous aviez tout de même fait un peu de politique dans vos propos. Plusieurs projets sont en cours dans le Loudunais, où aucune éolienne n’est implantée pour l’instant, mais nous serons concernés à plus ou moins court terme.

Ma question porte sur l’équilibre restant à trouver entre l’urgence climatique et la nécessité de proposer des solutions et la mise en œuvre raisonnée. Je souhaiterais que nous travaillions ensemble à des lois afin de trouver des mesures d’équilibre. Si toute installation doit être située à 15 kilomètres de tout site patrimonial, jamais il n’y en aura en France. Toute la France n’est pas aussi riche que Richelieu, mais elle est malgré tout très riche en sites patrimoniaux ; on ne peut donc pas se cantonner dans cette attitude.

Par ailleurs, monsieur Bouvier, j’aimerais connaître le nom de l’entreprise allemande que vous avez mentionnée, car je voudrais savoir si le projet que vous avez évoqué fait écho à celui qui est envisagé dans notre secteur.

Enfin, je m’associe aux positions prises par le syndicat d’énergie que vous présidez, monsieur Dupont, car dans la Vienne, le syndicat Energies Vienne et sa filiale Sergies n’implantent des éoliennes qu’avec l’accord des collectivités concernées et n’installent des parcs photovoltaïques que sur des sols à utilisation non agricole. Ils conduisent ainsi une vraie démarche de coconstruction avec les élus et les populations ; c’est pourquoi, monsieur le maire de Chinon, je salue votre initiative.

M. Hervé Novelli. Je ne fais pas de politique sur ce sujet, ou plus exactement, je fais de la politique locale. J’ai pris un peu de temps pour expliquer que le développement économique de la ville de Richelieu était quasi exclusivement centré sur l’attractivité touristique, et je réitère ma conviction qu’il y a une incompatibilité forte entre attractivité touristique et éoliennes. Je ne faisais pas alors de politique, sauf à défendre mon territoire.

Mais je sais que ma position est largement partagée dans la Vienne, en tout cas jusqu’à sa proximité. J’en suis heureux parce qu’il faut avoir conscience que les options de développement économique d’une ville comme Richelieu sont limitées. Si la stratégie que j’ai mise en œuvre avec le conseil municipal et la participation des habitants en termes d’attractivité touristique était niée ou combattue, il n’y aurait plus rien ; ce que je ne souhaite évidemment pas.

M. Frédéric Bouvier. L’entreprise allemande s’appelle Baywa et sa filiale énergie Baywa .r. e. Le représentant local auquel cette société a sous-traité les démarches auprès du public et des collectivités s’appelle « Soleil du Midi » ; c’est ce visage que rencontrent les acteurs locaux.

S’agissant du climat je voudrais simplement souligner, monsieur le député, qu’il ne faut pas oublier la biodiversité, c’est-à-dire qu’au nom du climat on ne doit pas, par exemple, détruire une forêt pour installer des mâts d’éoliennes. Jean-Luc Dupont a relevé le bon sens de ce principe, qui est absolument indispensable, et la biodiversité est une clé la lutte contre le changement climatique.

Mme Laure de La Raudière. Je voulais vous remercier pour votre témoignage qui rejoint exactement ce que nous vivons aussi en Eure-et-Loir. Vous avez dit que le schéma régional éolien n’est pas respecté, nous avons eu beau établir un schéma régional éolien des zones favorables et des zones défavorables : il n’est pas respecté par les promoteurs, or je considère qu’il faut le partager.

Aujourd’hui il n’y a plus aucun document de gouvernance permettant aux élus locaux de dire ce qu’ils souhaitent sur leur territoire. Par ailleurs, et je le signale parce que vous êtes de la région Centre, le projet de schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) de cette région fait l’objet d’une enquête publique : rien dans ce document n’est prescriptif au sujet de l’éolien, alors que ça aurait pu être l’occasion de réintroduire l’équivalent des zones de développement éolien (ZDE).

Je signale cette situation pour vous remercier de ce témoignage ; il est important que nous entendions cela parce qu’il faut que, sur le plan réglementaire, nous puissions corriger ces défauts.

M. Jean-Luc Dupont. Je suis intervenu sur le SRADDET en tant que président de la société d’économie mixte (SEM), puisque nous avons passé contrat avec la région Centre. Et je veux dire à Mme de La Raudière que nous avons besoin d’outils réglementaires nous permettant d’encadrer les pratiques liées aux énergies renouvelables. Malheureusement je n’ai pas été entendu, mais nous avons encore le temps, le SRADDET fait actuellement l’objet d’une enquête publique j’espère que les acteurs concernés tiendront compte des propositions que nous avons avancées.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’ai compris, madame Leduc, que vous connaissiez monsieur Dupont : vous connaissez-vous tous ? Vous avez en effet tenu des propos assez proches les uns des autres, je voudrais donc savoir si vous travaillez ensemble régulièrement et si vous vous connaissez tous.

M. Hervé Novelli. Nous nous connaissons tous, ce qui est logique dans un territoire dans lequel chacun de nous agit. Mais nous n’avons pas de réunions de travail fréquentes, cela peut se produire ponctuellement, lorsqu’untel ou untel vient me consulter en tant que maire de Richelieu pour des sujets précis.

Je préside par ailleurs le pays qui regroupe les deux communautés de communes, nous avons donc des occasions très fréquentes d’échanger avec Jean-Luc Dupont ainsi qu’avec Mme Leduc, qui avait porté cette initiative. J’avais par ailleurs rencontré Frédéric Bouvier pour les projets d’implantation d’éolien près de là où il habite. Mais il n’existe pas un collectif qui nous regrouperait.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. J’entends que vous ne faites pas partie de la même association, mais comme je connais moins bien votre territoire que d’autres de mes collègues, je voulais m’assurer des liens que vous pouviez avoir ensemble.

Je souhaiterais encore, madame Leduc, que vous m’expliquiez à quel titre vous avez été la rédactrice de cette demande de moratoire : quels sont vos compétences et votre statut ? Êtes-vous simplement une citoyenne engagée ? D’où parlez-vous ?

Mme Julie Leduc. C’est une question que l’on me pose régulièrement. C’est en tant que citoyenne informée que j’ai entrepris cette démarche. Le moratoire a trouvé son origine dans le fait que nous avons été confrontés au même problème, et que, sans concertation préalable, nous nous sommes demandé ce que nous devions et pouvions faire, et dans quel cadre nous pouvions agir.

J’ai rédigé le moratoire après avoir lu la loi de transition énergétique, ce qui m’a amenée à penser que quelque chose n’allait pas dans le mode d’implantation des éoliennes, et qu’il n’était pas normal que le territoire n’ait plus la main sur cette transition ; alors même qu’elle pourrait lui être profitable.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous semblez être assez compétente dans ces sujets ; êtes-vous une pure autodidacte ? Quelque chose dans votre formation ou votre parcours vous a-t-il tournée vers cette inclinaison ?

Mme Julie Leduc. J’ai étudié les sciences politiques, l’économie et le droit, c’est pourquoi ces questions font partie des sujets qui m’intéressent. Mais, en ce qui concerne cette question de l’implantation des énergies renouvelables sur le territoire, comme nous tous, j’ai simplement soulevé le couvercle des projets en cours d’implantation, j’ai réagi avec les armes que j’avais, et je suis allée frapper aux portes ; c’est d’ailleurs comme cela que nous nous sommes rencontrés.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur le ministre, vous avez mentionné des recommandations formulées à l’occasion des enquêtes publiques : pouvez-vous les préciser ?

M. Hervé Novelli. Je vais vous répondre très rapidement sur un sujet, et je pourrais ensuite développer, parce que j’ai réfléchi à la question du conflit d’intérêts.

Le conflit d’intérêts n’est pas traité en France à la mesure où il est traité dans d’autres démocraties, et c’est parce que nous n’avons pas traité ce problème sur le plan législatif de façon approfondie que nous nous trouvons confrontés à des situations choquantes au regard du débat public et de son détournement au profit de personnes qui sont en conflit d’intérêts. Cela particulièrement dans le problème des éoliennes. Mais mon propos était plus général, et j’aurai l’occasion, si vous le souhaitez, de vous faire part de mes réflexions à sujet.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je crains que nous ne disposions pas aujourd’hui du temps nécessaire, mais j’aurais plaisir à pouvoir approfondir cette question.

Madame Leduc vous avez évoqué des risques non négligeables encourus par le monde agricole : pouvez-vous préciser votre pensée ?

Mme Julie Leduc. Tout à fait ; merci pour cette question.

Nous nous trouvons dans une situation très paradoxale où les promoteurs éoliens signent avec les agriculteurs des baux emphytéotiques qui leur coûtent très cher en comparaison du prix de la parcelle agricole. La première question qui vient à l’esprit est de savoir pourquoi acceptent-ils de payer cinq, dix, quinze ou vingt fois le prix de cette parcelle, alors qu’il serait beaucoup plus simple de l’acheter.

Nous avons réalisé que l’ensemble des risques que présente un projet porte sur le propriétaire du terrain. Il peut s’agir de risques en cas de recours des riverains ; si par exemple on implante une éolienne devant chez moi, et que j’estime que ma maison a perdu 30 % de sa valeur, ce que montre une étude de la London School of Economics, ce sera le propriétaire du terrain qui aura laissé ces nuisances exister qui sera attaqué.

Par ailleurs, en cas de faillite de l’entreprise, je n’ai pas obtenu pour l’instant de réponse claire à mes questions sur le démantèlement des éoliennes : quel est le risque financier, sur qui porte-t-il ?

Pour l’instant, on se retrouve dans un grand flou artistique, et personne parmi les présidents d’intercommunalité, les promoteurs ou les chambres d’agriculture n’est capable de me répondre. Cela me semble très délicat lorsque l’on cherche à implanter massivement ce type de grandes infrastructures industrielles sur un territoire.

M. Frédéric Bouvier. Si vous me permettez une question : le fonds de private equity irlandais, qui a racheté en 2018 le projet éolien que j’évoquais tout à l’heure en Charente, sera-t-il responsable du démantèlement et de la reconversion du site dans vingt ans ?

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez évoqué le financement participatif en indiquant qu’il s’ouvrait en deux temps : un premier de trois semaines réservé au territoire et un deuxième ouvert à l’échelle nationale. Cela constitue-t-il un processus normal ; est-il obligatoire ?

M. Jean-Luc Dupont. Il n’y a aucune obligation, mais souvent les promoteurs, qui ont un peu d’arrière-pensées, pour emporter l’aval des territoires prétendent que le financement participatif leur est ouvert en priorité et sera très vite pris en compte, ce qui du coup conférera une sorte de caution locale ou un gage d’acceptabilité.

Cela est faux : pour avoir développé plusieurs de ces financements, je me suis rendu compte qu’il y a toujours une ouverture assez limitée dans le temps ; on dit que la communauté de communes est prioritaire pendant deux semaines, vient ensuite le département pendant deux semaines, ensuite les possibilités sont carrément ouvertes.

Cela se passe sur des plateformes numériques, et des gens qui font des placements d’argent pour des groupes d’investisseurs ou des personnes privées regardent comment les choses tournent et saisissent des offres par blocs. Il n’existe donc pas de règles d’obligation, la pratique, à laquelle on assiste communément consiste à dire qu’il s’agit d’une participation locale qui est ouverte. On fait alors un grand renfort de publicité, mais ce que l’on oublie de nous dire au terme du bouclage du financement participatif, c’est qu’à 98 % il ne procède pas du territoire, mais de façon extraterritoriale par des gens qui viennent faire là un placement financier ; comme ils en feraient dans d’autres projets de toute autre nature.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Comment ont-ils vent du projet dans lequel ils peuvent investir ?

M. Jean-Luc Dupont. Les plateformes numériques sont très au point, celles qui pratiquent la vente de financement participatif disposent de systèmes de vigie, et les gens qui commercialisent ce type de produits pour leur clientèle font des placements financiers sur des biens pour d’autres personnes. C’est une forme de diversification du placement patrimonial sur des taux de retour différenciés, mais qui sont aussi d’un très bon rapport. Des gens qui possèdent des portefeuilles dans des financements participatifs ignorent où est investi leur argent ; c’est leur gestionnaire de biens patrimoniaux qui réalise les opérations.

C’est un des écueils que nous constatons : ce qui au départ était voulu par le législateur comme une modalité d’appropriation territoriale est complètement dévoyé.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Monsieur Bouvier, à plusieurs reprises vous avez évoqué des méthodes de certaines entreprises qui viennent démarcher de manière très agressive et très structurée des zones qui sont démunies pour se défendre contre ces menées ; vous avez même parlé de clauses abusives. Pouvez-vous nous dire quelles sont les entreprises concernées, et nous fournir les contrats que vous avez étudiés ou qui sont en votre possession ?

M. Frédéric Bouvier. Soleil du Midi remet le protocole et négocie pour le compte de Baywa .r. e qui est le signataire. Tous les engagements juridiques sont pris par le commanditaire, mais il ne rencontre jamais les propriétaires des parcelles ni directement les collectivités locales. Il y a un facilitateur dénommé promoteur, et il y a encore beaucoup de confusion au sujet du rôle de chacun sur le terrain. Certains élus locaux pensent que le promoteur est celui qui va construire, connecter l’installation au réseau, et peut-être l’exploiter pendant vingt années ; or il n’en est absolument rien.

S’agissant des dispositions contractuelles, j’ai eu en ma possession un projet de protocole de bail, dont je ne suis pas en mesure de dire s’il a été signé en l’état par un propriétaire. Je pense toutefois qu’il est suffisamment représentatif de ce qui est proposé pour signature aux propriétaires de parcelles ; je pourrais remettre ce document à la commission d’enquête.

Au titre des clauses qui nous semblent abusives, je mentionnerai le fait que dans l’engagement que vous prenez dans le cadre du protocole de bail, qui n’est pas le bail lui-même, la rétractation est impossible. Elle n’est pas seulement impossible pour le signataire, mais elle l’est aussi pour sa descendance, même dans le cas où celle-ci serait juridiquement incapable, sous tutelle ou sous curatelle, donc pas en mesure d’agir en justice. Même dans cette situation, les obligations prises par les parents s’imposeront. Vous pouvez donc voir un enfant défaillant, souffrant d’un handicap mental et placé dans un établissement spécialisé, qui devra peut-être, vingt ans après le raccordement au réseau de l’éolienne qui se trouve sur la parcelle dont les parents étaient propriétaires, répondre de toute cette chaîne de responsabilité ou d’irresponsabilité au moment du démantèlement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Il serait intéressant que vous puissiez tous nous faire parvenir les documents d’ordre contractuel, etc. ; qui pourraient étayer les propos que vous avez pu tenir aujourd’hui, sous la forme d’éléments concrets susceptibles de compléter ce que vous nous avez expliqué.

Dans le même ordre d’idées, monsieur Bouvier, vous avez été interrompu dans la présentation d’une série de propositions constructives que vous souhaitiez formuler, je crains que nous ne disposions pas de suffisamment de temps pour les examiner au cours de cette réunion, mais j’apprécierais que vous puissiez nous les transmettre par écrit.

Enfin, je veux poser la question suivante : que font les régions dans cette affaire ? Vous avez très bien expliqué, monsieur le ministre, que par moments les choses se jouent à l’interstice de zones géographiques administratives ; de ce point de vue, le cas que vous avez évoqué était très éloquent. Comment les régions vous accompagnent-elles ? Comment accompagnent-elles les PCAET et les élus qui doivent faire face à ces démarches ?

M. Hervé Novelli. Les régions ne se sont pas remises des schémas régionaux éoliens ni du fait que ces schémas ont été cassés par des procédures allant jusqu’en Conseil d’État. Ces schémas n’étant plus opposables, un grand vide facilite l’anarchie actuellement constatée dans les projets d’implantation. Et je trouve que, pour l’instant, les régions – bien que je ne veuille parler que pour celle à laquelle j’appartiens – tardent à s’engager dans quelque chose de plus important parce que ces schémas n’ont plus de caractère opposable ou prescriptif, y compris ceux à venir ; ce qui explique leur effacement.

M. Jean-Luc Dupont. Pour ma part, j’ai été à la tête de la SEM EnR Centre-Val-de-Loire et de Territoires d’énergie Centre-Val-de-Loire, qui regroupe tous les syndicats départementaux. Nous avons signé une convention de partenariat avec la région, qui est chef de file de la transition énergétique dans les territoires ; c’est la loi qui leur a donné ce rôle. On se rend compte que, lorsque l’on aborde ces sujets avec les élus régionaux et les services de la région, celle-ci n’est pas encore structurée pour prendre ces problématiques à bras-le-corps.

Aujourd’hui, le service énergie de la région Centre-Val-de-Loire compte trois personnes dont deux viennent d’arriver, et une ancienne – historique –, qui seule connaît le territoire. Aussi, pour traiter ces sujets de transitions très fortes, qui portent sur l’éolien, l’hydrogène ou la loi mobilité, sont nombreux et variés et accompagneront ou impacteront fortement les régions, nous leur avons proposé de s’appuyer sur l’expertise de nos territoires et de nos structures, qui pour la plupart sont très anciennes.

La région a commencé à prendre la mesure des faits et commence à s’appuyer sur notre expertise, mais cela est long à construire, car le partenariat ne se décrète pas : il se vit au quotidien, et il faut un peu de temps pour le bâtir. Nous avons progressé, la convention a été signée depuis un plus un peu plus d’un an, et nous avons déjà beaucoup avancé sur de nombreux sujets ; nous commençons à entrer dans le cœur du dispositif, dans sa traduction concrète et opérante.

La région Nouvelle-Aquitaine, voisine de la nôtre, est à mon sens en avance sur le sujet. Elle a créé un important fonds d’investissement dévolu aux énergies renouvelables dénommé Terra Energies, géré par un consortium territorial comprenant le Conseil général ainsi qu’un ensemble d’acteurs et de filières, qui permet d’être très réactif dans les décisions. Dans le secteur des énergies renouvelables, il faut être en capacité d’intervenir rapidement sur un certain nombre de problématiques et de mises en œuvre. Ainsi, créé par le président Rousset, ce fonds fait preuve de sa pertinence et de son efficacité.

Enfin, pour travailler avec M. Turquois en actionnariat mutuel avec Sergies, j’ai constaté à quel point ce type de partenariat pouvait constituer un levier très efficace dans la gestion et la mise en œuvre des projets.

M. le président Julien Aubert. Merci à vous tous pour votre participation à cette audition, mais, comme disait Maurice Thorez : « Il faut savoir terminer une grève ».

Laudition sachève à vingt heures dix.

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*     *

13.   Audition, ouverte à la presse, de Mme Michèle Rousseau, présidente-directrice générale du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), de M. Philippe Rocher et de M. Patrick d’Hugues, sur la géothermie et les métaux et terres rares nécessaires à la transition énergétique (18 juin 2019)

Laudition débute à dix-sept heures.

Mme Sophie Auconie, présidente. Notre première audition d’aujourd’hui a un ouble objet, tout d’abord la géothermie, mais aussi les métaux et terres rares nécessaires à la transition énergétique. Nous accueillons Madame Michèle Rousseau, présidente-directrice générale du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM), Monsieur Philippe Rocher qui est responsable de la division géothermie et Monsieur Patrick d’Hugues, responsable de l’unité déchets, matières premières, secondaires et recyclage.

Établissement public industriel et commercial, le bureau des recherches géologiques et minières comprend, parmi ses domaines d’activités, les ressources minérales et l’économie circulaire, la géothermie et le stockage d’énergie et de gaz carbonique.

En ce qui concerne la géothermie profonde, basse et moyenne énergie, le projet de PPE retient un potentiel maximum pour la production de chaleur de 5,8 térawattheures, un objectif de 2,9 térawattheures en 2023 et entre 4 et 5 térawattheures en 2028. Selon le projet de PPE, la technologie est mature et le coût complet de production compris dans une fourchette de 74 à 99 euros par térawattheure, d’après un calcul de l’ADEME.

Selon le syndicat des énergies renouvelables, la Région Île-de-France accueille la plus grande densité au monde de réseaux de chaleur géothermiques, avec l’exploitation de l’aquifère du Jurassique moyen (près d’une cinquantaine d’installations). D’autres régions possèdent des aquifères profonds offrant un gisement à fort potentiel, comme l’Alsace, les Hauts-de-France, la région Provence Alpes-Côte d’Azur.

Quelles sont les ressources potentielles en France métropolitaine et dans les départements d’outre-mer ? Quel est le potentiel géothermique des anciens sites miniers, en particulier dans l’opération pilote de l’ancienne mine de charbon de Gardanne ? Quels sont les enseignements tirés de l’expérimentation de la technique dite des systèmes stimulés sous forêt en Alsace ? Les coûts d’investissement et de fonctionnement permettent-ils une rentabilité à long terme ? Et avec quel niveau de subvention par le Fonds chaleur ? Enfin, quel est l’impact environnemental de l’exploitation des gisements ?

Cette audition a également pour thème la disponibilité des ressources minérales pour le développement des énergies renouvelables. Comment définir une matière première critique ? Les critères sont-ils essentiellement géologiques, économiques, géopolitiques et environnementaux ? Au regard de ces critères, quelles sont les vulnérabilités relatives de l’approvisionnement dans les différents métaux et terres rares utilisés pour les technologies de la transition énergétique ? Quelle est la faisabilité du recyclage ? Ce sujet est extrêmement important aux yeux de chacun. Où en est-on de la réalisation du projet Surfer visant à quantifier les besoins en matières premières et en substances, pour le développement de ces énergies renouvelables ? Quelles limites l’utilisation du lithium mettrait-elle à l’électrification du parc automobile ? Enfin, y a-t-il un substitut envisageable au platine pour la pile à combustible ?

Nous allons donc vous donner la parole pour un exposé liminaire ne devant pas dépasser 20 minutes, temps de parole que vous vous répartirez comme vous le souhaitez. Ensuite, les membres de la commission d’enquête vous interrogeront à leur tour avec en premier lieu, les questions de notre rapporteur, Madame Meynier-Millefert.

Tout d’abord, parce que ces commissions d’enquête sont un moment extrêmement formel et solennel, nous avons une prestation de serment. Je vais vous demander, à l’issue de mon propos, d’ouvrir chacun à votre tour le micro, de lever la main droite et de dire « je le jure ». Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(Mme Rousseau, M. Rocher et M. dHugues prêtent successivement serment.)

Mme Sophie Auconie, présidente. Je vous remercie. Madame Michèle Rousseau, vous avez la parole.

Mme Michèle Rousseau, présidente-directrice générale du Bureau de recherches géologiques et minières. Je vous remercie, Madame la Présidente. Le BRGM est le service géologique national qui dispose de plus de 1 000 salariés. Il est implanté dans toutes les directions régionales, dans la plupart des anciennes régions françaises et dans l’ensemble des territoires d’outre-mer. Nous sommes bien compétents sur les deux sujets examinés aujourd’hui : les ressources minérales et la transition énergétique. Nous sommes spécialisés en sous-sol, avec tout ce que le sous-sol peut apporter à ces problématiques.

J’en arrive à commencer mon exposé par la géothermie. Nous parlons de géothermie, mais devrions dire « les géothermies ». Vous avez à l’écran une représentation de tout ce que recouvre le terme de géothermie. Il existe une géothermie sur doublet, celle, Madame la Présidente, où l’Île-de-France est extrêmement avancée. Elle est très certainement la première région en Europe pour cette géothermie. Une profondeur d’environ 1 000 mètres, avec une température de l’eau à 80 degrés. On prélève de l’eau à 80 degrés et on rejette ensuite, à un endroit légèrement différent, de l’eau plus fraîche. Cette géothermie sur doublet est une géothermie profonde. Il existe ensuite une géothermie très superficielle, où de 10 à 100 mètres ou 150 mètres de profondeur, soit des échangeurs horizontaux, soit des pompes à chaleur, des sondes à descente verticale sont associés à des pompes à chaleur géothermiques. Le but est de desservir de l’habitat individuel ou du petit collectif. L’Alsace a une particularité en termes de chaleur, avec une géothermie beaucoup plus profonde qui peut atteindre des profondeurs de l’ordre de 5 000 mètres, et qui permet une production d’électricité et de la cogénération. Il existe des projets de recherche pour essayer de récupérer du lithium à partir des fluides géothermiques. L’extrême droite de cette diapositive présente le cas particulier des territoires d’outre-mer, notamment de la Guadeloupe, territoire volcanique, à des profondeurs plus faibles, de l’ordre de 1 000 mètres, des températures permettent de faire de la production d’électricité d’une façon rentable par rapport aux autres productions possibles d’électricité dans ces territoires.

Quels sont les atouts des géothermies ? Quelles que soient les filières, cette énergie est locale, elle est en base, modulable, disponible 24 heures sur 24 et stable. L’impact environnemental est très réduit, avec aucune émission de CO2, aucune émission de particules fines et une très faible emprise foncière. Par ailleurs, lorsqu’elle est prélevée, l’eau est restituée au réservoir d’origine. Les technologies sont matures, sauf pour la stimulation qui est testée en Alsace et il y a des professionnels formés et certifiés. Comme l’énergie est modulable, il n’est pas nécessaire de stocker. La géothermie s’hybride avec d’autres énergies renouvelables et elle est disponible dans 85 % du territoire français, pour la géothermie dite de surface, et sur 25 % du territoire métropolitain, pour la géothermie profonde. Les coûts d’exploitation sont faibles et l’expertise française est bonne. En revanche, les coûts d’investissement sont plus élevés.

Le schéma de droite présente la façon dont on qualifie la géothermie : la géothermie de surface, la géothermie profonde à partir de 200 mètres de profondeur. La géothermie profonde peut être utilisée pour de la chaleur, pour de la cogénération. L’électricité concerne plutôt les DOM. Il existe des projets de recherche pour le lithium. Pour ce qui est de la géothermie chaleur, la chaleur peut être produite, soit par une géothermie profonde, pour des réseaux de chaleur, par exemple, soit par une géothermique de surface.

Après ces atouts qui visent toutes les filières, certains atouts sont plus spécifiques, selon la géothermie chaleur ou la géothermie de surface. La géothermie de chaleur – des pompes à chaleur, des échangeurs horizontaux, des sondes verticales, des réseaux de chaleur –est discrète. Il n’y a quasiment pas d’impact visuel en exploitation. Elle est distribuée à proximité immédiate des usagers. Et comme je l’ai dit tout à l’heure, c’est l’énergie renouvelable la moins coûteuse sur le long terme, avec une stabilité des prix. Pour la géothermie de surface, le rapport entre énergie fournie et énergie consommée va de 4 à plus de 30. À 30, c’est remarquablement rentable ; à 4, c’est plus discutable. Le sol étant très précis en termes de températures, les performances annoncées sont garanties et ne sont pas fluctuantes. Une pompe à chaleur géothermique est beaucoup plus stable qu’une pompe à chaleur aérothermique. Cette énergie permet également une assez bonne richesse en termes d’emplois locaux, pour le forage, l’installation et la maintenance. Enfin, elle peut permettre de limiter les effets de chaleur en milieu urbain.

Les principaux risques identifiés, pour la géothermie de surface, concernent un sous-sol qui pourrait être assez défavorable, par exemple si les roches sont sensibles à la dissolution ou au gonflement. Ce problème s’est présenté à Lochwiller en Alsace où il y a eu un gonflement du sol. La géothermie profonde peut présenter des risques de mise en communication de différents aquifères, ainsi qu’une légère sismicité induite, mais à des magnitudes inférieures à deux sur l’échelle de Richter, soit de tous petits séismes qui sont en principe à peine perceptibles en surface. Il faut savoir que ce risque existe. Ce sera le cas pour un forage en matière d’eau, pour des installations minières ou pour des STEP en hydroélectricité.

En termes réglementaires, je présente la réglementation d’une façon plus simplifiée qu’elle ne l’est en réalité. Sommairement, d’une profondeur inférieure à 10 mètres, rien n’est précisé dans le code minier. De 10 à 200 mètres, nous essayons de promouvoir, avec l’État, des cartes qui exigent, en zone verte, une déclaration. En zone orange, il faut consulter un expert pour savoir si une déclaration ou une autorisation est nécessaire. En zone rouge, il faut une autorisation. À une profondeur supérieure à 200 mètres, il s’agit soit d’une autorisation, soit d’une concession, suivant la température, le débit de la puissance. La réglementation devient alors plus compliquée.

En termes de données économiques, 8 à 11 millions d’euros sont nécessaires pour un doublet pour un réseau de chaleur. La géothermie demande des coûts d’investissement qui sont parfois plus élevés que d’autres énergies renouvelables. En revanche, en coûts complets, sur la durée de vie de l’installation, la rentabilité se vérifie. Tout dépend des études, mais Amorce indiquait, en 2016, un prix de vente au client final entre 65 à 68 euros hors taxes par mégawattheure, une fois les subventions accordées.

Quels sont les outils financiers existant actuellement ? Il existe un fonds de garantie pour la géothermie profonde qui couvre 90 % du risque en Île-de-France. Il est payé pour partie par la SAF qui est une filiale de la Caisse des Dépôts et pour l’autre, par le Conseil régional. Il existe également une garantie AQUAPAC pour la géothermie de surface sur nappe. Il existe un fonds chaleur qui aide aux décisions et aux investissements. Est en cours de montage, à l’heure actuelle, un fonds de garantie GeoDip pour la géothermie profonde pour de la cogénération en métropole.

Nous avons souhaité vous présenter quelques comparaisons économiques entre la géothermie et les autres énergies renouvelables. En production primaire, la géothermie représente 1,3 % des énergies renouvelables. Pour la production de chaleur, ce taux atteint 2,1 %. 2,5 des dépenses de recherche en matière d’énergies renouvelables ont porté sur la géothermie contre 43 % sur le solaire et 41 % sur la biomasse. En tant que dirigeante d’un établissement de recherche, je porte le message que si nous faisions davantage de recherches, nous arriverions à améliorer les performances. En termes d’emplois, la géothermie représente 5,4 % des emplois liés aux ENR. Ce ratio est en proportion meilleur que pour les autres énergies renouvelables.

Quel est l’état de développement de la géothermie ? Dans le diagramme qui vous est présenté, le chiffre 100, l’horizontal qui est tracé, représente les objectifs 2020 par filière. Vous constatez qu’ils ont été dépassés par le photovoltaïque pour la production d’électricité et par les pompes à chaleur, très majoritairement aérothermiques, pour la chaleur. La géothermie est en dessous des objectifs qui lui avaient été assignés, que ce soit en électricité ou en chaleur.

Enfin, en conclusion de cet exposé introductif, un rappel des objectifs de la PPE 2019-2023. Ils sont, pour l’électricité, de 24 mégawatts électriques et nous sommes actuellement à 1,5. Vous voyez donc l’effort nécessaire. Il faut atteindre, à l’horizon 2023, 60 mégawattheures thermiques de production de chaleur par an. Nous sommes actuellement à trois fois moins. Pour arriver à tenir ses objectifs, nous pensons qu’il faut déjà lancer une campagne d’exploration des ressources profondes qui sont peu connues. En Aquitaine par exemple, dont la configuration géologique est assez proche de celle de l’Île-de-France, nous pourrions reconnaître le bassin aquitain et les nombreux forages pétroliers qui ont été réalisés pourraient aider à faire cette reconnaissance. Il faudrait étendre le fonds de garantie existant en Île-de-France en Aquitaine ou dans les autres bassins sédimentaires où nous voudrions développer la géothermie sur doublet. Pour la géothermie stimulée, il faudrait également mettre en place un fonds de garantie, puisque les profondeurs sont d’environ cinq kilomètres. Tous les professionnels de la géothermie demandent le développement du fonds chaleur. Enfin, il faut des animateurs dédiés pour plaider les géothermies en région.

Je termine avec un tableau qui compare, pour la géothermie profonde, le réalisé 2016, qui est de 145 ktep délivrés, aux objectifs 2023 de la PPE, qui sont entre 400 et 550 ktep. Nous constatons le facteur 3 que j’ai indiqué tout à l’heure Voilà rapidement l’exposé introductif pour la partie géothermie.

Concernant la partie métaux, des points couleur apparaissent sur la table de Mendeleïev à chaque fois qu’un métal est utilisé dans la transition énergétique. Leur nombre important montre que la transition énergétique demande une très grande variété de métaux. La quantité de métaux est beaucoup plus importante qu’avec de l’énergie fossile. Le code couleur vous précise tout ce qui est nécessaire pour la transition énergétique (stockage, connectique, économies d’énergie, photovoltaïque).

Le slide suivant présente le constat d’une très forte dépendance européenne et française aux métaux et matériaux. Le diagramme de gauche présente le niveau de dépendance, sachant que nous sommes déjà à 100 % de dépendance pour de nombreux métaux. Dans le meilleur des cas de figure, le niveau de dépendance est de 55 % pour le cuivre au niveau européen. L’Europe est donc très dépendante. La Chine est le premier producteur minier et métallurgique mondial de plus d’une trentaine de matières premières minérales. Le diagramme inférieur montre ce que représente la production minière chinoise par rapport à la production mondiale. Pour les terres rares, le niveau de dépendance est proche de 100 %. Il se réduit pour l’or, aux alentours de 10 %, mais l’or n’est pas fondamental pour la transition énergétique. Le poids de la Chine est considérable. La Chine est bien installée, non seulement sur la production minière, mais également sur toute la chaîne de valeur des métaux. Il est important de retenir que la chaîne de valeur est l’élément essentiel. Il suffit qu’un pays ait un quasi-monopole sur l’un des chaînons de cette chaîne de valeur pour qu’il puisse faire tomber les industries en aval, ce que nous redoutons avec la Chine. Suivant les industries, nous avons noté une compétition inter-filières qui n’est pas facile à anticiper entre les différentes industries. Elle vise le monde de l’énergie, mais également l’aéronautique ou la défense qui n’ont pas forcément besoin des mêmes méthodes.

Dans le slide suivant, nous abordons la notion de criticité. Un métal est critique quand son absence peut entraîner des impacts industriels et économiques négatifs importants. Il est stratégique s’il est important pour la politique d’un État, pour sa défense. Les notions de criticité et de stratégie ne sont pas forcément les mêmes. Un métal peut être rare au plan géologique ou géochimique. Soit il a une abondance moyenne, soit on n’arrive pas à l’extraire ou difficilement. Il peut être rare au niveau industriel, parce que le métal est peu usité ou a des propriétés très particulières. À chaque fois, il faut donc que vous vous fassiez préciser la définition. Le diagramme de gauche, présente les métaux qui, d’après le COMES, le Comité pour les métaux stratégiques du Ministère de l’Industrie, sont plus ou moins critiques pour l’approvisionnement de la France. Cette figure est toutefois très synthétique. En prenant en compte l’industrie automobile, la représentation graphique serait différente. Pour la défense, elle serait encore différente. Il n’est pas facile de dire où sont vraiment les priorités.

Le slide suivant présente la notion de recyclabilité. En rouge, moins de 1 % du métal est recyclé ; en bleu, plus de 50 % sont recyclés. Sur la table de Mendeleïev, les couleurs sont extrêmement variées. Les situations sont très différentes, mais beaucoup de métaux sont classés dans le rouge et l’orange. Nous pouvons faire du recyclage des métaux dans les produits en fin de vie. Nous pouvons essayer également de recycler le long de la chaîne de valeur, mais le potentiel de recyclage est moins bien connu. Je souhaite insister sur le fait qu’il n’est pas possible en général de vivre simplement avec des métaux qui ont été recyclés. Pourquoi ? Parce que pour la transition énergétique, comme je vous l’ai dit tout à l’heure, nous avons besoin de quantités de métaux qui sont beaucoup plus importantes et de métaux beaucoup plus variés. Dans un contexte de consommation croissante de métaux, le recyclage ne suffit pas pour faire face à l’approvisionnement. Il faut forcément avoir recours à la mine. Les mines se trouvent majoritairement à l’étranger. Être absent du secteur minier revient nécessairement à s’exposer à un risque de coupure d’approvisionnement.

Le dernier slide porte sur le projet Surfer que vous avez évoqué tout à l’heure. Le but de ce projet, soutenu par l’ADEME et le CNRS, est de savoir si les énergies renouvelables sont plus consommatrices en matières premières minérales et métalliques que les technologies du mix énergétique actuel. Nous le savons déjà, mais il faut le quantifier de façon précise. Il faut également quantifier les impacts environnementaux et sociétaux associés au développement de ces énergies, en remontant toute la chaîne de valeur. Le slide vous présente quelques estimations des quantités d’énergie. Par rapport à des énergies fossiles, il faut, pour une même quantité d’énergie produite par de l’éolien et du photovoltaïque, 15 fois plus de béton, 90 fois plus d’aluminium, 50 fois plus de cuivre. La quantité de métaux nécessaire de métaux est beaucoup plus importante. Nous avons vu, en début d’exposé qu’en termes de variétés de métaux, 70 % des métaux de la table de Mendeleïev sont nécessaires à la transition énergétique. Je termine ainsi mon exposé introductif. Je vous remercie.

Mme Sophie Auconie, présidente. Souhaitez-vous compléter, Monsieur Rocher ?

M. Philippe Rocher, Bureau de recherches géologiques et minières. Je peux revenir sur la façon dont on aborde les géothermies. Nous pensons qu’il faut employer les géothermies au pluriel parce que des technologies différentes sont mobilisées, pour des usages différents. La géothermie de surface va jusqu’à 200 mètres de profondeur. La température est inférieure à 45 degrés et elle n’est pas suffisante pour être directement utilisée. Nous avons recours à des pompes à chaleur qui peuvent élever ou abaisser la température d’origine et donc produire. La particularité de la géothermie de surface est de produire de la chaleur ou du froid ou les deux simultanément, par des thermo-frigos pompes. Ces machines thermodynamiques particulières permettent de faire du rafraîchissement, de la climatisation en tant que telle. La géothermie de surface et notamment les sondes verticales ont l’avantage de pouvoir stocker du froid ou du chaud dans le sous-sol et d’être raccordées à d’autres énergies renouvelables qui sont intermittentes, comme le solaire. C’est l’un des gros avantages de la géothermie. Nous pensons que malheureusement, avec le réchauffement climatique, sous toute latitude, les besoins en rafraîchissement, voire en climatisation, vont augmenter.

Mme Michèle Rousseau. Si l’on se contente d’un rafraîchissement, qui est gratuit, l’écart avec la température ambiante est de cinq degrés.

M. Philippe Rocher. Tout à fait. Dans le sous-sol, l’influence du climat atteint dix mètres de profondeur. Au-delà de dix mètres, les conditions sont donc très stables en toute saison et peuvent être valorisées à la fois pour le chaud et le froid. On peut faire une recharge par forage. Le chaud prélevé et stocké peut être réutilisé l’hiver suivant. La géothermie permet donc un stockage inter-saisonnier très intéressant. Avec une simple circulation d’eau fraîche, jusqu’à 200 mètres de profondeur, on peut rafraîchir, avec des coefficients de performance. Le rapport est très important entre l’énergie restituée et l’énergie consommée. Il est de plusieurs dizaines. Il peut même aller au-delà de 50. Dans ce cas, la pompe à chaleur est coupée et une simple circulation d’eau fraîche, par exemple dans les planchers d’une habitation, permet un rafraîchissement et de faire l’économie de la climatisation. C’est l’une des spécificités de cette énergie.

L’aérothermie est tout à fait différente. Les pompes à chaleur géothermiques ne représentent que 3 % du marché, pour différentes raisons. L’aide aux particuliers est notablement insuffisante. Par contre, elle se maintient et se développe dans le secteur tertiaire, pour les équipements collectifs, voire même dans l’industrie et l’agriculture.

Le diagramme vous présente les différentes formes de géothermie profonde. Vous citiez, Madame la Présidente, le réseau de l’Île-de-France. Ce niveau du Jurassique est exceptionnel et nous avons 40 ans de recul. Il était considéré comme la plus grande concentration de réseaux de géothermie au monde, mais comme nous ne savons pas vraiment ce qui se fait en Chine, nous parlons plutôt aujourd’hui du plus grand réseau d’Europe. Il existe une cinquantaine d’opérations. Plus de 100 forages sont productifs, sont réhabilités ou pas. De très nombreux Franciliens sont chauffés par géothermie, à des prix très intéressants, depuis longtemps et ils ne le savent pas, parce que cette énergie renouvelable est très discrète. Tout se passe dans des sous-sols, voire parfois, pour la géothermie de surface, sous des parkings qui peuvent être réhabilités. L’Île-de-France connaît une grande densité de ces exploitations. Le principe du doublet géothermique est le suivant. On pompe de l’eau chaude. Avec des échangeurs thermiques, on ne prélève que les calories. Ces eaux, qui ne sont pas des eaux de consommation, sont très salines, très agressives, très corrosives. On ne prélève que les calories et on réinjecte dans le même aquifère l’eau débarrassée de ses calories et donc refroidie. L’eau est la même et les circuits sont complètement indépendants. Cette technique est bien maîtrisée. L’Île-de-France présente cet avantage d’une conjugaison entre des besoins en chauffage et eau chaude sanitaire importants et une ressource géologique existante, ce qui a fait de la France l’un des pionniers en la matière. En Île-de-France, nous sommes entre 1 600 et 2 000 mètres de profondeur, dans une zone qui est géologiquement stable. Le gradient géothermique est donc normal. Il s’élève de 3°C par 100 mètres. À 2 000 mètres, des températures de 55 à 85 degrés permettent l’échange direct.

En Alsace, le contexte est différent. Les roches sont très fracturées. Les températures obtenues peuvent être largement supérieures, jusqu’à 170 ou 200 degrés, à partir de 2 500 mètres. Les pilotes scientifiques, qui avaient été faits à Soultz-Sous-Forêts, en Alsace du Nord, étaient descendus très profondément, jusqu’à cinq kilomètres. Nous avons constaté que nous pouvions avoir les mêmes rendements pour une profondeur deux fois moindre. Vu le coût d’un forage, la rentabilité économique pouvait être atteinte. En Alsace, le gradient géothermique est deux à trois fois supérieur à ce qu’il est en Île-de-France. Pour faire simple, 100 mètres en profondeur font gagner 6 à 9 degrés. Les températures peuvent atteindre 200 degrés. Un projet industriel a été inauguré, il y a trois ans, à Rittershoffen. Il a bénéficié des acquis scientifiques de Soultz et a montré que nous pouvions mener un projet industriel. C’est une ressource à 170 degrés, qui alimente une amidonnerie, au bord du Rhin, de la société Roquette Frères. Une société a été créée et exploite ce gisement, avec une puissance de 24 mégawatts et une température de 170 degrés. Elle traduit aussi une prouesse technologique. Une canalisation entre les forages et l’usine fait 15 kilomètres, elle a été complètement isolée, ce qui était aussi un défi. Trois degrés seulement sont perdus sur le parcours. En Alsace, d’autres projets sont en cours actuellement dans l’agglomération de Strasbourg. L’Alsace est aussi une région pionnière pour la géothermie. Cette technologie permet la production de chaleur domestique et industrielle, mais aussi de la cogénération. Avec une eau et de la vapeur à 170 degrés, nous pouvons faire tourner des turbines, mais l’industriel a fait le choix d’un process industriel.

Enfin, en Guadeloupe, différentes investigations sont également menées. Une centrale, à Bouillante, en Guadeloupe, produit de l’électricité, entre 15 et 16 mégawatts. Nous pensons que le gisement, notamment guadeloupéen mais également martiniquais, est important. Le BRGM est impliqué actuellement dans des phases d’exploration pour améliorer l’exploration et pour développer la géothermie dans ces îles, où elle est déjà significative. Environ 6 % de la consommation d’électricité de la Guadeloupe est d’origine géothermique. Le potentiel est au moins deux ou trois fois supérieur. À partir de 20 %, la part de la géothermie serait extrêmement significative, dans des zones non interconnectées où le coût de l’énergie représente un vrai enjeu. Je voulais simplement repréciser ce panorama français.

Mme Sophie Auconie, présidente. Vous dites que la géothermie est une énergie stable, contrairement à d’autres énergies qui sont intermittentes. J’ai une question physique, qui va certainement vous paraître issue d’une inculture totale, mais je l’assume. Quand l’eau arrive à l’endroit où elle est utilisée en surface, elle est très chaude. Elle est utilisée, elle est ensuite renvoyée dans la nappe d’origine et elle est alors réchauffée naturellement. Elle ne participe pas à refroidir.

M. Philippe Rocher. C’est une bonne question. Ce sont deux circuits indépendants. L’eau qui est pompée donne ses calories à une eau qui circule dans le résidentiel et celle qui repart est simplement déchargée de ses calories. Vous avez raison, nous pourrions penser refroidir quelque part. Comme il y a une grande concentration de ces opérations en Île-de-France, nous suivons l’évolution des bulles froides, l’impact. Une nappe d’eau souterraine s’écoule. Nous faisons en sorte d’aller dans le sens de l’écoulement, que le refroidi soit en aval et non pas en amont, pour ne pas perturber, mais nous suivons cette évolution très précisément. Nous avons quarante ans de recul, nous faisons des mesures. Nous avons constaté un « rafraîchissement » de la ressource de 0,5°C. Les températures étant entre 66 et 80, nous pouvons considérer que cette évolution est insignifiante, mais nous suivons ces paramètres.

Mme Michèle Rousseau. En géothermie très superficielle, nous n’avons pas toujours besoin d’une nappe. Les échangeurs horizontaux sont à quelques mètres de profondeur et il s’agit simplement d’un fluide qui circule dans le sol. Nous avons également des sondes géothermiques verticales qui peuvent être parfaitement sèches. Ce type de géothermie peut être utilisé sur 85 % du territoire, sans difficulté. Par contre, la pompe à chaleur sera plus ou moins efficace suivant la nature des terrains traversés. Un enjeu de recherche est de comprendre, à un niveau cadastral et pour un coût très faible, quelle peut être la capacité énergétique du sol sur 100 à 150 mètres de profondeur.

Mme Sophie Auconie, présidente. Monsieur Patrick d’Hugues, pour compléter.

M. Patrick dHugues, Bureau de recherches géologiques et minières. Vous avez évoqué, dès le début, le projet Surfer, pour savoir où nous en étions. Il existe beaucoup d’études sur l’empreinte matière associée à la transition énergétique. Nous avons mentionné l’étude de l’Alliance nationale Ancre et un certain nombre d’autres études. L’Académie des Sciences a publié très récemment un rapport sur les enjeux de l’empreinte matières/métaux sur la transition énergétique.

Le projet Surfer cherche également à répondre à ces questions, mais en allant un peu plus loin puisque l’un des objectifs est de faire une base de données sur l’ensemble des technologies, pour évaluer le poids en métaux de chacune d’entre elles. C’est un travail de fourmi assez poussé. Ce projet est conduit en collaboration avec l’ADEME et avec une équipe du CNRS qui s’appelle ISTerre. Les technologies évoluent en permanence. L’accès aux données pour avoir des certitudes sur les chiffres est donc un premier challenge.

En quoi Surfer se démarque des autres études réalisées jusqu’à maintenant ? Elle intègre les impacts directs et indirects de la transition énergétique. Les impacts directs concernent l’installation des différentes technologies sur le territoire, qui sont porteuses d’un certain nombre d’impacts en tant que tels. S’agissant des impacts indirects, nous essayons de remonter dans la chaîne de valeur, de manière à étudier l’impact sur le territoire de la technologie en tant que telle, mais également de tous les éléments qui ont permis de fabriquer et d’obtenir cette technologie. Sans les étudier dans leur intégralité, nous négligeons une partie des impacts associés au développement. Ce sont des analyses de cycle de vie. Nous pouvons remonter la chaîne de valeur jusqu’à l’activité minière qui a permis de produire les métaux qui sont ensuite introduits dans les différents outils et technologies utilisés. Cet aspect est très important. Dès lors que vous ne produisez pas de métaux sur votre territoire, vous assumez l’idée de déporter une partie des impacts, associés à votre mode de vie, ailleurs. Le projet Surfer cherche à évaluer ces impacts. Nous étudions les impacts sur l’énergie, les impacts sur l’eau, les impacts sur le sol et les impacts sur les matières premières. Je souhaitais vraiment insister sur ce travail de fond qui est en cours. Nous avons bon espoir d’avoir des premiers résultats en début d’année prochaine et nous les communiquerons.

En parallèle, je pense important de mentionner également une étude qui est menée actuellement, à la demande du MTES et de Madame Brune Poirson, qui a le même objectif d’évaluer les impacts géopolitiques, environnementaux et économiques associés au déploiement des énergies renouvelables. Nous sommes lancés dans cette étude avec deux directions du MTES – le commissariat général au développement durable (CGDD) et la direction générale de l’aménagement, du logement et de la nature (DGALN) – et avec nos collègues du CEA qui travaillent essentiellement sur la partie technologique. L’objectif de cette étude est d’identifier les impacts directs et surtout indirects, associés à la transition énergétique.

À la demande du MTES, nous étudions également le potentiel de recyclage. En quoi le recyclage peut nourrir ces filières avec des métaux matériaux ? Comme nous l’avons vu dans la présentation de Madame Rousseau, il existe un potentiel extrêmement fort de recyclage pour un certain nombre de métaux. Beaucoup d’entre eux sont peu ou non recyclés aujourd’hui. Pour autant, en termes de quantité, il ne faut surtout pas mettre en compétition réelle l’approvisionnement primaire, c’est-à-dire les mines, et le recyclage, dans le sens où nous savons par avance que le recyclage ne suffira pas à nourrir les besoins. Surtout, je pense que le moteur principal du recyclage est tout simplement l’aberration d’avoir fait tous ces efforts pour mettre des métaux et des matériaux dans des objets et de les mettre ensuite dans des centres de stockage pour déchets. Il est évident que le premier moteur est d’abord d’éviter de jeter et de remettre dans le circuit. Il faut intégrer l’idée que par définition, le recyclage n’est pas vertueux. C’est une activité industrielle comme une autre, qui a des impacts qu’il faut mesurer et optimiser.

Le deuxième aspect très important tient à la chaîne de valeur. À l’image de la position de la Chine sur la chaîne de valeur, si vous avez le matériau, vous pouvez fabriquer les éléments qui permettront ensuite de fabriquer l’éolienne. Par la maîtrise de la matière, vous remontez la chaîne de valeur et vous êtes omniprésent sur une filière.

Pour que les technologies de recyclage soient efficaces et rentables, il faut d’abord que les produits rentrent dans les usines de recyclage. Il faut les collecter. Il faut une masse suffisamment importante qui permette de lancer une activité de recyclage industrielle. L’idée n’est pas forcément de remonter jusqu’aux métaux. Il faut aussi trouver des acteurs qui vont récupérer ces matériaux pour en faire quelque chose. Se pose à nouveau une question de filière. Pour développer le recyclage, il faut aussi développer les filières, en amont pour collecter suffisamment de déchets et en aval pour trouver des exutoires à ces produits qui sont issus du recyclage.

Michèle Rousseau. Vous voyez sur le diagramme que le lithium n’est pas recyclé (0 %). J’ai entendu dire, à Nancy, la semaine dernière, que l’on se fixe un objectif de recyclage du lithium de 50 % environ. Le cobalt et le nickel sont recyclés actuellement à hauteur d’environ 35 %. L’ambition est de les recycler à 90 %. Ces trois métaux sont souvent évoqués pour les batteries. Je crois que l’échéance est fixée à 2030, mais je n’en suis pas sûre.

Mme Sophie Auconie, présidente. Je vais passer la parole à Madame la rapporteure Marjolaine Meynier-Millefert, mais je souhaite vous dire auparavant que peu de députés sont présents parce que l’actualité législative et très dense. Nous sommes sur la chaîne interne de l’Assemblée nationale, ce qui permet à un certain nombre d’entre eux de vous suivre de leur bureau. Enfin, vos propos figureront au rapport. Vous serez donc lus et relus avec beaucoup d’attention. Je passe la parole à Marjolaine Meynier-Millefert.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Merci beaucoup, Sophie. J’ai un certain nombre de questions complémentaires suite à vos propos. Merci pour ceux-ci. Est-ce que les ambitions pour le recyclage sont réalistes. L’échéance de 2030 paraît-elle lointaine, proche, tenable ou intenable ? Qu’en est-il ?

M. Patrick dHugues. La réponse est très dépendante des métaux concernés. Pour certains d’entre eux, nous aurons la capacité de mettre en place assez rapidement des technologies de recyclage qui existent déjà pour certaines. Pour d’autres, cette mise en place risque d’être beaucoup plus compliquée. Pour que se mette en place la filière de recyclage, il faut massifier le gisement, afin de pouvoir le faire rentrer dans une filière de recyclage et faut surtout utiliser les produits de sortie. Ma réponse n’est pas extrêmement claire, mais aujourd’hui, d’un point de vue générique et global, je suis dans l’incapacité de vous dire l’objectif qui sera atteint en 2030 sur l’ensemble des métaux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Sur les métaux qui nous intéressent pour les batteries, avez-vous davantage de visibilité que sur l’ensemble des métaux ?

M. Patrick dHugues. Oui. De nombreux travaux sont conduits aujourd’hui sur le recyclage du nickel et du cobalt. Je pense qu’il est raisonnable de penser que très rapidement, nous serons en capacité de les recycler. Les évolutions technologiques permanentes sur ces objets font que lorsqu’un métal devient très important dans une filière, comme le cobalt par exemple, beaucoup d’acteurs cherchent par ailleurs à le substituer. C’est l’une des difficultés du recyclage. Les objets évoluent tellement vite que le temps d’établir une filière de recyclage, ils ont déjà changé. Sur le cobalt en tant que tel, visiblement, nous saurons organiser le recyclage assez rapidement. Les travaux sont assez avancés.

Mme Michèle Rousseau. Les industriels essayent de réduire leur utilisation du cobalt. Pour le cobalt, nous dépendons beaucoup du Congo qui est un pays qui pose question. Je pourrai retrouver, si vous le souhaitez, les industriels qui ont annoncé ces taux de recyclage de 90 % du cobalt, la semaine dernière, à Nancy, lors du forum mondial des métaux. Les présentations étaient internationales et je pourrai retrouver ceux qui ont avancé ces objectifs.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Est-ce qu’a été étudié le volume de ces matériaux, nécessaire au volume de batteries souhaité en France ? Est-ce que ces matériaux perdent de la valeur ou pas au fur et à mesure du recyclage ? Est-ce qu’ils restent aussi performants, etc. À quel volume sommes-nous indépendants sur le stockage batterie ? Sinon, comment pourrions-nous les transférer ?

M. Patrick dHugues. Je ne saurai pas aujourd’hui répondre spécifiquement sur les batteries.

Mme Michèle Rousseau. Même dans le cadre d’un recyclage à 100 %, nous ne pouvons pas atteindre l’indépendance métal, puisque nous sommes dans un scénario de consommation croissante du métal. Nous dépendons donc forcément d’une ressource minière. Nous ne pouvons pas faire autrement dans ce contexte. Je crois avoir lu, mais il faudrait que je vérifie, que si on pose l’hypothèse que les objectifs de développement de la voiture électrique en France se réalisent, la consommation en cobalt française serait équivalente à la consommation en cobalt mondiale actuelle. L’échelle change complètement.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Si les objectifs français fixés en termes de voitures électriques sont atteints, serons-nous capables de générer les volumes complets ? Seront-ils plus rapidement substitués qu’extraits ? Avez-vous une visibilité en la matière et sur la charge critique ? Bien que les usages soient croissants, nous pouvons penser qu’à un moment donné, nous atteindrons un plafond d’usage. À ce volume de plafond d’usage, sommes-nous capables d’assurer un recyclage fermé de ces matériaux ?

M. Patrick dHugues. Aujourd’hui, toutes les projections, ce qui est valable sur les batteries, mais quasiment sur l’ensemble des objets, semblent montrer qu’à un rythme de croissance actuel et malgré une volonté de sobriété, le recyclage ne suffira pas à fournir l’ensemble des matières, dont le cobalt nécessaire à l’ensemble des batteries. Ensuite, tout processus de recyclage induit actuellement des pertes. Cette activité industrielle peut être extrêmement complexe et induit des pertes. Les pertes seront évaluées quasiment usine par usine, procédé par procédé, objet par objet. Différents travaux sont menés pour essayer de limiter au maximum ces pertes, mais même en les limitant au maximum, les projections de croissance montrent que le recyclage ne suffira pas à alimenter en matières.

Mme Michèle Rousseau. Dans le cadre d’une stabilisation de la consommation de cobalt, est-ce que nous pourrons y parvenir, rien qu’avec du cobalt recyclé ? Honnêtement, nous ne le savons pas. Peut-être, si les objectifs de recycler 90 % du cobalt en 2030 sont tenus Est-ce que nous arriverons un jour à recycler 100 % du cobalt ? Dans la recyclabilité, il faut aussi regarder la durée de vie du produit. Si on recycle 100 % des canettes d’aluminium qui se renouvellent très vite, on arrive à alimenter le flux. Le recyclage de produits à durée de vie très longue n’aura pas le même rendu in fine, parce qu’il faut attendre très longtemps avant de recycler le métal. À ma connaissance, le BRGM n’a pas encore simulé ces scénarios.

M. Patrick dHugues. Non, nous n’avons pas encore simulé totalement ces scénarios. Des travaux commencent à se mettre en place. Les technologies et les procédés de recyclage évoluent. Surtout, les produits sont de plus en plus techniques et éventuellement, de plus en plus difficiles à recycler. Les objets sont de plus en plus miniaturisés et complexes. Plus l’objet est complexe, plus il faut d’énergie pour recycler les toutes petites quantités de chacun de ces métaux. C’est un paradoxe, où la transition technique conduit à des objets de plus en plus complexes et dont le recyclage est porteur de plus en plus d’impacts parce qu’il faut davantage d’énergie pour récupérer les composants qui sont dilués. On parle de dissipation d’un métal dans un objet et plus il va être dissipé, plus il faudra d’énergie et d’efforts pour aller le chercher. C’est valable pour le cobalt et pour le reste. Aujourd’hui, nous sommes obligés de fonctionner sur les deux approches.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. J’allais vous poser une question en termes de paradoxe. Vous dites que la Chine a les matières premières en priorité. Aujourd’hui, il semblerait que la Chine abandonne la voiture électrique pour miser sur la voiture à hydrogène. J’ai lu plusieurs articles qui vont dans ce sens. Est-ce que cela a du sens ? Est-il logique d’abandonner la voiture électrique lorsque l’on détient les produits nécessaires pour la soutenir ? Devons-nous nous inquiéter de ce changement de braquet chinois sur l’électrique par rapport à l’hydrogène ?

M. Patrick dHugues. Je ne saurais pas répondre à cette question. Honnêtement, je n’ai pas cette information et je sais qu’il y a des projections sur un très fort développement des voitures électriques en Chine. Je ne suis pas ce sujet au quotidien et je n’ai pas d’information particulière sur cet aspect.

Mme Michèle Rousseau. Il est possible que la Chine ait également les métaux pour la voiture à hydrogène. La Chine est très puissante sur les métaux et sur toute la chaîne de valeur des métaux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Je suis tout à fait d’accord sur l’ensemble des matériaux et la Chine pourrait développer l’une et l’autre des technologies. Or a priori, elle suit une logique de remplacement des filières électriques par les filières hydrogène. Je ne savais pas si vous aviez l’information, mais le cas échéant, je souhaiterais que vous puissiez vous renseigner et le cas échéant, que vous puissiez revenir vers nous pour confirmer ou pas. J’ai lu plusieurs articles qui vont dans ce sens et je me demande s’il s’agit d’une intox reprise par plusieurs journaux, mais semble par ailleurs assez sérieuse. Je suis perplexe sur ce sujet.

Ensuite, vous avez déjà répondu à certaines de mes questions, notamment sur l’économie circulaire. Vous avez parlé de stockage inter-saisonnier. Pouvez-vous m’expliquer comment fonctionne ce stockage inter-saisonnier ?

M. Philippe Rocher. La géothermie de surface peut utiliser des circuits ouverts ou des circuits fermés, des boucles ouvertes ou des boucles fermées. Elle peut donc utiliser une nappe d’eau souterraine et quand l’eau est absente ou en quantité insuffisante, on utilise simplement la conductivité thermique des terrains. Que ce soit l’eau ou les terrains, quand on prélève la chaleur dans les bâtiments ou lorsqu’elle est produite par une autre EnR intermittente, comme le solaire, on peut donc la stocker dans le sol, augmenter la température de ce sol et utiliser cette température augmentée, l’hiver, pour le chauffage. Le stock se maintient en périphérie des puits. Le système est plus efficace lorsqu’il y a des champs de sondes, lorsque plusieurs sondes sont les unes à côté des autres. Nous faisons des modélisations. La géothermie n’étant pas intermittente, elle permet un stockage inter-saisonnier, parce qu’on réchauffe le sol l’été et ce surcroît de chaleur peut être utilisé l’hiver. C’est de la chaleur.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Merci d’avoir répondu à cette question complémentaire. Cela vient en substitution de l’électricité qui génère de la chaleur, en évitant un coût électrique de pic. Cela pourrait venir, en hiver ou en été, sur les pics de rafraîchissement ou pics de chaleur nécessaires en apportant directement dans le réseau de chaleur. Il ne s’agit pas d’une production d’électricité à d’autres usages. Nous sommes purement sur la chaleur.

M. Philippe Rocher. Nous sommes purement sur la chaleur. C’est ce que l’on appelle le rafraîchissement passif, avec des coefficients de performance très importants de l’ordre de plusieurs dizaines. C’est une simple circulation de l’eau fraîche, entre 10 et 15 degrés dans une maison. On la rafraîchit. La pompe à chaleur ne fonctionne même pas. C’est une simple circulation. L’énergie électrique consommée est alors une simple pompe de circulation. Nous sommes dans des conditions optimales. Cela vaut pour le neuf, mais aussi dans certains cas, pour la rénovation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert. Pour aller plus loin, savez-vous dire aujourd’hui quel pourcentage de production électrique est dédié uniquement à la chaleur ? Quel volume d’électricité produite pourrions-nous substituer en ayant des réseaux de chaleur plus pertinents ?

M. Philippe Rocher. Je n’ai pas le chiffre.

Mme Michèle Rousseau. La production d’électricité qui sert au chauffage électrique.