mardi 21 mai 2019

Commission d'enquête de l’Assemblée nationale 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 IV



Les Vues imprenables vous invitent à prendre connaissance des témoignes des différents acteurs de l' énergie qui se sont succédés devant la Commission. Chacun à leur manière et selon leurs intérêts particuliers décrivent remarquablement la chronique annoncée d'un suicide climatique, économique et écologique pour la population et la France dont le nom est Transition énergétique. Ils confirment aussi que plus personne ne s'est comment arrêter la "machine" à perdre et comment revenir en arrière.
Les nuisances sanitaires ne sont pas abordées dans ces premiers témoignages.
Plus dure sera la chute!



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Compte-rendu de réunion n° 13/14/15 et 21

Morceaux choisis

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M. Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, accompagné de M. Bertrand de Singly, délégué à la stratégie, et de Mme Muriel Oheix, chargée des relations institutionnelles, et de M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz, accompagné de M. Philippe Madiec, directeur stratégie et régulation, de M. Anthony Mazzenga, directeur gaz renouvelables, et de Mme Agnès Boulard, responsable des relations institutionnelles.

M. le président Julien Aubert :  Le gaz naturel est une énergie fossile, à l’exception des biogaz dont celui issu de méthanisation principalement d’origine agricole. Sa consommation enregistre une croissance soutenue en Europe. Une différence fondamentale avec l’électricité est que le gaz est une ressource importée à 98 %, la production française restant très faible. 

M. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz :  Premièrement, si l’on consomme en France environ 500 térawattheures d’énergie sous forme d’électricité, on en consomme pratiquement autant – entre 450 et 500 térawattheures – sous forme de gaz. Il y a donc autant d’enjeux à s’intéresser à l’électricité qu’au gaz. Deuxièmement, puisque vous vous focalisez sur les énergies renouvelables, il est important d’examiner la problématique des énergies renouvelables du point de vue du gaz et pas seulement de celui de l’électricité, d’autant plus que la caractéristique du système gazier est que la pointe de consommation, élément extrêmement important quand on dimensionne un système énergétique, est entre 1,5 et 1,7 fois plus « heurtant » que la pointe de consommation du système électrique. Autrement dit, quand la pointe d’hiver chez RTE atteint 100 gigawatts, – record historique enregistré en 2012 –, nous enregistrons, le même jour, entre 150 et 170 gigawatts si l’on inclut le deuxième transporteur qui existe en France. Il est extrêmement important d’avoir cela en tête : la question de la pointe est cruciale. Le troisième élément qu’il faut avoir en tête, c’est la question du stockage. Dans le système gazier, nous disposons de stockages souterrains qui permettent de stocker un tiers de la consommation annuelle de la France en gaz, soit l’équivalent d’un tiers de la consommation annuelle en électricité. C’est extrêmement important à un moment où l’on a des problématiques d’intermittence à gérer, avec un certain nombre de nouvelles énergies renouvelables électriques. Comme vous l’avez dit, le gaz est une énergie fossile. Si l’objectif est de décarboner notre système énergétique, il faut s’intéresser tout particulièrement au secteur du gaz car, alors que le système électrique est déjà largement décarboné grâce au nucléaire, le secteur du gaz utilise encore 99,9 % de gaz fossiles, émetteurs de gaz à effet de serre, même si le gaz naturel est l’énergie fossile qui émet le moins de CO2, comparé au pétrole ou au charbon. La première idée qui peut venir à l’esprit quand on réfléchit à la manière de décarboner ces 500 térawattheures, c’est de se dire que, puisque l’électricité est largement décarbonée, il suffit de remplacer le gaz par l’électricité pour résoudre le problème. C’est une idée que l’on entend parfois, un peu plus en France qu’ailleurs ; elle a circulé en Europe il y a quelques années mais n’a plus vraiment de succès dans la plupart des États européens et au niveau de Bruxelles. Quand on y réfléchit sérieusement, on s’aperçoit qu’augmenter de manière significative la consommation d’électricité et, du coup, encore plus significativement la pointe de consommation, car il faudrait remplacer la pointe gazière par une pointe équivalente, pose des tas de problèmes. A l’horizon 2050, dans un monde totalement décarboné en gaz et en électricité, selon qu’on a électrifié au maximum ou que l’on a décarboné le gaz, la différence de prix pour la collectivité au niveau européen est de 200 milliards d’euros par an – en ordre de grandeur s’entend. Et cela se comprend : comme je le disais tout à l’heure, si on électrifie tout, il faut remplacer les systèmes de chauffage des gens équipés de chauffage au gaz, probablement renforcer les réseaux électriques de distribution et de transport, revoir le système de production… Tout cela représente énormément de charges additionnelles. Notre message consiste donc à dire que, si l’on veut décarboner l’énergie en France, il faut décarboner le système gazier plutôt que de le supprimer. Il est intéressant de regarder ce que l’on consacre comme argent à la décarbonation du gaz. En 2018, on y a consacré, par le biais du soutien au biométhane, 64 millions d’euros, une technologie encore relativement peu diffusée, sachant que le gaz, au travers de la taxe carbone qu’il paye pour alimenter le compte d’affectation spéciale (CAS), a contribué l’an dernier à hauteur de 2,2 milliards d’euros. Ainsi, seulement 64 millions sur ces 2,2 milliards ont servi à décarboner le gaz ; le reste est consacré en réalité à des énergies renouvelables électriques, c’est-à-dire à décarboner une énergie qui l’est déjà largement. Ne ferait-on pas mieux d’utiliser cet argent à décarboner le gaz en priorité plutôt que de décarboner une énergie qui l’est déjà largement ? C’est une énergie dont la production est stable : contrairement à l’éolien ou au photovoltaïque, on produit toujours la même quantité toute l’année. Qui plus est, elle est stockable : notre système permet, j’en ai parlé, de stocker le tiers de la consommation annuelle, et donc constituer des stocks pour l’hiver pendant l’été. On ne peut donc pas comparer directement le prix des énergies renouvelables électriques et des énergies gaz sur ce simple critère « énergie ». Le gaz renouvelable, c’est en France aujourd’hui essentiellement le biométhane, par méthanisation, mais d’autres technologies sont en cours de développement : ainsi la pyrogazéification, qui consiste à chauffer des déchets, des combustibles solides de récupération ou des déchets de bois, pour en extraire le gaz. C’est une technologie intéressante, utilisée dès le XIXe siècle et qui revient aujourd’hui de manière plus moderne. Elle devrait venir épauler la méthanisation. Derrière se profile l’hydrogène ; il existe des scénarios dans lesquels l’hydrogène, qui est une molécule non carbonée, vient se substituer partiellement au méthane. Une des questions que vous avez posées porte sur le coût d’adaptation des réseaux. Là aussi, nous avons une bonne nouvelle : nos réseaux sont largement dimensionnés.Pour ce qui est des coûts de raccordement les installations de biométhane, nous sommes, pour donner un ordre de grandeur, sur un rapport dix en moins : autrement dit, parce que notre réseau est puissant, nous estimons que, pour accueillir 30 térawattheures, soit à peu près l’équivalent de 10 % de la consommation de gaz à l’horizon 2030, conformément au projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), il faut, au niveau du transport, à peu près 600 millions d’euros d’investissement jusqu’en 2030. Divisé par une dizaine d’années, vous voyez donc que ce n’est pas énorme : une soixantaine de millions par an. Cette question est donc pour nous plutôt secondaire.

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M. le président Julien Aubert : Pourriez-vous reprendre votre démonstration sur l’isolation et les chaudières ?

M. Édouard Sauvage :  Dans un logement, le rendement d’une molécule de gaz utilisée dans une chaudière à condensation est pratiquement de 100 %. Mais si vous la brûlez dans une centrale à gaz pour produire de l’électricité, le rendement tombe à 50 % – les plus performantes, assez minoritaires, ne dépassent pas 60 %. Ce à quoi il faut ajouter les pertes liées à l’effet Joule sur le réseau électrique, même si elles sont assez marginales. Globalement donc, le rendement d’une molécule de gaz est deux fois plus élevé si vous brûlez cette molécule directement dans le logement que si vous la brûlez de manière centralisée dans une centrale électrique. La seconde erreur consiste à ne pas tenir compte dans le bilan carbone de l’ensemble du cycle de vie d’un produit. Or les données sont connues : on sait, par exemple, que le biométhane, le nucléaire et l’éolien présentent des résultats à peu près similaires, soit une vingtaine de grammes de CO2 par kilowattheure, tandis que le photovoltaïque atteint cinquante-cinq grammes de CO2, dans la mesure où une partie des panneaux solaires est fabriquée dans un pays où le mix électrique est très carboné. De ce point de vue, nous sommes convaincus, à GRDF, que le développement de la méthanisation doit être fortement encouragée, et ce pour plusieurs raisons.

 
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Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure : J’aimerais que vous reveniez sur la méthanisation, la pyrogazéification et le power to Gas, qui représentent respectivement 30, 40 et 30 % des gisements, pour distinguer les avantages et les problématiques propres à chacune des filières.

M. Thierry Trouvé :  En ce qui concerne les trois filières de production de gaz renouvelable, vos chiffres reprennent ceux de l’étude prospective de l’ ADEME parue l’an dernier et axée sur l’hypothèse d’un gaz d’origine verte à 100 % à l’horizon 2050, produit à partir des trois technologies que vous avez citées : la méthanisation, la pyrogazéification et le power to Gas. La méthanisation produit exactement le même méthane d’origine fossile qui circule aujourd’hui dans le réseau. Il s’agit d’une technologie qui, bien qu’elle soit plus récente que l’éolien ou le photovoltaïque, est plus que mûre, puisque les premiers mètres cubes de gaz issus de ce type de méthanisation ont été introduits dans le réseau il y a maintenant sept ou huit ans. La seconde technologie, la pyrogazéification, n’est pas encore industrialisée à l’heure actuelle mais demeure, en France ou en Europe, au stade de démonstrateurs ou de pilotes, sur lesquels travaille d’ailleurs GRTgaz. Il s’agit pourtant d’une vieille technologie, puisque c’est celle que l’on utilisait dans les usines à gaz. En effet, avant d’utiliser du gaz naturel extrait du sous-sol, la France utilisait du gaz de ville, c’est-à-dire un gaz manufacturé fabriqué dans des usines à gaz. Ces usines utilisaient des matières carbonées – le charbon, puis le pétrole – que l’on chauffait pour en tirer le gaz envoyé dans les réseaux. Dans le cas du gaz renouvelable, la technologie est la même, mais c’est la matière première qui change : au lieu de matières fossiles, on utilise de la matière renouvelable ou des déchets, notamment les combustibles solides de récupération parmi lesquels les plastiques qui posent de vrais enjeux environnementaux, mais également le bois de récupération, dont on ne sait souvent que faire et que l’on enfouit, ce qui est une aberration écologique. Une fois chauffées, ces matières produisent un gaz qui, comme dans le cas précédent, peut être injecté dans les réseaux.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure : L’ ADEME table sur une production de gaz renouvelable à 100 % en 2050, mais à quel pourcentage en est-on aujourd’hui ?

M. Thierry Trouvé : Aujourd’hui, les quantités de biogaz injectées dans les réseaux sont extrêmement faibles, inférieures à 1 % ; il s’agit uniquement de gaz issu de la méthanisation.


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M. le président Julien Aubert : On pourrait objecter à votre argument sur les 200 milliards d’euros par an d’économie en Europe que des stratégies bonnes à l’échelle européennes s’avèrent parfois mauvaises marginalement. Par exemple, il est possible que l’impact CO2 soit fort dans un pays qui n’a pas de nucléaire, mais nul dans un pays qui compte un important parc nucléaire. Cette analyse à l’échelle européenne s’adapte-t-elle au système français ? La France est-elle représentative de ce qui se passe au niveau européen ?

M. Thierry Trouvé : Vous avez raison de mentionner que la France a un parc de production d’électricité différent de beaucoup d’autres, du fait de son énergie nucléaire qui est décarbonée. On peut imaginer que les conclusions que j’ai citées soient un peu moins favorables pour la France que pour d’autres pays qui utilisent beaucoup le charbon. Cela étant, il serait très imprudent de mettre tous ses œufs dans le même panier, et donc de tout miser sur l’électrique, nucléaire ou autre. Il faut bien mesurer la fragilité qui en résulte, notamment la problématique de la pointe. J’ai mentionné la pointe de la consommation de gaz, mais nous pourrions aussi parler de la pointe de la consommation de fioul, dont nous cherchons à nous débarrasser. La gestion de la pointe pour un gestionnaire de réseau électrique est un véritable casse-tête : or la pointe est aujourd’hui extrêmement élevée en France car nous avons fait le choix il y a quelques années de donner une large place au chauffage électrique, qui représente la moitié de la pointe en Europe.

M. le président Julien Aubert : Sachant que le black-out gazier n’existe pas. Les conséquences d’une mauvaise gestion de la pointe ne sont pas les mêmes.

M. Thierry Trouvé :  Ce ne sont pas les mêmes, mais notre métier de gestionnaire de réseaux est de veiller à tout instant, comme le font nos collègues électriciens, à l’équilibre entre l’offre et la demande. Mais les constantes de temps sur un réseau de gaz sont beaucoup plus lentes que sur un réseau d’électricité ; et surtout, nous avons des stocks sous les pieds, ce qui nous permet d’envisager les choses avec plus de sérénité que nos collègues électriciens. Malgré tout, il nous faut toujours équilibrer l’offre et la demande, mais si la production est locale, c’est plus facile à faire. Ensuite, je ne suis pas spécialiste de l’électricité, mais nous devons mesurer les investissements qui seront nécessaires pour le grand carénage des centrales nucléaires et les nouvelles centrales. Si nous nous placions dans l’hypothèse d’un système électrique qui remplace toutes les autres énergies, il faudrait construire beaucoup de centrales nucléaires ou d’énergies renouvelables, et tout cela a un coût qu’il sera compliqué de payer.

M. le président Julien Aubert  : J’ai l’impression que ce n’est pas le scénario retenu : la PPE retient une part pour le gaz. S’il faut comparer deux options comme le fait l’étude à l’échelle européenne, ne faudrait-il pas plutôt chercher quel serait le coût pour couvrir les nouveaux besoins avec du gaz, ou avec de l’électricité nucléaire, ou de l’électricité intermittente ? N’est-ce pas plutôt cette étude qu’il faudrait faire, et à l’échelle de la France, plutôt qu’une étude européenne sur l’hypothèse d’une électrification à 100 % ?

M. Thierry Trouvé : Ma présentation était forcément simplificatrice, le scénario ne parlait pas d’électrifier à 100 %, mais d’installer l’électricité partout où c’est vraiment possible, et de ne continuer à utiliser le gaz que lorsque l’électricité n’a pas de sens, ou est techniquement impossible, notamment dans l’industrie lourde ou les transports lourds pour lesquels nous ne savons pas utiliser l’électricité. Le scénario n’est pas 0 % de gaz et 100 % d’électricité, mais la plus grande proportion d’électricité possible.

M. le président Julien Aubert : Entre 2008 et 2018, la facture d’électricité en France a bondi de 48 %. La facture de gaz a augmenté de 45 % pour le tarif B0, et de 28 % pour le tarif B1.L’augmentation de la facture d’électricité des années passées est essentiellement due au financement des énergies vertes électriques. Vous nous avez expliqué que dans le même temps, nous n’avions pas autant investi dans le gaz. Dès lors, comment expliquer que la facture de gaz ait augmenté dans les mêmes proportions que celle d’électricité ?

M. Thierry Trouvé : Le prix du gaz a augmenté ces dernières années avant de connaître une baisse de 2 à 3 % au 1er avril. Les deux années précédentes, le prix avait beaucoup baissé. Plus le gaz sera produit localement, plus son prix sera stable, car il ne dépendra plus des prix de marché et de la volonté de tel ou tel grand producteur de gaz russe, norvégien ou algérien. Les plans du Gouvernement prévoient d’augmenter le prix du gaz de manière significative pour payer les énergies renouvelables électriques. Nous ne sommes pas opposés à ce que le gaz supporte une taxe carbone – si les gilets jaunes y consentent –, mais dans ce cas, consacrons cet argent à décarboner une énergie qui a besoin de l’être, plutôt qu’à une énergie déjà décarbonée. 


M. le président Julien Aubert :  On a beaucoup parlé d’électricité dans ce pays ; les énergies fossiles ont été laissées de côté à l’heure de penser la transition énergétique. La facture d’électricité a massivement augmenté, notamment par le jeu de la CSPE, car c’était la manière de financer ladite transition énergétique. Mais dans le même temps, la facture de gaz aussi a augmenté, alors qu’elle n’était pas encore affectée par la TICGN [Taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel]. Et il n’est pas question de volatilité du prix du gaz, mais de la tendance moyenne. Et la tendance moyenne est de + 28 % et + 45 %, indépendamment de la volatilité du prix du gaz, par ailleurs bien moindre que celle de l’électricité qui oscille entre des prix négatifs et 250 euros du MWh dans la même année. 

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M. Édouard Sauvage :  Pour juger de l’évolution du prix de la facture, il vaut mieux juger le tarif B1, qui correspond à un usage du gaz pour le chauffage. Le B0 s’applique aux tout petits consommateurs, qui historiquement payaient peu au regard de leur coût sur le système. Pour simplifier, le régulateur a souhaité faire évoluer la facture pour que la partie abonnement prenne de l’importance par rapport à la partie résidentielle. Cela vaut autant pour les distributeurs que pour les fournisseurs. Le coût de gestion d’un client est à peu près le même quelle que soit sa consommation, et les tarifs ont convergé. La hausse des taxes, et l’instauration d’une TICGN à un niveau beaucoup plus élevé pèsent aussi dans cette hausse des prix. De plus, même si la hausse est globalement plus contenue que celle du TURPE, les tarifs des réseaux de transport et de distribution ont également augmenté. M. Trouvé rappelait les investissements très importants demandés aux gestionnaires de réseaux de transports pour passer à une zone de tarif unique, qui se répercutent dans la facture.
S’agissant de la volatilité du prix, le gaz a été extrêmement stable sur les marchés internationaux et sur le marché de gros en France ces derniers temps, ce qui n’a pas toujours été le cas. De même, nous avons connu des prix du pétrole beaucoup plus élevés, et ils sont en ce moment dans une phase de stabilité. Nous ne pouvons pas affirmer avec certitude que ce prix sera stable pour les vingt prochaines années, même si un certain nombre d’éléments sur les réserves prouvées et l’amélioration de la compétitivité du développement de certaines réserves nous incite à le penser. Nous ne sommes jamais à l’abri d’aléas géopolitiques.

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M. le président Julien Aubert : La TICGN a augmenté sur dix ans, était-ce dans l’objectif de lutter contre les émissions de CO2, ou un pur effet fiscal ? Pouvez-vous nous expliquer la transformation en cours ?

 
M. Thierry Trouvé : Le changement en cours porte plutôt sur le nom… Quant à l’objet de cette mesure, il faut plutôt poser la question aux gouvernements successifs. Aujourd’hui, la TICGN représente 8 euros du MWh. Le prix sur le marché de gros est d’environ 20 euros du MWh. Le rapport n’est pas négligeable.

M. Édouard Sauvage : J’ajoute que sur les six dernières années, le prix du gaz est resté stable. 


M. le président Julien AubertSi je résume, l’usager paie des montants de plus en plus importants sur ses factures d’électricité et de gaz, du fait d’un système fiscal qui s’est alourdi et qui a été à un moment donné habillé de la volonté de financer la transition énergétique. On aurait pu imaginer que les taxes sur l’électricité soient progressivement réduites car cette énergie est décarbonée, et que l’on augmente celles sur le gaz, qui ne l’est pas ; mais ce n’est pas la solution qui a été retenue. On a le choix entre deux transitions énergétiques, on n’a pas fait de choix à la base permettant d’orienter les usages, ni arrêté exactement l’effet recherché. Pour vous, la transition électrique ne décarbone pas, tandis que la transition par le gaz décarbone.

M. Édouard Sauvage : De la même manière, pour décarboner la chaleur, utiliser de la biomasse, du réseau de chaleur ou du gaz renouvelable est beaucoup plus économique que de passer par un vecteur électrique, qui n’est pas fait pour cela. Aujourd’hui, le prix des marchés de gros de l'électricité en hiver est significativement plus élevé qu’en été, entre 15 et 20 euros du MWh, ce qui est tout à fait normal. Or ce n’est pas répercuté dans le tarif réglementé électrique : le client final paie le KWh au même prix à n’importe quelle heure du jour ou de la nuit, tous les jours de l’année. Le signal envoyé au consommateur est très mauvais. Vous estimez qu’il est important d’envoyer de bons signaux au consommateur pour permettre la décarbonation, et je vous rejoins ; encore faut-il trouver le moyen de prendre en compte le fait que le prix de l’électricité sur les marchés de gros n’est pas du tout la même en fonction de l’heure de la journée et du jour de l’année. Et cela va s’aggraver avec le développement des énergies renouvelables solaires ou éoliennes, qui vont encore augmenter cette volatilité. Voilà qui ramène au débat sur les moyens d’améliorer l’efficacité énergétique par l’effacement de la demande. Il n’y a aucune incitation à décaler sa consommation si elle est payée au même prix à toute heure du jour et de la nuit, toute l’année. Aujourd’hui, les outils vers le client final n’existent pas pour les réseaux électriques. De facto, ils n’existent pas non plus pour le gaz, mais le problème ne se pose pas, dans la mesure où il n’y a pas de variation du prix du gaz dans la journée, et la variation entre l’hiver et l’été est limitée, le coût du stockage étant réduit à quelques euros.

M. Thierry Trouvé : Je suis tout à fait d’accord avec votre synthèse, monsieur le président. Au départ, la CSPE était prévue pour que le consommateur électrique paie pour la production d’électricité renouvelable. Mais comme cette solution ne suffisait plus car la production d’électricité renouvelable coûtait très cher, les gouvernements successifs ont mis en place un système permettant de faire payer le consommateur de gaz pour la production d’électricité renouvelable. Si nous nous plaçons du côté de la consommation, j’ai cru comprendre que vous vous estimiez que l’électricité étant déjà décarbonée, il serait préférable qu’elle soit faiblement taxée et que l’on taxe fortement les énergies carbonées.

M. le président Julien Aubert Vous avez bien interprété… 

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M. Édouard Sauvage : [...] Ensuite, votre raisonnement ne peut fonctionner que si on adresse aux consommateurs utilisant de l’électricité pour se chauffer en hiver des signaux les informant clairement sur la réalité du signal prix et du signal carbone. Or ce n’est pas le cas : les tarifs réglementés prévoyant un prix unique, appliqué toute l’année – n’allez pas croire que je sois en train d’en souhaiter la suppression –, celui qui se chauffe électriquement n’est pas suffisamment conscient de ce que cela implique en matière de prix et d’empreinte carbone. Son choix individuel est pertinent sur le plan économique, puisqu’on ne lui fait pas payer personnellement l’incidence de son choix en matière d’empreinte carbone : le coût correspondant est payé par l’ensemble des utilisateurs par l’application d’un tarif totalement périèque, géographiquement et fiscalement, par le biais d’une répartition sur tous les clients de l’électricité.

M. le président Julien Aubert : Mettons-nous un instant à la place de l’usager, qui paye déjà une grosse facture d’électricité et une grosse facture de gaz : on peut difficilement envisager de lui expliquer qu’après avoir investi 100 milliards d’euros sur les ENR, on va développer le gaz afin de réduire l’impact carbone ! Comment voulez-vous lui faire accepter une nouvelle augmentation des taxes pour financer le soutien à la filière gaz ? Certes, le recours au gaz produit en France viendrait se substituer à des importations d’énergies fossiles, ce qui engendrerait quelques gains en matière de balance commerciale, mais cela ne réglerait pas complètement le problème. Dès lors qu’on s’en remet à votre argument, selon lequel la transition par le gaz est meilleure en termes d’émissions de CO2 que la transition par l’électricité, quelles solutions envisagez-vous pour réorienter la transition ? En d’autres termes, en admettant que le Gouvernement soit d’accord avec vous, ce qui ne semble pas vraiment être le cas au vu de la PPE, où le gaz est un peu le parent pauvre des énergies, comment le changement que vous appelez de vos vœux peut-il s’opérer sans que l’usager se retrouve taxé deux, voire trois fois ?
 
M. Thierry Trouvé : L’usager, le citoyen, le contribuable, sont-ils prêts à payer pour la transition énergétique, c’est-à-dire pour décarboner l’énergie à l’horizon 2050 ? Or, cette question ne me paraît pas complètement réglée, même à l’issue du grand débat, puisque si les gens se disent favorables à la transition énergétique, ils refusent catégoriquement que cela se traduise par une augmentation des taxes. Chacun doit prendre conscience du fait que décarboner l’énergie – qu’il s’agisse du gaz, de l’électricité, du pétrole ou du charbon –, cela coûte de l’argent… Dès lors, soit on le fait, et il faut alors qu’on détermine le moyen de répartir le coût qui en résulte, soit on ne le fait pas. En défendant le gaz vert, on se place dans l’hypothèse où on veut le faire à l’horizon 2050 ; pour cela, on estime qu’il faut essayer d’emprunter la voie la moins coûteuse pour la collectivité – la répartition du coût global constituant alors une deuxième question. Si vous optez pour une transition énergétique en installant des panneaux solaires dans les campagnes – une solution qui ne me paraît être celle que vous envisagez –, vous allez devoir acheter des panneaux photovoltaïques aux Chinois, ce qui va aggraver le déficit de la balance commerciale sans créer d’activité locale. À l’inverse, si vous optez pour le biométhane, vous créez de l’emploi dans les campagnes, vous sauvez des exploitations agricoles et vous réglez des problèmes de déchets. Tout cela a une valeur. Sans oublier les autres aspects du problème, notamment au fait que le biométhane se stocke beaucoup plus facilement que l’énergie tirée de l’énergie solaire.


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M. le président Julien Aubert : Vous admettrez que tout le monde ne partage pas votre diagnostic. Ainsi le président de la CRE nous a déclaré que, si les opérateurs d’énergie réalisaient des investissements dans le cadre de la transition énergétique, ce n’était pas dans l’objectif principal de décarboner : dès lors, tout votre raisonnement s’écroule ! En admettant même qu’on achète votre raisonnement – en partant du principe selon lequel le biométhane présente des avantages spécifiques, notamment la création d’emplois en milieu rural –, vous ne nous dites pas comment vous procédez au basculement : certes, si on ne peut pas augmenter, on peut ré-allouer, mais encore faut-il savoir comment !


M. Vincent Thiébaut : J’entends bien ce que vous dites sur le coût de la taxe carbone et sur le fait que sa répartition ne se fasse pas de façon optimale mais, dès lors qu’on admet la nécessité de retenir un mix énergétique, il me semble que la question du coût n’est pas la seule à prendre en considération : les choix à faire doivent tenir compte de différents facteurs et d’un équilibre global à maintenir, ce qui implique que les différents acteurs sachent travailler ensemble. Par ailleurs, on sait que le gaz présente des risques particuliers en termes de sécurité, notamment dans les villes – chacun se souvient de l’accident dramatique survenu à Paris il y a quelques mois. Enfin, la loi de décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu’à l’exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement a fixé de nouveaux objectifs en matière de stockage du gaz naturel, puisque nous sommes passés de 90 TWh en 2017 à 138 TWh en 2018. Cet objectif a-t-il été atteint, et comprend-il le stockage du gaz issu de la méthanisation ? Sur le plan technique, comment le gaz produit à la campagne est-il acheminé vers les sites de stockage ? Le réseau permettant cet acheminement est-il déjà en place, ou faut-il prévoir des investissements destinés à permettre son installation ?

M. Thierry Trouvé : Pour ce qui est de l’opposition entre le gaz et l’électricité, Édouard Sauvage et moi-même sommes convaincus que la transition énergétique passe par une approche système, une vision holistique et une bonne complémentarité entre le gaz et l’électricité. Un autre exemple de notre complémentarité est la mise au point de chaudières hybrides associant gaz et électricité. [...]


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Deuxièmement, le stockage du biométhane est techniquement possible. Les opérateurs de stockage ont procédé à des études montrant qu’ils sont capables d’accueillir du biométhane dans leur système de stockage. Aujourd’hui, ce n’est pas encore le cas de manière très concrète en raison du fait que peu d’installations de biométhane sont déjà raccordées au réseau permettant le stockage de la production. Si le biométhane est donc le plus souvent directement injecté dans le réseau de distribution, il arrive qu’en été, la consommation de gaz soit plus faible sur un petit réseau de distribution, ce qui peut aboutir à la constitution d’excédents. Transporteurs et distributeurs ont donc conçu ensemble des systèmes dits de rebours qui permettent de renvoyer l’énergie du réseau de transport à basse pression vers le réseau de distribution, où la pression est plus forte, grâce à de petits compresseurs – le coût correspondant est déjà intégré dans les chiffres que nous vous avons donnés tout à l’heure. Nous sommes actuellement en train de construire les deux premiers rebours dans l’ouest de la France, et prévoyons d’en mettre en place beaucoup d’autres, en collaboration avec les distributeurs. Ainsi, nous dessinons progressivement les réseaux qui vont permettre de collecter la production de méthane et de l’acheminer vers les sites de stockage. J’insiste sur la nécessité de prendre dès aujourd’hui les bonnes décisions. Si le signal politique émis, c’est qu’on n’a pas besoin du biométhane et que cette énergie n’est pas une solution d’avenir, on risque de voir les infrastructures de stockage, qui sont une chance pour la transition énergétique, fermer les unes après les autres, et ce seront autant d’investissements perdus pour la collectivité. En outre, le fait d’être en mesure de stocker un tiers de la production représente une capacité décisive, sur laquelle le réseau électrique a d’ailleurs intérêt à s’adosser, notamment sous la forme de systèmes hybrides au stade de l’utilisation finale, car de telles solutions permettent de lisser l’effet de pointe que j’évoquais tout à l’heure.


M. Vincent Thiébaut : On compte de nombreux projets de bio méthanisation en Alsace et, en tant que député du Bas-Rhin, je m’interroge sur le maillage de ces projets, au financement desquels l’ ADEME participe largement – je crois que le Grand-Est représente actuellement 75 % des projets de bio méthanisation en France. Est-il cohérent d’avoir des installations distantes les unes des autres de dix à quinze kilomètres, et ne faudrait-il pas prévoir des projets moins nombreux, mais plus importants ?

M. Édouard Sauvage :  Cela renvoie un peu à la question que j’ai évoquée précédemment de l’optimum à trouver entre la proximité du réseau et la taille du projet, qui est aussi celle de l’équilibre à trouver pour concilier acceptabilité et efficacité. Cette idée de la recherche d’un optimum économique global me permet de faire la transition avec la question posée par M. le président sur la mise en œuvre concrète du basculement. L’une des difficultés de ce sujet, c’est de déterminer ce que l’on cherche à obtenir avant tout : s’agit-il de procurer un bénéfice à l’État et au contribuable, ou à l’économie en général ?
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Mme Laure de La Raudière :  Il faut vraiment tenir compte de tous les coûts, y compris de celui du démantèlement des panneaux solaires et des éoliennes, qui n’est pas neutre !


M. le président Julien Aubert
: Si on devait réorienter la politique actuelle, quel serait d’après vous le niveau d’investissement public ou de soutien public adéquat pour verdir la production de gaz français ? Vous nous avez indiqué dépenser des sommes assez élevées, mais peut-être cela ne suffit-il pas…

M. Thierry Trouvé : Comme l’a dit tout à l’heure Édouard Sauvage, à l’horizon 2028, la PPE prévoit un soutien aux énergies renouvelables s’élevant à environ 8 milliards d’euros. Sur cette somme, il est prévu de consacrer 700 millions d’euros au gaz ; tout le reste va à l’électricité, déjà décarbonée. En conservant la même échéance, il nous semble qu’il ne serait pas anormal de multiplier par deux ou trois l’effort consacré au gaz – ce serait d’autant moins indécent qu’il y a plus à gagner en décarbonant le gaz, puisque ce n’est plus à faire pour l’électricité.

M. le président Julien Aubert : Dans la mesure où on substitue du gaz produit en France à du gaz importé, il y a sans doute une part du coût public qui se trouve minorée, du fait de la moindre importation de gaz fossile. Si vous devez justifier ce rééquilibrage, il serait donc intéressant que vous puissiez le faire au moyen d’une analyse économique annexe qui permettrait de déterminer ce qui relève réellement du soutien public et ce qui, d’un point de vue macroéconomique, va pouvoir être récupéré par la baisse des importations.

M. Édouard Sauvage :  Sur ce point, le cabinet E-CUBE Strategy Consultant a réalisé une étude que nous pourrons vous communiquer, d’où il ressort que, lorsqu’on produit du biométhane, le plus important c’est que la valeur ajoutée est 100 % européenne et très massivement française – seuls certains éléments, notamment les filtres, provenant de pays voisins. En tout état de cause, il n’y a aucune importation d’origine extracommunautaire et la quasi-totalité de la valeur ajoutée revient aux territoires. Je ne connais d’ailleurs aucun cas d’agriculteur qui, après avoir reçu des aides pour l’installation d’un méthaniseur, se serait empressé de vendre son entreprise et de s’exiler dans un paradis fiscal… L’argent investi dans les territoires ruraux ne l’est donc jamais à fonds perdus.
D’un point de vue macroéconomique, le retour est globalement positif si on tient compte des émissions de carbone évitées et de l’amélioration de la balance commerciale. La valeur ajoutée finira bien par être récupérée, puisqu’elle va à des acteurs implantés sur le territoire… C’est bien ce qui ressort de l’étude réalisée par E-CUBE, étant précisé que dans d’autres filières, la valeur ajoutée n’est jamais 100 % locale, comme elle peut l’être dans le cas de la méthanisation.

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Mme Catherine de Kersauson, présidente de la deuxième chambre de la Cour des comptes, accompagnée de M. Éric Allain, président de section, et de Mme Isabelle Vincent, rapporteure.



Mme Catherine de Kersauson, présidente de la 2e chambre de la Cour des comptes : Durant la période récente, la Cour a publié plusieurs rapports traitant des questions qui intéressent votre commission d’enquête. Le 16 mars 2018, elle a ainsi remis au président de la commission des finances du Sénat un rapport relatif au soutien aux énergies renouvelables, qui lui avait été demandé en décembre 2016 et porte sur la période 2013-2017. Par ailleurs, les notes d’exécution budgétaire relatives au compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique », ainsi qu’à la mission « Écologie, développement et mobilité durable » et en particulier au programme 345 « Service public de l’énergie » complètent et actualisent certains des éléments figurant dans le rapport de mars 2018. Je souhaite également vous signaler le référé du premier président du 22 décembre 2017 relatif à l’évaluation de la mise en œuvre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), qui a occupé une partie de vos auditions et a été adressé au ministre de la transition écologique et solidaire et au ministre de l’économie et des finances, ces derniers y ayant répondu conjointement le 14 mars 2018. La Cour a en outre effectué en octobre 2013 une communication au Premier ministre sur les certificats d’économies d’énergie, qui a fait l’objet d’un suivi dans le cadre d’une insertion au rapport public annuel de 2016. Je vous signale également d’autres rapports de la Cour susceptibles d’éclairer vos travaux : le rapport préparé par la cinquième chambre et remis à la commission des finances de l’Assemblée nationale en mars 2019 sur les dépenses fiscales en faveur du logement, ou encore le rapport de la cinquième chambre de la Cour remis à la commission des finances du Sénat en février 2018 sur le programme « Habiter mieux » de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH). Citons également, parmi les travaux les plus récents, une insertion au rapport public annuel de 2018 relative à Linky et aux autres compteurs communicants. Concernant les objectifs poursuivis par la politique énergétique, notre rapport de mars 2018 sur le soutien aux EnR avait mis en évidence le retard persistant, déjà documenté dans le rapport précédent de 2013, entre les objectifs assignés par la loi de transition énergétique pour la croissance verte et la place des EnR dans le mix énergétique. Il a également mis en lumière la non-compatibilité entre l’objectif et la trajectoire de développement des EnR de 32 % de la consommation brute d’énergie en 2030, arrêtée en 2016, et l’objectif de réduction de la part du nucléaire à 50 % dans le mix électrique en 2025. La Cour constatait dans ce rapport que l’objectif premier de la politique énergétique ainsi tracée était de réduire la place du nucléaire dans le mix énergétique plutôt que de lutter contre le réchauffement climatique, dans la mesure où les deux objectifs assignés ne réduisent pas les émissions de gaz à effet de serre. Pour y contribuer, la politique énergétique aurait dû se concentrer sur les EnR thermiques en substitution principalement des énergies fossiles, fortement émettrices de dioxyde de carbone. La Cour a en outre, dans son rapport de mars 2018 sur les EnR, cherché à apprécier l’impact économique et industriel des énergies renouvelables. Son appréciation est la suivante : faute d’avoir établi une stratégie claire et des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a en définitive peu profité du développement des EnR. Constatant que la France, contrairement à d’autres États européens, n’était pas parvenue à se doter de champions dans ce secteur, la Cour exprimait diverses recommandations. Elle préconisait ainsi, à l’occasion de la révision de la PPE prévue initialement en 2018, mais intervenant de fait en 2019, de définir une stratégie énergétique cohérente entre les objectifs de production d’énergies renouvelables électriques et l’objectif de réduction de la part de l’énergie nucléaire dans le mix, et de clarifier les objectifs industriels français associés au développement des EnR. Il est difficile d’apprécier à ce stade la suite donnée à cette double recommandation, la PPE n’étant à ce jour qu’un projet dont l’adoption ne pourra intervenir avant la discussion et l’adoption de la petite loi sur la transition énergétique, dont le projet sera prochainement présenté par le Gouvernement. Concernant les modalités, la maîtrise et la transparence des financements des politiques de transition énergétique, je rappellerai en introduction quelques éléments clés sur les différentes modalités de soutien par l’État et leur répartition. Le coût budgétaire du soutien est nettement en faveur des EnR électriques, dans un rapport de 1 à 10 environ.

Les modes de soutien sont différents, fondés sur des subventions à l’investissement et des dispositifs fiscaux pour le thermique : je pense au fonds chaleur pour les subventions à l’investissement et, pour les dispositifs fiscaux, au crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE) et au taux réduit de TVA. Pour l’électrique, les soutiens sont basés sur des subventions d’exploitation, sous la forme de compensations et d’obligations d’achat visant à garantir un niveau de prix aux producteurs, l’État prenant à sa charge le risque pris. Le soutien à la production d’ EnR électriques est désormais alloué après appel d’offres. Les soutiens aux EnR sont, depuis 2015, financés par le contribuable et retracés dans deux supports budgétaires. 

-Le premier est le compte d’affectation spéciale « transition énergétique », financé en recette par une partie de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), qui assure le financement du soutien aux EnR électriques et au biométhane, des charges liées au remboursement aux opérateurs du déficit de compensation de leur charge de service public de l’électricité cumulé au 31 décembre 2015 et des charges d’effacement de consommation.
-Le second instrument est le programme 345 « Service public de l’énergie », qui finance notamment les intérêts de la dette auprès des opérateurs, les dispositifs propres aux zones non interconnectées, le chèque énergie, le budget du médiateur de l’électricité et quelques autres éléments.
Le rapport de la Cour des comptes de mars 2018 sur les EnR et l’examen de l’exécution du budget de l’État ont conduit à formuler des observations et recommandations à l’adresse des pouvoirs publics. -Le premier constat est celui d’une forte dynamique des dépenses publiques de soutien aux EnR, avec 5,3 milliards d’euros en 2016 et une projection pour 2023 estimée à l’époque à 7,5 milliards d’euros. -La Cour notait également une forte concentration sur le soutien aux EnR électriques, avec 4,4 milliards d’euros sur 5,3 milliards d’euros en 2016. 

-La Cour soulignait en outre le poids des engagements passés, les charges contractées avant 2011 représentant environ deux tiers du volume de soutien annuel en 2017. Elle relevait également la disproportion entre certains montants de soutien et la contribution aux objectifs de développement des EnR, notamment pour le photovoltaïque et l’éolien offshore.
Ce déséquilibre en faveur du soutien aux EnR électriques était rappelé dans ce rapport, de même que les insuffisances du dispositif de connaissance des coûts de production. Le rapport de la Cour pointait enfin, parmi les trois principaux vecteurs de soutien public aux EnR – le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE), le Fonds chaleur et la compensation des charges de service public – la place particulière de cette compensation récemment mise à la charge du contribuable et dont les dynamiques sont imparfaitement retracées dans le CAS et le programme 345. Nous en tirions les recommandations suivantes : il importait tout d’abord selon nous de renforcer l’efficacité et l’efficience du soutien au développement des EnR par un net renforcement de la transparence quant aux déterminants des choix opérés et par une meilleure association du Parlement à la définition des objectifs de développement des EnR et des volumes financiers de soutien aux EnR.
À cet égard, si la création du compte d’affectation spéciale transition énergétique a constitué un progrès, ceci ne permet pas de faire apparaître l’ensemble des coûts de long terme et se limite à donner une vision annuelle, si bien que le Parlement n’est pas en situation de se prononcer sur les nouveaux engagements, ni d’apprécier la dynamique d’évolution des charges du fait des engagements passés ou nouveaux. La Cour préconisait également de publier le calcul des coûts de production et des prix actuels et prévisionnels de l’ensemble du mix énergétique programmé dans la PPE et de l’utiliser pour contenir le volume des soutiens publics associés aux objectifs de la politique énergétique à court, moyen et long terme. La Cour recommandait de créer, à l’image du Conseil d’orientation des retraites (COR) et en remplacement d’autres instances existantes, un comité chargé d’éclairer les choix gouvernementaux relatifs à l’avenir de la politique de l’énergie : cette instance de pilotage interministérielle serait placée auprès du premier ministre, considérant que la conduite de la politique de soutien aux EnR s’appuyait presque exclusivement sur la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et justifierait un dialogue interministériel renforcé. À notre connaissance, les suites données à ces recommandations sont les suivantes. Sur le premier point visant à mieux associer le Parlement, la Cour a, dans le cadre de ses travaux sur l’exécution budgétaire, été amenée à préciser ses critiques sur l’absence de transparence et les pistes pour y remédier. Nous constatons que l’information du Parlement sur le fonctionnement du dispositif de compensation de charges du service public de l’énergie reste incomplète : en effet, le rapport annuel de performances (RAP) 2017 mentionne l’existence de charges à compenser et le projet annuel de performances (PAP) 2019, même s’il apporte des informations un peu plus détaillées sur le chaînage, ne détaille pas la répartition des paiements entre exercices. Concernant la publication des coûts, de leurs modalités de calcul et de la mise en transparence des engagements de long terme, la Cour constate que la situation n’a pas évolué : les travaux conduits par les instances administratives ne sont pas publics et n’associent pas le Parlement, en dépit de la nomination au sein du comité de gestion des charges du service public de l’électricité d’un représentant de l’Assemblée nationale. Pour ce qui est de la gouvernance, de l’instauration d’une instance analogue au COR et du renforcement du pilotage interministériel, la Cour ne dispose pas formellement d’éléments permettant d’établir que ses recommandations ont été suivies. A été ajouté aux instances existantes un Haut conseil pour le climat, composé de treize experts, qui ne remplit pas exactement les missions attendues d’un conseil d’orientation de l’énergie, de par sa composition, mais aussi sa mission, qui est centrée sur la lutte contre le réchauffement climatique et n’embrasse donc pas toutes les composantes d’une politique en faveur des EnR.


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Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure : Pourriez-vous tout d’abord nous faire part de vos recommandations relativement au dispositif des CEE ?

M. Eric Allain, président de la section « Énergie » de la Cour des comptes :  En l’état actuel des constats et recommandations de la Cour, les dernières données remontent à 2016. Les constats effectués en 2013 et ayant fait l’objet d’un suivi en 2016 pointaient les insuffisances des modalités de contrôle et d’évaluation de ce dispositif, qui donnaient matière à un certain nombre de dérives de la part des éligibles ou des obligés et conduisaient à ce que le dispositif ne garantisse pas l’atteinte des objectifs assignés. Nous avions à cet égard formulé plusieurs recommandations, dont le dernier suivi ne permet pas de penser que la situation a grandement progressé.
Concernant les études sur les économies réellement obtenues grâce aux CEE, nous avions formulé, en 2013 comme en 2016, la recommandation qu’elles soient rendues obligatoires ; or ceci n’a toujours pas été mis en œuvre. Il était également préconisé d’engager des contrôles a posteriori par sondage, qui n’avaient toujours pas été mis en œuvre en 2016, et de développer des procédures de contrôle a posteriori sur les justifications d’attribution de certificats. Nous avons constaté en 2016 que les contrôles restaient quantitativement insuffisants. 

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure : Quelles sont, selon les évaluations et analyses prospectives que vous avez pu mener, les conséquences de la transition énergétique sur l’emploi en France ? 

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M. Éric Allain La Cour n’a en effet pas étudié en tant que tel l’impact en termes d’emploi de la transition énergétique. Les travaux que nous avons menés sont essentiellement basés sur des constats dressés par l’ ADEME. L’un des principaux constats effectués sur ce sujet résidait dans la faiblesse des outils de suivi de l’impact du soutien aux EnR en matière d’emploi et plus globalement sur l’économie et le tissu industriel. Ce constat est à rapprocher de celui fait par la Cour des comptes dans son rapport précité sur les dispenses fiscales en faveur du logement, qui montre de manière générale sur ce sujet un déficit en termes d’évaluation des impacts des dispositifs fiscaux, y compris de ceux, dont le CITE, qui contribuent à la transition énergétique, dont on est aujourd’hui bien en peine d’indiquer quelles sont leur véritable efficacité et leur efficience réelle, concernant notamment les retours sur l’emploi et l’activité économique du pays. 


Mme Laure de La Raudière : Ma question concerne les subventions d’argent public entre les filières. Avez-vous comparé un euro d’argent public dépensé sur l’éolien terrestre, le photovoltaïque ou les énergies thermiques en termes d’efficacité au regard de l’objectif recherché et du coût complet de la filière, incluant le démantèlement ? Avez-vous par ailleurs effectué une comparaison entre un euro d’argent public investi par exemple pour réaliser des économies d’énergie par la rénovation thermique de bâtiments et un euro d’argent public investi dans les énergies renouvelables ? J’ai l’impression que l’on poursuit toujours deux objectifs en France, à savoir à la fois le taux d’énergies renouvelables et la réduction des émissions de CO2. Avez-vous effectué des analyses et produit des recommandations relativement à ce double objectif ?


Mme Catherine de Kersauson
: Le soutien au photovoltaïque coûterait aux finances publiques, à l’époque où nous avions rédigé ce texte, 38,4 milliards d’euros sur vingt ans, pour un volume de production représentant 0,7 % du mix électrique.
Nous soulignions également qu’en matière d’éolien offshore, la pleine réalisation des appels d’offres lancés en 2011 et 2013 pèserait 2 milliards d’euros par an sur vingt ans, pour un volume de production représentant à terme 2 % du mix électrique. Nous mettions ainsi en évidence la disproportion entre le coût pour les finances publiques de ces investissements et leur part dans le mix électrique. D’une manière générale, la Cour a pointé le déséquilibre entre le coût pour les finances publiques du soutien aux EnR électriques vs. les EnR thermiques. 

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M. Éric Allain :  Bien qu’il soit assez rare que la Cour des comptes propose d’augmenter les dépenses publiques, le rapport de synthèse sur les EnR recommandait en l’occurrence à l’État d’augmenter les moyens consacrés au fonds chaleur. Ceci nous paraissait parfaitement légitime, compte tenu des objectifs que par ailleurs le législateur avait assignés à l’action publique en la matière.


M. Anthony Cellier : Il est spécifié dans le rapport que, pour les EnR électriques, l’État a d’abord mis en place des tarifs garantis, l’engageant financièrement lourdement sur le long terme. Les charges contractées à la suite de décisions antérieures à 2011 représentent ainsi près de deux tiers du volume annuel de soutien supporté aujourd’hui par les finances publiques. Le rapport fait état de 5,3 milliards d’euros de dépense publique de soutien aux EnR, dont 3,6 milliards d’euros ne correspondant pas à un soutien actuel, mais à des charges antérieures. Pouvez-vous me donner une temporalité ? Depuis quand est-on passé sur ce volume ? Quel est le montant exact de ces charges ? Quel est le tendanciel ?

M. Éric Allain : Il apparaît qu’un plafond est atteint aux alentours de 7 milliards d’euros pour la totalité des engagements pris jusqu’en 2017 inclus et que, fort heureusement, la courbe décroît ensuite progressivement. L’effet stock pèse assez lourdement sur la trajectoire. Aujourd’hui les mécanismes sont un peu différents. Il s’agit de mécanismes de compensation de prix, réputés moins coûteux pour les finances publiques, mais qui induisent un transfert du risque de marché des opérateurs privés vers l’État. Ceci correspond au principe même de l’incitation et constitue l’une des difficultés de la mise en transparence de ces questions. Il est en effet difficile de se projeter dans l’avenir et d’anticiper l’évolution de ces charges, puisqu’elles dépendent, dans une mesure assez importante s’agissant en tout cas de l’électrique, de l’évolution des marchés de l’électricité.

Mme Catherine de Kersauson : Le montant des charges prévisionnelles sur longue période, estimé dans notre rapport à 121 milliards d’euros en euros courants entre 2018 et 2046, est actualisé par la commission de régulation de l’énergie (CRE). Il est de 104 à 115 milliards d’euros fin 2018 et 120 milliards d’euros en 2019.

 
M. le président Julien Aubert : Concernant les objectifs, vous avez expliqué que la France avait fait le choix, au travers des moyens employés, de ne pas privilégier l’objectif carbone. Or selon moi, la transition énergétique a avant tout pour but de lutter contre le réchauffement climatique. Sur les sommes que vous avez mises en avant, quel pourcentage irait selon vous à l’objectif carbone par opposition aux autres objectifs ?

M. Éric Allain :  Pour le thermique, le rapport est d’environ 1 à 10. Les chiffres donnés dans le rapport, qui mériteraient d’être actualisés, faisaient état en 2016, sur un soutien total d’un peu moins de 5,3 milliards d’euros, de 4,5 milliards d’euros alloués à l’électrique et 689 millions d’euros au thermique. Si l’on raisonne en grandes masses, on peut considérer que les sommes dévolues au thermique bénéficient à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

M. le président Julien Aubert : En fait, lorsque l’on additionne les grandes masses que représentent le soutien au thermique et le CITE, on obtient finalement une somme voisine de 1,4 ou 1,5 milliard d’euros consacré à l’objectif CO2. Dans la sobriété énergétique, figure la réduction d’énergie. L’un des intervenants entendus ce matin nous indiquait qu’il était différent de réduire une consommation au gaz et à l’électricité. L’objectif de maîtrise de l’énergie peut donc avoir un impact carbone ou ne pas en avoir. Or il me semble que l’on ne discrimine pas forcément, aujourd’hui, parmi les outils de sobriété énergétique. Dans les outils de CEE, il n’existe aucune prime différenciée selon que vous fassiez de l’efficacité énergétique pour réduire les émissions de CO2 ou pas. Grosso modo, 1,5 milliard d’euros concerne l’objectif CO2, contre trois fois plus pour le soutien à l’électrique. L’une des difficultés tient au fait que l’on dispose d’outils qui se superposent. Avez-vous étudié, en matière d’efficacité, le doublonnement potentiel ? Avez-
vous par exemple regardé si, entre les CEE et le CITE, deux dépenses ne se superposaient pas ? Comment avez-vous abordé ce sujet, plus complexe que celui du soutien direct ? 

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M. le président Julien Aubert :  Vous constatez dans votre rapport que le Parlement voit passer le flux annuel, mais n’a de vision ni sur l’amont, ni sur l’aval, ni sur le long terme. Vous aviez d’ailleurs annoncé à ce propos des chiffres quelque peu effrayants, de l’ordre de 120 milliards d’euros.

Mme Catherine de Kersauson :  Dans notre rapport, nous soulignions que la PPE était adoptée par décret et était trop imprécise en matière d’impact sur les soutiens par les finances publiques. Nous n’en avons pas fait une recommandation, mais il ressort clairement du rapport que l’une des solutions pourrait être que le Parlement puisse se prononcer sur les éléments de programmation contenus dans la PPE et que cette dernière soit plus précise s’agissant des soutiens publics liés aux objectifs affichés.

M. Anthony Cellier : Je me permets de préciser à l’attention de nos concitoyens qui regarderaient cette audition retransmise sur le site de l’Assemblée nationale que les parlementaires ne sont malgré tout pas complètement démunis et peuvent agir a posteriori, dans le cadre de leur mission de contrôle.

 
M. le président Julien Aubert : Une fois que le train est passé, donc. Il existe donc des gisements d’amélioration non exploités. 

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lundi 20 mai 2019

Haute-Marne, Voisey : la résistance à l'éolien s'organise

jhm.fr

Pour rappel, la commune de Voisey est la pointe Nord de la gigantesque zone industrielle de ~160 éoliennes, la pointe Sud étant Percey-le-Grand (70) à 30 km, qui se profile à l'horizon, avec la complicité de nombreux élus, de collectivités et de propriétaires terriens. Sans une très forte mobilisation de la population, ce territoire composé des trois départements, Haute-Marne, Haute-Saône et Côte d'Or,  sera mené au 'suicide' sanitaire, climatique, écologique et économique par cette politique irresponsable.

 
Lire Haute-Marne, Cc des Savoir-faire : les élus transfèrent la société Mercer en plein coeur... de l' enfer éolien

Debout Ruraux 2020, l'année ou... jamais pour sauver ce qui encore l'être.


Commission d'enquête de l’Assemblée nationale 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 III


Les Vues imprenables vous invitent à prendre connaissance des témoignes des différents acteurs de l' énergie qui se sont succédés devant la Commission. Chacun à leur manière et selon leurs intérêts particuliers décrivent remarquablement la chronique annoncée d'un suicide climatique, économique et écologique pour la population et la France dont le nom est Transition énergétique. Ils confirment aussi que plus personne ne s'est comment arrêter la "machine" à perdre et comment revenir en arrière.
Les nuisances sanitaires ne sont pas abordées dans ces premiers témoignages.
Plus dure sera la chute!


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Compte-rendu de réunion n° 12

Morceaux choisis

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


M. le président Julien Aubert :  RTE est l’entreprise publique en charge de la gestion du réseau de transport d’électricité à haute et très haute tension. À ce titre, elle doit veiller en permanence à l’équilibre entre la production d’électricité, ou plus précisément sa disponibilité sur le réseau, et la consommation nationale. La montée en puissance des énergies renouvelables (EnR), majoritairement intermittentes, représente un défi d’adaptation du réseau de RTE et justifie à elle seule cette audition. Elle suppose, pour votre entreprise, de programmer d’importants investissements. L’insertion sur le réseau n’est-elle pas « la grande oubliée », « la Belle au bois dormant », lorsque l’on évoque la question du coût complet des EnR ?

M. François Brottes, président du directoire de RTE : RTE n’est pas un acteur parmi d’autres ; nous sommes en situation de monopole. Ce n’est pas un gros mot : il ne peut y avoir plusieurs opérateurs de lignes à très haute tension en France, pas plus que nous ne pouvons organiser à plusieurs l’équilibre du système. De façon permanente, seconde après seconde, RTE doit veiller à ce qu’il n’y ait pas de black-out – le dernier est survenu en 2006. Nous disposons de quatre secondes pour éviter le black-out.
Commençons par rappeler que la consommation en France est stable depuis six ans. Ne l’oublions pas, la maîtrise de la demande d’énergie est la première des énergies renouvelables. Si jamais un infléchissement survenait et que la consommation repartait à la hausse, la situation serait encore plus difficile qu’elle ne l’est aujourd’hui. La fermeture des centrales au fioul et au charbon, depuis 2012, a représenté 13 gigawatts. La fermeture annoncée de Fessenheim et, potentiellement, de cinq tranches au charbon représenterait 5 GW supplémentaires. Or le pic de consommation en 2018 était de 96,66 GW. On aura donc fermé l’équivalent de 19 % des besoins aux moments des pics de consommation. Les interconnexions, sur lesquelles je reviendrai si j’en ai le temps, ont un potentiel de 11 GW, mais il faut imaginer devoir partager avec nos voisins : il peut arriver qu’ils en aient besoin en même temps que nous. Cela donne une idée du gap auquel nous sommes confrontés : même si la consommation reste somme toute raisonnable, la situation risque de se compliquer si l’on se dégrée de moyens de production sans leur substituer d’autres éléments. Les États européens sont eux aussi confrontés à ce phénomène : la Grande-Bretagne a réduit son parc au charbon de 13 GW depuis 2012, l’Allemagne veut réduire son parc au charbon lignite de 15 GW d’ici à 2025, avec une sortie annoncée en 2038, l’Italie veut réduire son parc au fioul de 15 GW d’ici à 2025 et la fermeture en 2020 de dix centrales au charbon a été annoncée en Espagne. Autrement dit, nos marges de manœuvre se réduisent fortement. Le gisement hydraulique reste très faible. Les centrales thermiques ne font pas partie de l’avenir car elles sont polluantes. [...] Trop souvent, les producteurs, forts de l’accord des élus et de la population, demandent à être raccordés rapidement, sans songer que le premier poste électrique auquel leur installation serait raccordable peut se trouver à 50 ou 70 kilomètres de distance, que cela suppose des travaux de raccordement, des délais pour trouver les voies et moyens juridiques d’éviter les recours, etc. Autant de considérations qui souvent ne faisaient pas partie des pensées premières des promoteurs. Ensuite, ce n’est pas parce que les installations sont raccordées au réseau de distribution – ce qui est le cas de plus de 92 % des capacités en GW – que l’on n’a pas besoin du réseau de transport. Il faut savoir que, lorsque la consommation n’est pas suffisante pour écouler la production locale, le réseau de distribution refoule la production vers le réseau de transport, chargé de l’équilibre de l’ensemble. La part de l’énergie refoulée est de 25 %, en hausse de 40 % en 2018 par rapport à 2016. En décembre 2017, le refoulement a été de 180 % supérieur à ce qu’il était en décembre 2016. Il faut savoir que les auto-consommateurs ne sont pas coupés du monde ni du réseau : ils l’utilisent moins, ce qui les amène à penser qu’ils devraient moins payer ; à ceci près qu’ils ont besoin d’y avoir accès à tout moment… Le réseau de transport ou de distribution doit donc être disponible en permanence, ce qui suppose des charges fixes. L’autoconsommation n’est pas une façon de réduire le coût des nouvelles lignes ; elle permet uniquement d’éviter de payer des taxes sur la propre électricité. Il y a donc un effet de transfert vers les autres consommateurs, puisque le fonctionnement des réseaux induit essentiellement des charges fixes. Le bilan prévisionnel de 2017 montre que si 4 millions de foyers étaient équipés d’un système d’autoproduction en 2035, le gain pour chacun d’entre eux serait d’environ 100 euros par an, mais que le surcoût pour les foyers qui ne pourront pas s’équiper atteindra 17 euros par an. Quant au surcoût net pour le système électrique, il sera de 150 millions d’euros. [...]

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Il faut commencer par relier le parc de production considéré au réseau de transport et de distribution. Les coûts de raccordement sont pris en charge à 100 % par le producteur, dès lors que l’installation fait plus de 5 MW. Cela concerne environ 94 % des capacités d’éoliennes et un tiers des capacités photovoltaïques. Les installations plus petites bénéficient d’un taux de réfaction de 40 %, couvert par le TURPE. Mais le raccordement des installations suppose souvent, pour évacuer les nouvelles capacités de production, de créer de nouveaux ouvrages dédiés aux énergies renouvelables sur le réseau de distribution ou de transport. Ces ouvrages sont identifiés dans le cadre du S3RENR. Les vingt et un premiers schémas S3RENR, élaborés entre 2012 et 2016, prévoient, pour la France continentale, la création d’ouvrages dédiés pour un montant de 772 millions d’euros, dont 317 millions d’euros pour les ouvrages RTE, financés par la quote-part. Fin 2018, 53 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés. Les travaux de renforcement d’ouvrages dédiés, financés via le TURPE, atteignent 261 millions d’euros, dont 189 millions pour les ouvrages RTE. Fin 2018, 56 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés. Ces schémas sont dimensionnés pour accueillir 26 GW de production d’énergie renouvelable. La quote-part « transport et distribution » varie entre 0 euro le MW, quand aucun aménagement supplémentaire n’est réalisé, et 70 000 euros le MW. Le coût total des investissements pour le raccordement au réseau des énergies renouvelables, financé par le TURPE, représente 4,3 milliards d’euros par an, soit 8 % du tarif de vente résidentiel. Au total, les coûts d’adaptation du réseau de RTE au nouveau mix énergétique seront de 2,1 milliards d’euros sur la période 2019-2022, dont 1,2 milliard pour l’éolien en mer. Les producteurs rembourseront 300 millions d’euros ; le reste sera répercuté sur les tarifs, donc sur les consommateurs, via le TURPE. Je rappelle que les règles des premiers appels d’offres concernant l’éolien en mer ont été modifiées : le raccordement des parcs, autrefois financé par la CSPE sous son ancienne forme, est désormais « turpé » et assumé par RTE. La partie financée aujourd’hui est la partie « transport ». Le glissement n’est pas que sémantique. Ces investissements représentent 70 % des objectifs de la PPE option haute – 35 GW d’éolien terrestre et 45 GW de photovoltaïque en 2028 – et 100 % des objectifs de la PPE option basse – 34 GW d’éolien terrestre et 35 GW de photovoltaïque. Cela signifie que si la PPE tient sa trajectoire, au-delà des besoins liés aux seules adaptations structurelles requises pour le branchement de nouvelles sources d’énergies renouvelables, il faudra prévoir quelques bricoles en plus… Comme je l’ai expliqué, c’est le TURPE qui financera les coûts de raccordement et de transport de l’éolien en mer, qui s’élèvent à 300 millions d’euros en moyenne pour un parc de 500 MW, auxquels il convient d’ajouter le coût d’un poste en mer, de l’ordre de 100 millions d’euros. La part du transport et du raccordement, de 400 millions d’euros pour un parc estimé à 1,8 milliard d’euros, est significative. Le fait qu’elle soit prise désormais en charge par le TURPE, donc le tarif – ce qui est le cas dans la quasi-totalité des autres pays d’Europe – permettra aux candidats du projet au large de Dunkerque de faire une offre de tarif moins élevée. Ces actifs seront amortis sur quarante-cinq ans avant d’être éventuellement démantelés.

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À l’origine, on pensait devoir provisionner les coûts liés au démantèlement dès la première année, ce qui renchérissait le coût et accréditait l’hypothèse que la concession de vingt ans ne serait pas renouvelée. Nous sommes parvenus à un accord très pragmatique, et j’en remercie les services de l’État : trois ans avant la fin de la concession, nous aurons rendez-vous pour évaluer, selon les conséquences sur l’environnement, la nécessité ou non de démanteler. Je suis de ceux qui pensent que l’on provoque parfois plus de dégâts en démantelant qu’en laissant les choses en l’état, lorsque les câbles sont ensouillés par exemple. Nous saurons alors si le parc pourra encore être exploité. Le coût du démantèlement, qui sera forcément « turpé », n’est pas intégré dans les prix que je vous ai indiqués. C’est le quotidien de RTE : nous gérons en permanence 200 contentieux, car nous sommes toujours les premiers arrivés dans les projets d’installation de parcs. Je rappelle que l’éolien en mer est toujours pénalisé par les recours : aucune procédure n’est close pour le moment. [...]


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L’hydrogène, c’est un peu une tarte à la crème, si vous voulez bien me pardonner cette vulgarité, et cela prête à bien des confusions. Celle-ci porte d’abord sur les différentes sources d’hydrogène. Il y a de l’hydrogène « gris », pas propre, produit à partir du méthane selon un processus de vaporeformage émetteur de CO2, de l’hydrogène « bleu », produit selon le même processus de vaporeformage mais avec une capture du CO2 émis – c’est presque de l’hydrogène propre –, et de l’hydrogène « vert », complètement propre, produit par électrolyse après d’électricité issue d’énergie renouvelable. Il existe aussi une confusion en ce qui concerne les usages. On distingue les usages directs actuels, dans l’industrie, comme la fabrication d’engrais ou d’ammoniac, les usages directs futurs, par exemple la mobilité grâce à l’hydrogène, et les usages indirects via une injection dans le réseau de gaz, avec du méthane dans de faibles proportions – de 2 à 10 %. Dans ce dernier cas, on l’injecte après transformation en méthane de synthèse – c’est
ce que l’on appelle la méthanation – en utilisant les infrastructures actuelles, avec beaucoup de perte.[...]

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J’ai senti que vous vouliez aussi m’interroger sur le véhicule électrique du point de vue de la flexibilité. Nous estimons qu’il y aura environ 16 millions de véhicules électriques en 2035. En tant que gestionnaires du réseau et garants de l’équilibre du système électrique, nous disons que cela peut être une chance considérable, à condition que le pilotage soit vertueux. Si tout le monde recharge où il veut, quand il veut, à la vitesse qu’il veut et pour obtenir le volume qu’il veut, on n’y arrivera pas : ce sera très compliqué. Pour donner une idée de la consommation d’énergie, 16 millions de véhicules représentent 35 térawattheures, soit l’équivalent de ce que consomme la région Nouvelle-Aquitaine – mais c’est moins que le chauffage électrique. Quel serait l’impact des appels de puissance sur le réseau et des pointes de consommation ? L’enjeu est là : un million de véhicules électriques représentent une pointe de près de 700 MWh s’il n’y a pas de pilotage. Seize millions de véhicules électriques, ce sont 16 millions de batteries que l’on peut piloter pour soutenir le réseau. C’est l’équivalent en énergie de dix fois les STEP dont on dispose aujourd’hui. Il faut bien avoir conscience que c’est colossal, si c’est bien piloté. L’intérêt est de pouvoir stocker et déstocker : on stocke quand il y a une abondance d’électricité, typiquement la nuit, et on déstocke dans des moments où une question de pointe va peut-être demeurer. Si l’on pilote bien, on peut réaliser entre 1 et 1,5 milliard d’euros d’économies par an pour le système électrique européen. Il y a donc un enjeu de pilotage. Le législateur et ceux qui font les règlements devront certainement adopter une approche un peu coercitive afin que ce ne soit pas « open bar » – pardonnez-moi cette expression triviale. Sinon, nous ne réaliserons pas les gains considérables que je suis en train d’évoquer. [...]


Mme Marie-Noëlle Battistel : [...] Pour ce qui est de l’effacement et de l’ interruptibilité chez les industriels, considérez-vous que la rémunération est suffisante à ce stade ? On sait qu’il coûte vraiment très cher d’importer quand on en a besoin. L’effacement et l’ interruptibilité sont rémunérés toute l’année même si l’on ne s’en sert pas, mais cette rémunération est-elle suffisante ? Si elle était plus élevée, ferait-on par ailleurs des économies ?


M. François Brottes : Nous avons d’abord travaillé sur les circonstances dans lesquelles on peut être garant au plan national, et pas seulement dans la région Ouest, du maintien de l’équilibre du réseau, ou non. Mais on peut aussi parler des coûts : je vous ai montré que l’on chiffrait des choses. Je voudrais d’ailleurs corriger une bêtise que j’ai dite tout à l’heure sous serment : le montant de 1,8 milliard que j’ai évoqué ne correspond pas au coût d’un parc. Nous n’avons pas le droit d’en savoir le coût, car il est soumis au secret des affaires. Il s’agit, en réalité, du cumul de ce tout ce que nous coûte le raccordement. Vous avez évoqué le coût des interconnexions. Oui, une interconnexion coûte cher. Nous sommes en train de lancer une interconnexion entre Bordeaux et Bilbao ou à peu près, qui passera par le Golfe de Gascogne, pour un coût d’environ 2 milliards d’euros ; on en est au stade de l’appel d’offres Il y a aussi un projet de 550 kilomètres entre l’Irlande et la Bretagne qui devrait coûter 1 milliard d’euros. Nous sommes en train de terminer une interconnexion de 190 kilomètres entre l’Italie et la France, à peu près dans la même fourchette de prix. Par ailleurs, nous construisons une nouvelle interconnexion entre le Royaume-Uni et la France L’Europe fait obligation aux États d’avoir un pourcentage d’interconnexion par rapport à leur production. Le premier motif invoqué est de rendre fluide le marché. Il est vrai que plus il y a d’acteurs qui peuvent jouer sur le marché de l’électricité, plus il y a d’interconnexion possible, et que moins l’intermittence ou la variabilité des renouvelables est grande – je pense à l’éolien –, plus il y a d’interconnexion aussi. Comme il y a toujours du vent quelque part, on est sûr qu’il y a quand même de l’énergie « intermittente » dans le réseau
. Même nous, qui sommes le plus grand exportateur d’Europe, nous avons vraiment besoin des autres de temps en temps. Quel est le prix à payer d’un black-out ? L’ interruptibilité est-elle suffisamment rémunérée ? Soyons prudents : cette audition est publique et peut-être la regarde-t-on à la Commission européenne…

M. le président Julien Aubert : Pouvez-vous préciser, pour l’éducation de tous les membres de cette commission ?

M. François Brottes :Cette contestation nous a amenés à plaider, à RTE, qu’il s’agissait plus d’un pré-délestage que d’une interruptibilité. En gros, on déleste des industriels qui sont d’accord pour l’être plutôt que des citoyens qui n’ont rien demandé. Quand on est un peu ric-rac au niveau de l’offre et de la demande, il ne nous reste plus qu’à couper le courant de 20 % des consommateurs d’électricité. Nous avons dit à la Commission européenne qu’il valait mieux délester des gens qui ont donné leur accord plutôt qu’aller embêter des Européens qui n’ont rien demandé. Cela concerne vingt et un sites, ce qui n’est pas beaucoup, pour à peu près 90 millions d’euros. Est-ce suffisant ? Les industriels diront que non, la Commission que c’est beaucoup trop. La preuve est faite en tout cas, et nous n’avons pas forcé le trait, que cela peut être très utile. La contrainte, rappelons-le, dure entre 1 et 5 secondes ; mais on coupe sans prévenir. Cela suppose d’adapter son mode de production industrielle pour être sûr que l’interruption soudaine du process ne crée pas de casse. Ce n’est tant un travail visant à économiser de l’énergie qu’à préserver l’outil industriel. On a expérimenté ce dispositif : il y a eu quelques « bobos » chez un industriel, mais lui-même a reconnu qu’il n’avait peut-être pas pris toutes les précautions nécessaires. En tout cas, c’est extrêmement pratique d’avoir un tel dispositif sous la main : c’est presque l’équivalent d’un réacteur nucléaire et demi. On ne peut certes pas interrompre pendant trois heures, mais dix minutes, vingt minutes, une heure tout au plus. Ou alors, il faudrait trouver un autre système et cela renchérirait considérablement les coûts. Je suis, en tout cas, très partisan de ce dispositif car il est très utile et il aide beaucoup à la sérénité. Il n’est pas dans la culture des équipes de RTE de couper. C’est d’ailleurs un automate qui le fait. Il ne s’agit pas d’un acte humain, car on n’a pas le temps de faire un brain storming ou une réunion pour gérer le problème des 50 Hz : si on ne réagit pas en trois secondes, on est sûr d’avoir une catastrophe. Cela se fait automatiquement, en fonction de réglages préétablis, et cela a montré son utilité. Je ne répondrai donc pas vraiment à la question de savoir si la rémunération est assez élevée. Sans doute faudrait-il la revaloriser si l’on demandait des arrêts plus longs.


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Mme Laure de La Raudière Je voudrais vous poser une question sur l’éolien terrestre. Avez-vous mesuré l’impact, pour les investissements, des raccordements récents qui sont à la charge de RTE, voire des producteurs – puisque, in fine, ce sont les Français qui vont payer, soit par le biais d’une taxe, soit par le prix de l’électricité –, du fait de l’absence de toute planification territoriale pour l’installation des éoliennes terrestres ? Elles s’implantent là où les promoteurs trouvent un accord avec les maires, les agriculteurs ou les propriétaires fonciers, là où il y a du vent, bien sûr, mais pas en fonction de l’organisation du réseau. Je pose cette question pour deux raisons. D’abord, nous avons supprimé les zones de développement éolien (ZDE), qui permettaient d’avoir une certaine planification. Ensuite, l’acceptabilité sociale de l’éolien terrestre est devenue nulle compte tenu des pratiques des promoteurs. C’est un peu l’anarchie dans nos territoires. Plusieurs grands élus, comme Dominique Bussereau et Xavier Bertrand, ont lancé des alertes sur ce sujet. J’aimerais savoir combien coûte réellement le raccordement de tous ces petits projets éoliens dans l’ensemble du territoire – qu’ils soient supportés par RTE ou par les producteurs, dans la mesure où, au bout du compte, ce sont tout de même les Français qui paient.


M. François Brottes : Comme je l’ai indiqué, le raccordement coûte 300 millions d’euros sur un montant total de 3 milliards. J’ai également indiqué le coût des quotes-parts et le coût qui revient à RTE. [...]

Commission d'enquête de l’Assemblée nationale 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 II



Les Vues imprenables vous invitent à prendre connaissance des témoignes des différents acteurs de l' énergie qui se sont succédés devant la Commission. Chacun à leur manière et selon leurs intérêts particuliers décrivent remarquablement la chronique annoncée d'un suicide climatique, économique et écologique pour la population et la France dont le nom est Transition énergétique. Ils confirment aussi que plus personne ne s'est comment arrêter la "machine" à perdre et comment revenir en arrière.
Les nuisances sanitaires ne sont pas abordées dans ces premiers témoignages.
Plus dure sera la chute!

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Compte-rendu de réunion n° 9 au n° 11

Morceaux choisis

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M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence.


M. le président Julien Aubert :  Par leurs objets, ces deux avis paraissent liés. Ils révèlent de profondes divergences de méthode et d’analyse sur les situations de marché entre la CRE et l’Autorité de la concurrence. Dans son communiqué de presse officiel du 25 mars, l’Autorité de la concurrence « déconseille d’augmenter les tarifs réglementés de vente sans clarifier au préalable les objectifs qu’ils doivent poursuivre ». En cela, l’Autorité de la concurrence se déclare opposée à l’entrée en vigueur prochaine de l’augmentation calculée par la CRE. Le même communiqué de presse précise la philosophie de l’Autorité de la concurrence en affirmant qu’« augmenter les TRV [
Tarifs Réglementés de Vente] et les utiliser pour pallier les limites de l’ARENH » fait « supporter la charge financière aux consommateurs plutôt qu’aux fournisseurs et semblerait donc contraire à la volonté du Parlement ». Selon l’Autorité de la concurrence, il est nécessaire, avant de procéder à l’augmentation que prône la CRE, d’engager une réflexion approfondie sur l’évolution du marché de l’électricité et d’en tirer des conséquences. Nous souhaiterions savoir si vous considérez, par exemple, que les énergies renouvelables (EnR) ont un rôle important dans l’évolution à la hausse des tarifs réglementés, que ce soit directement, par la production et son impact sur les marchés de gros, ou indirectement, par exemple par l’effet que cela peut avoir sur le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), ou même, de manière plus générale, à travers des dispositifs comme les certificats d’économie d’énergie (CEE). Vous voudrez bien, monsieur Berkani, nous faire part de ce qui, selon les analyses de l’Autorité de la concurrence, devrait aller dans le sens d’une meilleure adaptation du cadre juridique de la régulation aux évolutions du modèle économique du marché de l’électricité, lequel est pris entre l’évolution du mode de production et celle de la structuration du marché, avec des fournisseurs alternatifs qui se nourrissent de l’électricité nucléaire et qui proposent des offres dites « de marché ». Ces fournisseurs ont acquis 25 % des parts de marché auprès des particuliers et presque 40 % pour les sites non résidentiels à finalité professionnelle ou industrielle. L’ ARENH [ Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique] a été conçu, dès l’origine, comme un dispositif transitoire d’accompagnement du marché. Son terme est prévu en 2025. Ne conviendrait-il pas de ramener cette échéance à une date moins lointaine ? Nous aimerions également que vous nous aidiez à résoudre ce mystère : comment se fait-il que la concurrence, qui est censée faire baisser les prix, provoque plutôt, si on en juge par les résultats, une augmentation ? Par ailleurs, et alors qu’on n’est pas censé subventionner des entreprises dans un marché concurrentiel, comment se fait-il que certains modes de production le soient lourdement ? Cela ne fausse-t-il pas le jeu de la concurrence ?

 M. Umberto Berkani, rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence : Comme vous l’avez souligné, ces deux avis ont des points communs. Je ne pense pas qu’il faille se focaliser sur les divergences avec la CRE : il vaut mieux s’intéresser à ce qui ressort de ces avis. En l’occurrence, ce que nous apprennent nos réflexions et les discussions qui ont eu lieu au cours de l’élaboration de ces avis, c’est que le dépassement du plafond de l’ ARENH témoigne du fait que le système actuel de régulation a montré ses limites. En effet, dans notre pays, la situation est particulière, ce qui nous amène à composer pour mettre en place le système de régulation de l’électricité – du reste, on ne retrouve pas les mêmes problèmes pour le gaz. La commission Champsaur avait posé les bases de la loi NOME, et elle disait très clairement dans son rapport que, de son point de vue, le nucléaire n’était pas ce qu’on appelle une « facilité essentielle ». Dans les discussions qui s'en sont suivies, on a bien vu qu’il y avait une difficulté, ce que l’on appelle une « défaillance de marché » – le terme n’étant, d’ailleurs, pas forcément péjoratif. Le nucléaire crée des avantages non réplicables ayant des conséquences sur le fonctionnement du marché, conséquences que le droit de la concurrence, c’est-à-dire le contrôle ex post des pratiques anticoncurrentielles, ne peut ou n’entend pas résoudre. Le droit de la concurrence, c’est-à-dire le contrôle ex post des pratiques concurrentielles, ne peut pas traiter lui-même ces conséquences. C’est dans ce type de cas que l’on a besoin d’un système de régulation. [...]

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En ce qui concerne l’Autorité de la concurrence, la question de savoir ce que l’on devait faire s’est posée dès 2015. Fallait-il considérer que l’ ARENH était un dispositif transitoire, que l’on irait jusqu’au bout de ce dispositif mais que l’on s’arrêterait là ? Dans ce cas, il fallait commencer à anticiper une sortie progressive du dispositif. Ou bien, si l’on se rendait compte que le dispositif n’avait pas fonctionné ou, en tout cas, qu’il n’avait pas atteint tous les objectifs voulus, il fallait penser déjà au coup d’après. Dès cette époque, il nous semblait important de se positionner sur la poursuite ou non de l’ ARENH. En 2019, nous faisons face à une situation inédite dans laquelle le plafond de l’ ARENH est dépassé à un moment où – cela n’a pas toujours été le cas, comme en 2016 – le prix sur les marchés de gros est supérieur à celui de l’ ARENH. On voit bien qu’il y a une difficulté : ce système ne parvient pas à atteindre en même temps les différents objectifs qui lui ont été fixés. C’est une transposition du triangle d’incompatibilité : on ne peut pas avoir en même temps, dans le système actuel, un plafond qui reste fixé à ce niveau, des tarifs réglementés qui n’augmentent pas et protègent le consommateur, et des alternatifs qui peuvent entrer sur le marché et proposer des offres concurrentielles par rapport à EDF.
Le point commun entre les deux avis que nous avons rendus est que nous sommes dans une situation dans laquelle on sent bien la tension entre les objectifs de la loi. On voit qu’il y a une difficulté et que la seule façon de la surmonter, en réalité, est de passer par la loi. Les principales composantes des objectifs ou des façons d’arriver à les réaliser sont, en effet, fixées par la loi. C’est une des difficultés avec le décret qui fait l’objet de notre premier avis. D’abord, l’esprit qui anime ce décret est présenté, en partie, comme résultant du jeu du droit de la concurrence. Sur ce point, nous essayons d’expliquer la différence entre, d’une part, les objectifs du droit de la concurrence et ce qu’il permet de faire et, d’autre part, d’autres objectifs, notamment de régulation, qui ont été fixés par la loi en France. S’il faut les changer, c’est aussi dans ce cadre. On sent qu’il y a dans le décret un changement de nature du dispositif de régulation, qui est peut-être le bon ou non – c’est peut-être une partie de ce qui pourrait être fait –, mais on voit mal comment ce changement de nature pourrait être réalisé par décret, sans débat public, sans que le Gouvernement et le Parlement se positionnent sur les objectifs que le dispositif de régulation doit atteindre. Autre problème que l’on sent poindre, on risque d’avoir avec cette logique, comme vous l’avez rappelé, une confusion entre les objectifs que les différents outils de régulation doivent atteindre, à savoir l’ ARENH et les tarifs réglementés de vente. Quelles sont nos conclusions dans le cadre du second avis ? Elles sont assez similaires aux précédentes. Pour être honnête, et compte tenu du serment que j’ai prêté, je dois rappeler que si l’Autorité de la concurrence ne s’est pas prononcée sur les tarifs réglementés de l’électricité, elle l’a fait à propos de ceux du gaz, avant le début de la procédure qui a conduit à ce que l’on en recommande la suppression prochaine. L’Autorité de la concurrence n’est pas fondamentalement, ou à l’origine, la plus favorable à ce type de tarifs car ils distordent la concurrence. C’est une exception au droit de la concurrence, et ces tarifs doivent être bien encadrés. Nous nous sommes prononcés, je le répète, sur les tarifs du gaz, mais pas sur ceux de l’électricité.
Le débat a, de toute façon, été tranché et ce n’est pas à l’Autorité de la concurrence de décider si ces tarifs doivent être maintenus ou non. Ce n’est pas son rôle. La France a défendu leur maintien et elle l’a obtenu, notamment devant le Conseil d’État. Mais il y a une difficulté : si on l’a fait, c’était pour faire bénéficier le consommateur d’une stabilité des prix et, d’une manière générale, de la compétitivité du parc nucléaire français. Or on arrive à une situation dans laquelle la mise en œuvre des différents instruments de régulation aboutirait à ce que les tarifs réglementés ne remplissent pas leur objectif. Il nous a semblé qu’il fallait discuter de cette difficulté, de manière à ce que le Gouvernement puisse se prononcer sur la question de savoir si une telle situation est effectivement une conséquence nécessaire et que, dans ce cas, on dise clairement que les tarifs réglementés, à l’heure actuelle, ne peuvent plus atteindre leur objectif, mais aussi que le Parlement puisse éventuellement se prononcer sur cette question.
 
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M. le président Julien Aubert : Nous allons essayer de défricher un peu le terrain. Vous avez répondu très prudemment, et je vais maintenant vous poser des questions très précises.
L’Association nationale de défense des consommateurs et usagers dit que « pour maintenir la concurrence, on augmente les prix. Cela va à l’encontre de ce que l’on a présenté comme les bénéfices de la concurrence quand on a ouvert le marché. [...]. En fait, il s’agit d’augmenter le prix de l’électricité de telle sorte que le plus mauvais des fournisseurs privés puissent encore exister face à EDF. Ce n’est pas cela, la concurrence ». Êtes-vous d’accord avec cette affirmation ?


M. Umberto Berkani : Je n’ai pas les chiffres exacts, mais il me semble que les prix en France restent encore relativement attractifs et compétitifs par rapport au reste de l’Europe. Ensuite, il faut bien distinguer deux points dans notre analyse. Il y a une partie des augmentations de prix, notamment celles dont on discute actuellement, qui sont liées à une augmentation des coûts. S’ils augmentent, il n’existe pas d’autre solution que d’augmenter les tarifs. Il y a effectivement une partie de l’augmentation qui, de notre point de vue, revient à faire payer les consommateurs pour les limites du système de régulation et donc, d’une certaine manière, à faire supporter par eux, plutôt que par les fournisseurs, les limites de l’ ARENH. Si c’est ce que veut dire la deuxième partie de la citation, je suis d’accord.

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M. le président Julien Aubert : On ne fait pas la concurrence pour la concurrence, mais pour atteindre un objectif, dont je rappelle qu’il s’agissait d’avoir des prix plus bas pour le consommateur et des acteurs capables de concurrencer le nucléaire, ou en tout cas l’acteur nucléaire, avec des modes de production alternatifs. À la fin, on a une hausse des tarifs, et le premier objectif n’est donc pas tenu. Vous nous avez également dit que le deuxième objectif n’était pas atteint. Si je reprends votre triangle d’incompatibilité, vous nous dites en fait que l’on ne peut pas avoir des tarifs réglementés, l’ ARENH et la concurrence. Il m’a semblé comprendre, d’après ce que vous disiez, que les tarifs réglementés sont peut-être le fautif, ou plutôt que s’il fallait choisir et bouger sur un point, ce serait plutôt là, selon vous. J’ai l’impression que pour la CRE ce serait plutôt du côté de l’ARENH. J’ai envie de vous poser une question un peu provocatrice : vu les résultats de la concurrence, n’est-ce pas le troisième objectif qu’il faut faire sauter ?

M. Umberto Berkani :  Jolie question… Nous n’avons pas de préférence en la matière. Je vous ai dit, pour que mes propos soient clairs et transparents, que nous avons indiqué en 2013 nos doutes, s’agissant du marché du gaz, sur les TRV et leurs conséquences pour le fonctionnement de la concurrence. Depuis, la question des TRV avait été réglée, du moins jusqu’à ce jour : le choix avait été fait, et validé juridiquement, de les maintenir dans un certain objectif et selon certaines modalités.
Il y a effectivement une première question qui se pose : quid de l’ ARENH ? Dans son avis 19-A-01, de janvier 2019, l’Autorité de la concurrence a dit que la solution technique la plus simple, en première analyse, serait de modifier le plafond de l’ ARENH, même si cela présente quelques difficultés. La première est qu’il faut passer par la loi, ce qui ne se fait pas comme ça, même si j’ai bien vu qu’un amendement visant à remonter le plafond de l’ ARENH a été déposé dans le cadre de la discussion sur le projet de loi relatif à la croissance et à la transformation des entreprises (PACTE). Lors de l’adoption de la loi NOME, on s’était demandé, notamment dans des échanges de lettres et dans les débats qui ont eu lieu, s’il faudrait augmenter le plafond à un moment. On pensait à l’époque que ce serait très lointain et même que cela n’arriverait pas, parce que tout irait bien quand on arriverait au plafond, mais la question peut se poser. Seulement, le plafond actuel repose sur un équilibre qui a été décidé lors de l’adoption de la loi NOME et, si l’on change le plafond, il est possible que cela change l’équilibre – si on modifie un tout petit peu le plafond, peut-être pas, mais si on le change beaucoup ou si l’on déplafonne complètement, on change vraiment le système. Une première solution consisterait à modifier l’ ARENH, effectivement. Le problème qui se pose, en ce moment, est que si on ne le fait pas, cela revient de fait à faire bouger les TRV et à changer leurs objectifs. Nous n’avons pas d’opinion à avoir sur ce point. Nous soulignons quel est l’objectif actuel des TRV et que si l’on augmente ces tarifs, il faut le dire et être clair sur le fait que, parmi tout ce que l’on pouvait changer, on a décidé de faire bouger les TRV. Le problème est qu’en agissant ainsi, on remet en cause leur objectif initial. 

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M. le président Julien Aubert : Faire bouger signifie augmenter ?

M. Umberto Berkani : Bien sûr. Il reste votre troisième point : faut-il abandonner la concurrence ? Vous imaginez bien quelle va être ma réponse. (Sourires). Néanmoins, il y a effectivement une question à se poser, qui est sous-jacente et même presque explicite dans notre rapport de 2015 sur l’ ARENH et dans nos avis actuels : quelle concurrence veut-on, et sur quel bout du marché ? Il y avait dans la loi NOME, ou en tout cas dans l’ ARENH, trois objectifs – ils concernaient le consommateur, le marché de gros et le marché de détail, pour faire simple. Quand un système atteint ses limites, on doit se demander si l’on peut réaliser tous les objectifs fixés et, si on ne le peut pas, s’il faut les hiérarchiser. Dans notre avis de janvier 2019, on voit bien que le principal « focus » pour tout le monde reste le marché de détail, quitte à ce que la concurrence soit plus régulée ou régulée différemment sur le marché de gros. C’est alors que se pose la question de savoir quel est le type de marché et le type de concurrence que l’on veut avoir : a-t-on besoin de réguler et éventuellement de limiter la concurrence sur un bout pour en avoir un peu plus ailleurs ? Derrière, il y a la question de savoir ce que l’on fait du nucléaire. Dans le rapport de 2015 sur l’ ARENH, nous avons indiqué que pour favoriser le développement et le dynamisme du marché de détail il faudrait peut-être trouver un moyen de rendre plus neutre, ou plus isolée, la question du nucléaire. 


M. le président Julien Aubert : Pouvez-vous préciser ?


M. Umberto Berkani
: Je peux préciser différentes hypothèses, mais elles ont toutes des conséquences et elles doivent toutes être expertisées.


M. le président Julien Aubert : Nous essayons d’analyser les causes. Ce sont des mesures techniques, mais il faut nous expliquer – en tout cas, il faut m’expliquer : je parle en mon nom propre – ce que cela implique quand on choisit une option. Quand vous parlez de faire bouger l’ ARENH, je comprends que l’on donnera accès à des fournisseurs alternatifs à une part plus importante de l’électricité nucléaire, en espérant qu’ils puissent remonter l’amont pour devenir de véritables producteurs – tout en sachant que cela n’a donc pas fonctionné. Quelque part, cela revient à considérer de plus en plus l’énergie nucléaire, alors qu’on veut en sortir, ce qui est peut-être un sujet, comme un bien d’intérêt général servant de moteur de la concurrence pour d’autres énergies. J’aimerais que vous précisiez les conséquences de ce que vous proposez – ou évoquez.


M. Umberto Berkani : Merci pour cette dernière précision. (Sourires). La question est effectivement de savoir pourquoi on mettrait à disposition plus ou moins de nucléaire.Pour l’instant, on a vu qu’il n’a pas été possible pour les alternatifs de remonter la chaîne de valeur, notamment pour de l’énergie de base pouvant concurrencer le nucléaire.[...] 
Si c’est atteignable à court ou moyen terme et si c’est en accord avec le mix énergétique projeté pour dans quelques années, on peut se dire que le système peut continuer à fonctionner d’une manière transitoire et qu’il faut juste le recalibrer, soit dans le temps soit dans les montants, ou plutôt les volumes, pour aboutir à cet objectif. Si c’est possible, on est bien dans un système transitoire, quitte à ce que la transition dure plus longtemps. Si ce n’est pas possible, ou si la perspective est tellement lointaine que l’on rencontrera des difficultés, alors il faut se poser la question de savoir si l’on doit pérenniser l’ ARENH, ou son équivalent. [...] Dans le décret que nous avons analysé en janvier dernier, on voyait un peu ce schéma se profiler. Sur plusieurs points du décret, on observait plus de symétrie par rapport à EDF. C’est un choix possible. Néanmoins, de notre point de vue, il ne se fait pas par décret. Il y aurait en tout cas cette solution, qui consiste finalement à isoler un peu le nucléaire en amont, puis à assurer une égalité entre les différents producteurs. C’est généralement l’image que l’on a en tête pour une facilité essentielle ou une boucle locale : on isole ce qui est au-dessus. 

p69

M. le président Julien Aubert : Que veut dire « isoler le nucléaire » ? C’est comme la louve romaine qui donne la tétée ?


M. Umberto Berkani
: Isoler revient à considérer qu’il y a bien un marché en amont. Je ne suis pas sûr de bien saisir votre comparaison (Sourires), mais je vais quand même répondre à la question.


M. le président Julien Aubert
: C’est le symbole de la louve qui donne la tétée aux petits louveteaux.


M. Umberto Berkani : EDF serait alors un louveteau à côté des concurrents alternatifs. Vous voyez bien que ce serait un changement assez radical du point de vue patrimonial. Sur le plan théorique, c’est néanmoins un des systèmes que l’on peut envisager. L’autre système serait de considérer le nucléaire comme une sorte de bien public. Tout consommateur aurait sa part de nucléaire dans sa facture. On répartirait son coût entre tout le monde et la concurrence se ferait sur le reste. Je m’explique : au lieu d’avoir des fournisseurs qui récupèrent une part du nucléaire et la revendent ensuite, il y aurait un service public du nucléaire, ou un service public de la base, car une partie de l’hydroélectricité pourrait éventuellement en faire partie. Une partie du tarif de la facture serait fixée là-dessus, sans que cela puisse représenter, compte tenu de notre parc de production, l’intégralité. Sur l’autre partie, 25 % ou 30 % du total, on choisirait un fournisseur – les gens se fourniraient auprès du meilleur fournisseur sur cette partie. On peut sans doute imaginer d’autres systèmes théoriques, mais l’idée est de dire, en gros, que si l’on doit pérenniser le fonctionnement de la concurrence, il faut bien admettre que le nucléaire change la donne sur le marché français et trouver une façon de le rendre neutre pour la concurrence sur le marché de détail.


p70

M. le président Julien Aubert :  Il y a deux choses que je n’arrive pas vraiment à concilier.
D’un côté, on nous dit que les énergies renouvelables, ou en tout cas certaines d’entre elles, deviennent matures, que c’est une question d’années. Le président de la CRE nous a dit que tout le monde serait à un étiage compris entre 60 et 80 euros le mégawattheure. On serait plutôt tenté d’en tirer comme conséquence qu’il faut laisser l’éolien, le photovoltaïque et le nucléaire se concurrencer, en matière de prix. La logique serait de se dire, alors, qu’il faut enlever les petites roulettes – on a un tricycle aujourd’hui – pour que tout le monde soit sur un vélo. En même temps, on nous dit qu’il faut quand même y aller lentement, car c’est mature mais pas tout à fait, et on nous présente la douloureuse, qui est déjà assez élevée. D’un autre côté, vous faites le pari que le nucléaire pourrait rester compétitif, dans la deuxième option, et qu’il faudrait donc le sortir de l’équation pour ne pas distordre la concurrence. Dans ce cas, le nucléaire aurait quand même une fonction très bizarroïde. On se demande pourquoi on agirait de la sorte si l’on considère que l’on va bien vers une maturation de la concurrence. À la limite, je n’ai pas de religion sur ce sujet, mais nous avons, en tant que représentants de la Nation, une responsabilité en ce qui concerne le coût. Il y a un climat social particulier, sur le plan de l’acceptabilité. Or toutes les options ne sont pas égales si, dans un cas, la facture d’électricité augmente de 30 % et, dans l’autre, de 5 % ou 10 %. Il faut prendre en compte cet aspect. J’aimerais comprendre si le fait d’avoir misé sur les énergies électriques vertes, dont on sait qu’on a les a subventionnées en faisant parfois des erreurs, et avec une stratégie descendante, a provoqué une augmentation naturelle du coût de l’électricité produite, ce qui expliquerait tous les problèmes… Si l’on continue, on va mécaniquement avoir une hausse du prix de l’électricité qui posera des problèmes structurels et systémiques de plus en plus importants : on n’arrivera pas à concilier un prix de l’électricité bas, notamment pour les ménages les plus précaires, le déploiement de l’énergie verte, qui coûterait très cher, et le risque pesant sur le moteur de l’ensemble – celui de voir la fameuse louve, que j’évoquais, devenir un peu rachitique parce que, entre la concurrence qu’elle subit et le fait que l’on partage, elle finit, à un moment, par ne plus arriver à alimenter tout le système. Avez-vous des éléments de réponse qui permettraient de m’éclairer ? 


M. Umberto Berkani : Si j’avais osé, j’aurais moi aussi utilisé la métaphore des roulettes et du vélo dans mon propos liminaire ! Beaucoup de vos questions méritent des réponses techniques et prospectives dont je ne dispose pas. Effectivement, même si les coûts s’harmonisent, on peut se demander s’il ne faut pas conserver les petites roulettes un peu plus longtemps, au motif que tout fonctionnera bien quand on les enlèvera... Je ne suis pas capable de vous le dire. Pourtant, c’est l’une des questions fondamentales à laquelle il faut répondre avant de se projeter dans un système de marché. Il faut distinguer la réalité industrielle – le coût auquel on va arriver – et la réalité politique. Si, pour des raisons autres que celles du fonctionnement du marché et de la concurrence, on décide de réduire la part du nucléaire, il y aura plus de place pour d’autres producteurs et d’autres productions à moyen terme. Dans ce cadre, il n’y a pas de raison que les fournisseurs alternatifs ne récupèrent pas leur part de cette production. Cela aura-t-il une conséquence sur les coûts ? C’est une autre question, à laquelle je ne sais pas répondre.


p72

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure : Vous estimez qu’entre 2010 et 2015 les choses n’ont pas tellement changé. Mais dans la mesure où les temps de sortie des projets EnR sont longs – souvent de trois ou quatre ans –, le statu quo durant cette période n’est pas étonnant. N’est-il pas un peu tôt pour faire un bilan ? Dans quelle mesure est-on capable d’évaluer la fiabilité des projections ? Ces questions recoupent la deuxième partie des travaux de notre commission d’enquête. En résumé, rester sur ce modèle, est-ce de l’entêtement ou du bon sens – si l’on considère qu’il faut lui laisser le temps de maturer ?

M. Umberto Berkani : Le système de régulation était prévu pour une durée relativement courte. Certes, le bilan de 2015 a été réalisé rapidement – cinq ans après le démarrage du dispositif – mais cette période représente un tiers de la durée et ce n’est ni en juin 2025, ni en décembre 2024 qu’il va falloir se poser la question de la poursuite – ou non – du dispositif... C’est pourquoi en 2015, nous avons fait le constat qu’il ne s’était pas passé grand-chose. Par ailleurs, les experts estimaient alors qu’il ne se passerait peut-être pas grand-chose, non parce que les fournisseurs alternatifs n’avaient pas essayé de développer leurs capacités de production, mais parce qu’on ne savait pas s’ils seraient en mesure de devenir compétitifs en développant ces capacités de production.


M. le président Julien Aubert : Certes, il y a un problème lié à la taille. Mais quand vous savez qu’avec l’ ARENH vous pouvez obtenir un bon prix, cela vous pousse-t-il à vous structurer ? En réalité, la concurrence n’est-elle pas virtuelle ? En tout cas, elle est très particulière : il est rare d’aller acheter les tomates du voisin en lui disant : « Tu es obligé de me les vendre moins cher. Je les vendrai ensuite avec une marge, en faisant une meilleure communication que toi. ». Dans ce cas, en effet, pourquoi produire des tomates si on peut en acheter à bon prix et que votre concurrent est obligé de vous les vendre ? Le fonctionnement du système n’est-il pas partiellement vicié, ce qui expliquerait l’absence de fournisseurs associés dans une logique de production – de la production à la consommation – dans le secteur des énergies alternatives ?


M. Umberto Berkani
: Pour filer la métaphore, votre question équivaut à se demander si on doit mettre des roulettes au vélo de son petit garçon ou si cela va l’empêcher de se lancer…
Devant l’Autorité de la concurrence, les acteurs prétendent que leur marché est particulier dans quasiment tous les dossiers ! En l’occurrence – et j’ai analysé différents marchés –, on peut dire que le marché français de l’électricité est particulier. D’une certaine façon, si l’électricité était la propriété d’un monopole, ce serait plus simple : on aurait une facilité essentielle et on procéderait comme pour la boucle locale.


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M. le président Julien Aubert : Si les fournisseurs alternatifs avaient remonté la chaîne de valeur et disposaient de leur propre mode de production, l’effet aurait-il été le même ?


M. Umberto Berkani : Non, effectivement, si leurs capacités de production étaient compétitives.

M. le président Julien Aubert : Le système tourne en rond. 


Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure : Ils sont donc tous interdépendants. Dans votre avis, vous écrivez qu’avec ce système, la marge réelle passerait de 3,80 à 7,10 euros par MWh pour les tarifs bleus vendus aux ménages, soit une hausse de 87 %, et de 3,20 à 6,50 euros par MWh pour les tarifs bleus des petits producteurs, soit une hausse de 103 %. Comment passe-t-on de 5,9 % à 103 % d’augmentation pour les professionnels et 87 % pour les particuliers ?

M. Umberto Berkani : Quand votre marge passe de 3,2 % à 6,5 %, elle augmente de 3,3 points, soit 100 %.

Mme Laure de La Raudière
Dans l’absolu, c’est plus grave ! C’est incroyable : je connais peu d’entreprises où l’on constate de telles hausses !


Mme Marie-Noëlle Battistel
: Je vais revenir sur l’ ARENH. Finalement, ne demande-t-on pas à l’opérateur historique – et donc un peu à l’État qui détient encore 85 % de son capital – de subventionner des concurrents qui captent des actifs existants sans pour autant investir ? Or ce manque d’investissement amont dans les énergies alternatives a pour conséquence l’absence d’une véritable concurrence et l’échec de la troisième partie du triptyque. Cette situation peut-elle durer ? Si l’on peut considérer qu’elle était nécessaire au début de la mise en concurrence, est-ce encore le cas ? Par le biais des tarifs, ne fait-on finalement pas porter aux consommateurs le subventionnement des concurrents ?


M. Umberto Berkani : Il y aura des choix à faire. Nous sommes prêts à y être associés, mais je ne peux dès à présent répondre à vos questions. Ces effets d’aubaine n’étaient pas voulus par les pouvoirs publics, ni à l’origine par les alternatifs, mais ils en ont profité autant qu’ils le pouvaient – c’est le jeu. Vous avez raison, si on réforme, prolonge ou pérennise l’ARENH, cela va forcément changer sa nature, donc ses mécanismes et donc les « trous dans la raquette » que sont les effets d’aubaine. Il n’existe pas vraiment d’autres solutions, sauf à tout arrêter, comme vous le suggérez. Mais cela me semble délicat, car cela sous-entend que les fournisseurs alternatifs sont responsables de ne pas avoir remonté la chaîne de valeur, ce qui n’est pas le cas.


Mme Marie-Noëlle Battistel : C’est un constat, et vous le faites aussi.

p78


M. le président Julien Aubert : Le montant de la facture a bondi de 30 à 40 % en dix ans. Donc un client qui payait 100 avant l’ouverture à la concurrence paie maintenant 130. Où est allée la différence, qui représente des dizaines de milliards d’euros ?

M. Umberto Berkani
: Chaque fois que nous comparons une situation avant et après, il convient de faire le raisonnement contrefactuel permettant d’évaluer quelle serait la situation sans ouverture à la concurrence. Ceci étant dit, une part des sommes que vous mentionnez est allée à EDF, une autre est allée à l’État, et une autre aux opérateurs alternatifs. Une grande partie des tarifs de l’électricité est constituée d’éléments régulés, tels que le TURPE. Sur la partie résiduelle, l’essentiel de l’augmentation de la facture lié au jeu de la concurrence est allé vers EDF et l’État pour l’électricité vendue au tarif réglementé ou aux offres de marché d’EDF, et aux fournisseurs alternatifs et à l’État s’agissant des offres de marché des alternatifs.
Si votre question porte sur la part qui a été affectée aux dividendes, et celle affectée aux investissements, je ne peux pas y répondre.

Mme Naima Idir, présidente de l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) et directrice des affaires réglementaires et institutionnelles d’ ENI Gas & Power France, de M. Emmanuel Soulias, président d’ Enercoop, de M. Vincent Maillard, directeur général de Plüm Énergie et de Mme Frédérique Barthélémy, directrice de la communication et des relations institutionnelles de Direct Énergie...