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Politique énergétique de la France


REVOL (Henri)


RAPPORT 439 (97-98), 2ème partie - COMMISSION D'ENQUETE


Table des matières







CHAPITRE III -

LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE FRANÇAISE
EN EST UNE ILLUSTRATION

I. ELLE A TOUJOURS OCCUPÉ UNE PLACE STRATÉGIQUE DANS LA POLITIQUE DE LA NATION

A. LES CONTRAINTES ET LEUR ÉVOLUTION

La France ne dispose pas d'abondantes ressources énergétiques ; au contraire, elle a dû assurer en permanence la difficile adéquation de ressources insuffisantes ou inadaptées à des besoins énergétiques qui croissaient en fonction de l'évolution économique.

1. Des ressources rares ou difficilement accessibles

En dépit de sa surface, plus importante que celle des pays voisins et plus que doublée par la zone maritime sur laquelle s'exerce sa souveraineté économique, notre pays est dépourvu de ressources fossiles significatives.

Ce déficit de ressources naturelles explique en grande partie le retard que nous avons pris au XIXe siècle sur des pays voisins mieux pourvus tels que la Grande-Bretagne ou l'Allemagne.

En ce qui concerne le charbon, trois bassins principaux (Nord-Pas-de-Calais, Lorraine, Centre-Midi) ont été exploités de façon intensive. Cependant, même si les réserves prouvées sont estimées à 150 millions de tonnes équivalent charbon, les conditions d'extraction sont telles que l'exploitation des mines est gravement déficitaire.

En matière de pétrole, nous sommes moins bien pourvus encore malgré l'étendue de nos bassins sédimentaires. Quant aux forages off-shore effectués sur notre plateau continental, ils n'ont donné aucun résultat. Nos ressources, se limitent donc aux quelques gisements mis à jour dans le Sud-Ouest et la Région parisienne, dont la capacité pourrait nous assurer quatre mois de consommation...

Quant au gaz, il a été largement utilisé au XIXe siècle sous la forme du gaz de houille, mais il a été remplacé par le gaz naturel, issu du sud-ouest de la France mais que nous possédons en quantité limitée.

Jusqu'au début du XXe siècle, le gaz obtenu par distillation du charbon fut largement utilisé pour l'éclairage des villes et habitations ainsi que pour les usages domestiques. Toutefois, ce gaz, hautement toxique en raison de la présence d'oxyde de carbone et d'une capacité thermique médiocre fut supplanté par les gaz de pétrole (butane et propane) puis par le gaz naturel. En ce qui concerne ce dernier, malgré l'espoir suscité un temps par la découverte du gisement de Lacq, notre potentiel est extrêmement limité et l'obsolescence du gisement bien réelle.

Ce constat de pauvreté en énergies fossiles a été notamment dressé par le groupe Énergie 2010 du Commissariat Général du Plan qui notait : " La France importe aujourd'hui la quasi-totalité du pétrole, les neuf dixièmes du gaz et la moitié du charbon qu'elle consomme. La situation s'est d'ailleurs dégradée depuis 1973, tant pour le gaz que pour le charbon, dont les productions nationales ont chuté de moitié en quinze ans. "1(*)


Les ressources du sous-sol français prouvées au 01/01/1993

 

en unités

en millions de tep(2(*))

Pétrole brut

Hydrocarbures liquides

Houilles

Lignite

TOTAL énergies fossiles

20 Mt

2.5 Mt

150 Mtec(3(*))

26 Mtec

20

2.5

92.9(4(*))

16

131 Mtep

Gaz naturel épuré

Uranium

28 milliards de m3

48 000 tonnes(5(*))

> 480 Mtep(6(*))

Source : Observatoire de l'énergie

Ces ressources s'épuisent vite : l'Observatoire de l'énergie évaluait, au ler janvier 1998, nos réserves de gaz à 14,4 milliards de m3 et nos réserves de pétrole à 14,6 millions de tonnes.

Elles sont à comparer à la consommation nationale d'énergie primaire qui s'est élevée en 1997 à 237 millions de tep.

2. Des besoins croissants

Or, pendant que les rares ressources naturelles dont disposaient notre pays allaient en s'épuisant, le développement économique et le contexte international contraignaient la France à se procurer ou à produire des quantités croissantes d'énergie. Après que la révolution industrielle du XIXe siècle eut révélé le handicap charbonnier français, la première guerre mondiale mit en lumière le rôle vital du pétrole pour la défense et donc l'indépendance nationale ; après la deuxième guerre mondiale, la période de la reconstruction, puis celle des années de prospérité économique accrurent fortement nos besoins énergétiques et notre consommation s'orienta vers le pétrole, peu cher et largement disponible au Moyen-Orient. Or, cette solution à notre pauvreté en énergies fossiles fut balayée par la crise de 1973 ; en effet, l'embargo sur le pétrole du Moyen-Orient à destination des pays jugés favorables à Israël avait épargné la France mais le brutal relèvement des prix du brut décidé par l'OPEP nous toucha directement car nous étions alors, de tous les pays industrialisés, l'un des plus gros importateurs de pétrole en provenance du Moyen-Orient.

B. LA " SOLUTION FRANÇAISE " : UNE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE VOLONTARISTE

1. Une intervention constante de l'Etat

La réponse à ces contraintes a été la mise en place progressive d'une politique énergétique volontariste, sous-tendue par la participation croissante des pouvoirs publics. Trois grandes étapes marquent ce processus.

· Après la première guerre mondiale, les gouvernants comprirent que pour assurer l'indépendance et le développement de la France, il était indispensable d'acquérir le contrôle de gisements se trouvant à l'étranger et de disposer de moyens de raffinage à la mesure de nos besoins, au lieu de continuer à importer des produits raffinés des États-Unis ou de Grande-Bretagne. Ces préoccupations conduisirent le Gouvernement français à conclure avec le Royaume-Uni le pacte de San Remo (1920) grâce auquel la participation allemande (23,7 %) aux gisements mésopotamiens de la Turkish Petroleum Company fut dévolue à la France.

La gestion de cette part de production fut confiée à la Compagnie française des Pétroles, l'État participant au capital de celle-ci à hauteur de 36 %. Puis en 1930 fut créée une filiale de la CFP, la Compagnie française de Raffinage, également à participation étatique.

État actionnaire mais également État régulateur : choisissant une voie originale à une époque dominée par le principe de la libre concurrence, les pouvoirs publics décidèrent de soumettre le secteur pétrolier français à un régime particulier, défini par la loi du 30 mars 1928, qui institua un régime de monopole délégué en disposant que toute entreprise désirant importer du pétrole brut devait bénéficier d'une autorisation préalable octroyée par décret pris en Conseil des ministres après avis du Conseil d'État.

Ces mesures ont accru notre indépendance et contribué efficacement au développement d'un indispensable outil de raffinage.

· Après la deuxième guerre mondiale, le secteur énergétique français se trouva profondément modifié par les mesures de nationalisation et de regroupement qui affectèrent une partie importante des entreprises productrices. Trois grandes entreprises furent créées en 1946 : Électricité de France (EDF), Gaz de France (GDF) et Charbonnages de France.

Cette politique de regroupement et de mise sous tutelle des entreprises productrices d'énergie donnait à l'État la possibilité d'orienter efficacement la politique énergétique du pays. Il ne s'agit pas ici de juger du bien-fondé des nationalisations mais de constater que, pendant la période de reconstruction, puis pendant les années de fort développement économique qui ont suivi, seul l'État pouvait, à travers une grande entreprise telle qu'EDF, mener à bien les énormes investissements rendus nécessaires par la croissance exponentielle de la demande d'électricité.

Par ailleurs la loi de nationalisation de 1946, tout en conférant à EDF un monopole quasi-absolu qui lui permettait d'être la courroie de transmission de la politique énergétique nationale, n'excluait pas totalement les acteurs locaux du système : les régies de distribution électrique qui existaient avant 1946 ont été maintenues, dans leur périmètre d'origine. Elles gèrent aujourd'hui encore la fourniture d'électricité à environ 5 % des communes françaises.

Un autre volet de cette politique énergétique volontariste fut la valorisation de l'une de nos ressources naturelles non fossiles, notre réseau de fleuves et de rivières, l'État a ainsi pu programmer la construction massive de barrages qui nous permettent encore aujourd'hui de bénéficier d'un apport d'énergie hydroélectrique non négligeable et ne dépendant pas de pays étrangers.

Enfin, dès la Libération, le général de Gaulle veilla à ce que la France puisse reprendre ses recherches sur l'atome. Sous l'impulsion de Maurice Schumann, alors ministre chargé des questions atomiques, et qui fut un visionnaire en ce domaine, Raoul Dautry et Frédéric Joliot-Curie préparèrent un projet d'ordonnance qui allait aboutir à la création du Commissariat à l'énergie atomique (CEA) le 18 octobre 1945. Cet organisme bénéficiait d'un statut original puisque placé directement sous l'autorité du Président du Conseil, il était cependant doté de la personnalité civile et jouissait de l'autonomie financière. C'est dire que, dès l'origine, il avait semblé impératif de placer l'énergie nucléaire sous le contrôle de l'Etat. Quelques années plus tard, Félix Gaillard présentait un plan quinquennal doté d'un budget de 40 milliards de francs, ayant pour objectif la production d'une cinquantaine de kilos de plutonium et se traduisant par la construction des premiers réacteurs nucléaires à Marcoule. Il concluait son exposé par cette affirmation : " Il dépend de nous aujourd'hui que la France reste un grand pays moderne dans dix ans ". Pour la première fois en 1952, l'atome faisait l'objet d'un débat à l'Assemblée nationale et en 1955 les premières études d'un programme français d'énergie nucléaire pour les vingt années à venir étaient lancées.

· Après la guerre du Kippour, en 1973, et l'envolée des cours du pétrole, les pouvoirs publics, soucieux d'affranchir la nation de la " tutelle " pétrolière décidèrent de développer une énergie de substitution dont nous ayons la maîtrise.

Ils choisirent la voie de l'énergie nucléaire, mise en place depuis la fin de la seconde guerre mondiale, avec le vote de lois-programmes établissant des plans quinquennaux de développement de l'énergie atomique, en 1952 et 1957, la construction des premiers réacteurs au graphite et le choix en 1969 de la filière des réacteurs à eau pressurisée.

Ainsi, début 1974, EDF fut autorisée à engager, l'année même, la construction de six tranches nucléaires de 900 MW et, en 1975, de sept tranches de même puissance. Puis EDF reçut l'autorisation de mettre en chantier, pour les années 1976 et 1977, des installations d'une puissance totale de 12 000 MW. Et le mouvement se poursuivit, pour doter la France d'un parc électronucléaire de taille respectable.

Parallèlement, dès le début de 1974, les pouvoirs publics mettaient en place un considérable programme d'économie d'énergie (qui représentait une véritable rupture avec le passé) en créant l'Agence pour les Économies d'Énergie (AEE) et définissaient dans le cadre du VIIe Plan un objectif de 45 millions de TEP d'économies. Les mesures prises furent soit à portée immédiate soit à effet différé (actions de caractère structurel telles que le financement de recherches visant à permettre d'économiser l'énergie et les subventions ou incitations fiscales aux investissements répondant au même objet). Le chiffre global des économies d'énergie atteignit 24 millions de TEP en 1980.

Les objectifs constants de cette politique énergétique, qui a consacré le rôle des pouvoirs publics ont été la recherche de l'indépendance nationale et la volonté de soutenir l'expansion économique. Les résultats ont été à la hauteur des ambitions.

2. Une grande continuité qui a donné des résultats à la hauteur de nos ambitions

La politique énergétique engagée au lendemain du premier choc pétrolier, en 1973-1974, à la suite de la guerre du Kippour, a été, malgré quelques infléchissements, poursuivie avec une continuité à laquelle elle doit ses résultats.

a) Malgré quelques infléchissements à terme coûteux...

En 1981, la politique énergétique fut modifiée sur deux points.

Le programme nucléaire en cours prévoyait le lancement de neufs tranches, chiffre que le Gouvernement ramena à quatre pour finalement le porter à six pour les années 1982 et 1983 ;

Dans le domaine du charbon, le Gouvernement voulut renverser la tendance à la réduction de la cadence d'extraction opérée lors des deux décennies précédentes et porter de 20 à 30 millions de tonnes la production nationale à l'horizon 1990. Cette rupture avec la politique de réduction graduelle de la production menée depuis 1960 conduisit à l'embauche, entre 1981 et 1984, de 10 000 mineurs. Les conséquences financières de cette décision pèsent très lourd dans le bilan des Charbonnages de France :

L'entreprise doit rémunérer aujourd'hui 12 000 mineurs, issus pour l'essentiel des recrutements de la période 1981-1984. Son endettement actuel (32,5 milliards de francs) va malheureusement augmenter jusqu'en 2005, terme de l'exploitation.

À cette date, en tenant compte des retraites à verser aux mineurs, l'endettement final sera d'environ cent milliards de francs, aucun mode de financement n'étant aujourd'hui prévu pour couvrir cette dette.

Cependant, les choix essentiels (développer la production domestique d'énergie, principalement grâce au programme électronucléaire, promouvoir les économies d'énergie et diversifier les approvisionnements extérieurs) n'ont pas fait l'objet d'une véritable remise en cause depuis 1973 et ont produit des résultats probants

b) Une continuité qui a donné des résultats probants

Sur la période le bilan énergétique de la France a connu une évolution remarquable :

 une amélioration de l'ordre de 20 % de notre efficacité énergétique,

 une production domestique d'énergie multipliée par 2,5 surtout grâce au nucléaire,

 un taux d'indépendance extérieur de près de 50 % (contre 22,5 % en 1973), une électricité qui est aujourd'hui d'origine nationale à plus de 90 %,

 un bilan énergétique nettement plus diversifié avec une énergie dominante, le pétrole, ramenée de 70 % à environ 40 % de la consommation,

 des approvisionnements extérieurs plus diversifiés tant sur le plan géographique (avec, pour le pétrole, une part du Moyen Orient ramenée des trois-quarts à moins de la moitié), que par type d'énergie primaire (avec une forte décrue des importations pétrolière (83 MT/an au lieu de 135 MT/an) et une augmentation très importante des importations gazières qui ont quadruplé depuis 1973.

Le tableau ci-après illustre cette amélioration de notre bilan énergétique :



Extraits du bilan énergétique provisoire de 1997 établi

par la Direction Générale de l'Énergie et des Matières Premières, en avril 1998

Structure de la consommation d'énergie primaire (corrigée du climat)

en %

1973

1980

1990

1994

1995

1996

1997

TCAM 96-98

TCAM 73-97

- Charbon

- Pétrole

- Gaz

- Électricité primaire7(*)

- Énergie renouvelables

15,2

69,2

7,3

7,3

1,1

15,8

56,6

10,8

15,2

1,6

8,9

42,5

12,3

34,4

2,0

6,3

41,4

12,9

37,6

1,8

6,4

41,2

13,2

37,4

1,8

6,6

40,5

13,6

37,5

1,8

5,8

41,0

13,6

37,8

1,8

-12,0

+1,1

+0,1

+0,9

-

-3,9

-2,2

+2,6

+7,1

-

Total

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

 
 

TCAM (taux de croissance annuel moyen) en %.

Production d'énergie primaire

En Mtep

1973

1980

1990

1994

1995

1996

1997

TCAM 96-97

TCAM 73-97

- Charbon

- Pétrole

- Gaz naturel

- Électricité

hydraulique

nucléaire

- Énergie renouvelables

17,3

2,2

6,3

10,7

3,3

2,0

13,1

2,4

6,3

15,7

13,6

3,2

7,7

3,5

2,5

13,0

69,6

4,2

5,4

3,4

2,9

18,1

79,9

4,2

5,1

3,1

2,8

17,0

83,8

4,2

5,0

2,7

2,4

15,7

88,2

4,2

4,2

2,3

2,1

15,1

87,8

4,2

-16,5

-14,4

-12,1

-4,2

-0,5

+0,0

-5,7

+0,2

-4,4

+1,4

+15

+3,1

Total production

41,7

54,3

100,5

114,0

116,0

118,3

115,7

-2,2

+4,3

Taux d'indépendance

énergétique

22,5%

27,4%

47,8%

51,2%

51,0%

50,0%

49,6%

-0,4pt

-

TCAM (taux de croissance annuel moyen) en %.

Bien qu'elle ne porte que sur des quantités faibles, la production d'énergies fossiles subit une chute sévère, de -12 % pour le gaz à -17 % pour le charbon, reflétant le caractère inéluctable de l'épuisement des réserves nationales.

La production d'électricité primaire (hydraulique et nucléaire) brute a été de 463 TWh, dont 15 % pour l'hydraulique et 85 % pour le nucléaire. L'électricité primaire a ainsi représenté 89 % de la production nationale totale et la seule électricité nucléaire 76 %. La contribution des énergies fossiles se dégrade sensiblement en 1997, avec des baisses qui dépassent 12 %.

Si les résultats sont satisfaisants, ils ne doivent en aucun cas autoriser un relâchement de la politique énergétique française. En effet, tant dans le domaine de la sobriété énergétique (que le faible coût de l'énergie a conduit à négliger), que dans celui de l'indépendance énergétique (notre taux d'indépendance vient de passer symboliquement en dessous du niveau de 50 % qui avait été atteint en 1993), on peut constater que notre conduite doit être dictée par le sens de l'effort et non celui du confort.

La politique énergétique est aujourd'hui confrontée de nouveaux défis : défi environnemental, tout d'abord, puisqu'elle devra tenir compte des engagements internationaux pris à Kyoto sur la réduction des gaz à effet de serre ; défi européen ensuite, car il faudra tirer les conséquences de l'ouverture du marché européen de l'énergie à la concurrence ; défi nucléaire, enfin, à l'heure où le problème du renouvellement du parc est posé et que de nombreux pays se détournent de ce secteur.

II. LES DÉFIS ACTUELS

A. LE DÉFI ENVIRONNEMENTAL

Le défi environnemental peut être qualifié de " global ", en ce sens qu'il recouvre à la fois une dimension spatiale (il concerne l'ensemble de la planète) et temporelle (il touche aussi les générations futures). Nouveau paramètre de l'équation énergétique, il constitue sans doute un des principaux éléments que notre politique en ce domaine devra prendre en considération, ceci en concertation avec nos partenaires européens.

1. Les risques

La France est apparue au sommet de Kyoto comme un pays vertueux : elle est, parmi les pays de l'OCDE, un de ceux qui émet le plus bas taux de CO2 par habitant, essentiellement grâce à une large utilisation de l'énergie nucléaire et de l'hydraulique pour la production d'électricité.

Le risque environnemental ne doit pourtant pas être négligé, car malgré nos performances, le bilan tant en matière de pollution atmosphérique qu'en termes d'émission de gaz à effet de serre s'est dégradé au cours des dernières années.

Une pollution atmosphérique préoccupante

Celle-ci se manifeste tout d'abord par des pics de pollution qui frappent l'opinion publique. Ainsi, à Lyon, en janvier 1997, les autorités ont interdit la circulation des poids lourds après trois jours consécutifs de pollution au dioxyde d'azote de niveau 3 (à partir de 400 microgrammes/m3 d'air) ; à Paris, le niveau 2 a été atteint le 10 mars et le 19 septembre 1997 et, le 1er octobre, le niveau 3 ayant été dépassé, le système de circulation alternée prévu par la loi sur la qualité de l'air du 30 décembre 1996 a été mis en place, dans la capitale et dans 22 communes limitrophes.

Toutefois, le vrai problème ne réside pas dans ces pics de pollution, mais dans l'exposition des individus à celle-ci tout au long de leur vie.

Dans ce domaine, on constate malheureusement que si certaines formes de pollution ont diminué, d'autres se sont transformées ou ont augmenté. Ainsi, on rejette globalement moins de poussières dans l'atmosphère mais celles qui sont émises par le secteur des transports sont plus nombreuses ; de plus, elles ont changé de nature et les poussières issues des trains du début du siècle étaient différentes de celles qui proviennent d'un moteur diesel et dont la dimension (0,2 u) leur permet de s'infiltrer dans le système respiratoire.

Un rapport récent du ministère de l'environnement indiquait que la qualité de l'air s'était améliorée depuis 1991, mais que les mesures variaient fortement en fonction des polluants : dans les agglomérations de plus de 100.000 habitants, la présence de plomb dans l'air, issu des carburants, est passée d'une moyenne annuelle maximale de 0,71 microgramme par mètre cube d'air en 1991 à 0,28 microgramme en 1996. Quant au dioxyde de soufre, qui constituait un polluant majeur il y a trente ans, et qui a été visé avec succès par la taxe sur la pollution atmosphérique, ses émissions ont été réduites de 20 % sur l'ensemble du territoire.

En revanche, les émissions de dioxyde d'azote et de monoxyde d'azote sont en hausse et sont dues, pour les trois-quarts selon Airparif (le réseau de surveillance de la qualité de l'air en Ile-de-France), à la circulation automobile et proviennent notamment des voitures fonctionnant au diesel ou à l'essence sans pot catalytique.

Enfin, la diffusion de dioxyde de carbone ou gaz carbonique (CO2), polluant classé parmi les gaz à effet de serre, a augmenté de 2 % alors qu'on la pensait stabilisée.

TABLEAU SUR LES PARTICULES DANGEREUSES

Les transports et les activités industrielles et agricoles sont à l'origine de l'émission de polluants rejetés dans l'air :

· Le dioxyde d'azote (NO2) : puissant irritant des voies pulmonaires, il aggrave les symptômes des personnes atteintes de maladies respiratoires. 6 000 tonnes sont produites annuellement par le transport routier, soit douze fois moins que par le secteur agricole et forestier. Le seuil d'alerte (niveau 3) est atteint à partir de 400 microgrammes par mètre cube d'air. Les oxydes d'azote (NOX) contribuent également à la formation d'ozone.

· L'ozone (O3) : formé à partir de divers polluants atmosphériques (composés organiques volatils, hydrocarbures, solvants et oxydes d'azote) sous l'influence des rayons solaires, il occasionne des difficultés respiratoires notamment chez les enfants, les personnes âgées et les asthmatiques. A long terme, il peut provoquer une altération chronique des fonctions pulmonaires. L'ozone affecte également les végétaux. Le seuil d'alerte de niveau 3 est atteint à 360 microgrammes par mètre cube.

· Le dioxyde de soufre (SO2) : il peut occasionner des broncho-constrictions et des essoufflements chez les asthmatiques. Il provoquerait chaque année le "décès prématuré" de 215 personnes hospitalisées dans les grandes villes. 150 000 tonnes par an sont émises par les transports routiers, soit la moitié de ce qui est produit par les secteurs de l'énergie et de l'industrie de transformation. Le niveau 3 est atteint à 600 microgrammes par mètre cube d'air.

· Le monoxyde de carbone (CO) : ce gaz peut aggraver les angines de poitrine et d'autres maladies coronariennes, altérer certaines fonctions du système nerveux et présenter un risque pour le développement du foetus. 5,2 millions de tonnes sont attribuées à la circulation routière, soit 46 % de la production nationale.

· Le dioxyde de carbone (CO2) : 118 millions de tonnes sont rejetées chaque année sur les routes, soit le tiers de la production française tous secteurs confondus. Classé parmi les gaz à effet de serre, il contribuerait au réchauffement du climat.

· Les particules : les plus nocives sont d'une dimension inférieure à 10 microns, ce qui leur permet de s'infiltrer dans le système respiratoire. Produites entre 50 et 80 % par les véhicules automobiles, elles occasionnent des atteintes pulmonaires, particulièrement chez les enfants. Des études américaines montrent que l'exposition prolongée peut réduire l'espérance de vie et entraîner des risques de cancer. En France, elles seraient chaque année responsables de 870 morts prématurées chez des malades cardiaques ou insuffisants respiratoires. En zone urbaine, 90 % des émissions attribuables aux transports seraient issues de véhicules à moteur Diesel.

Source : Corinair-1994, Erpurs - AQMD-Californie.

Etude citée par "Le Monde" du 2 octobre 1997.

L'émission de gaz à effet de serre

Le rayonnement solaire est absorbé par la terre qui renvoie à son tour de la chaleur vers l'atmosphère, mais une partie de ce rayonnement thermique peut être piégée par certains gaz contenus dans la partie basse de l'atmosphère, la troposphère : vapeur d'eau, gaz carbonique, méthane, oxydes d'azote, ozone, fluoro carbures. Cet " effet de serre " entraîne un réchauffement de la terre qui est, à l'origine, bénéfique puisqu'il permet d'élever la température globale moyenne de notre planète de - 18° C à + 15° C. Toutefois, l'activité humaine a provoqué une forte et rapide augmentation de la concentration de gaz à effet de serre dans l'atmosphère. Ainsi pour le gaz carbonique, cette concentration est passée de 280 ppm (parties par millions) à 360 ppm en un siècle, alors que pour les 200.000 ans précédents, elle avait varié dans une fourchette de 170 ppm à 280 ppm.

L'accroissement de ce gaz dans l'atmosphère tient principalement à deux causes : la combustion brutale des substances fossiles, charbon et hydrocarbures gazeux et liquides (le pétrole) et la déforestation non compensée par le reboisement. Les émissions totales de CO2 liées à l'activité humaine sont évaluées à environ 7,1 milliards de tonnes de carbone par an dont 5,5 milliards proviennent de l'utilisation d'énergies à base de combustibles fossiles et 1,6 milliard de la déforestation.

Selon les rapports du GIEC (Groupe intergouvernemental sur l'évolution du climat), la température de notre planète s'élèverait de 2° C d'ici 2100 si la concentration des gaz à effet de serre doublait. Cette hypothèse est optimiste car, si les émissions de gaz à effet de serre continuaient à progresser de 10 à 20 % par décennie, leur concentration pourrait tripler, voire quadrupler au cours du prochain siècle. Le GIEC estime qu'une augmentation de la température de 2° C entraînerait une élévation du niveau moyen des océans de 50 cm et aurait des conséquences très variables selon les régions du monde. Il prévoit une intensification du cycle hydrologique entraînant des sécheresses ou des inondations accrues, une modification de certains courants marins, une plus grande vulnérabilité de la santé humaine et la disparition de terres habitées ou cultivées.

Même si l'on peut espérer que ces prévisions seront tempérées par des phénomènes naturels encore mal connus et qu'il faut étudier très sérieusement (rétroaction des océans, courants marins, comportement des nuages et de la glace, effet parasite des aérosols, gaz, poussières ou cendres qui refroidissent l'atmosphère...), l'attitude à adopter devant l'accroissement de la concentration des gaz à effet de serre va au-delà du principe de précaution et débouche sur la nécessité d'une stricte réglementation des émissions polluantes.

2. Les contraintes nationales et internationales

La vigilance de l'opinion publique

Selon une enquête menée en 19968(*), la lutte contre la pollution de l'air est, pour plus d'un Français sur deux (54 %, soit huit points de plus que l'année précédente), l'action que l'Etat doit mener en priorité dans le domaine de la protection de l'environnement. Quant aux Parisiens, 62 % d'entre eux placent la pollution en tête de leurs préoccupations9(*).

De plus, 95 % des Français sont conscients des risques que la pollution atmosphérique présente pour la santé et, parmi eux, 72 % y voient un danger qu'ils qualifient d'important : 45 % de nos concitoyens déclarent qu'eux-mêmes ou une personne de leur proche entourage ont subi des troubles liés à ces phénomènes10(*).

Par ailleurs, dans le domaine des mesures à prendre pour lutter contre cette nuisance, même si les comportements personnels ont tendance à évoluer dans le bon sens, l'action de l'Etat et la contrainte réglementaire semblent indispensables afin de l'emporter sur la pratique individuelle spontanée.

La loi du 30 décembre 1996 sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie

Ce texte a précisément mis en place un cadre d'action pour les pouvoirs publics en organisant la surveillance de la qualité de l'air, en prévoyant des plans régionaux pour la qualité de l'air, des plans de protection de l'atmosphère, des plans de déplacements urbains et en revalorisant le concept de maîtrise de l'énergie.

Des délais ont été prévus pour la réalisation de ces objectifs : il est indispensable de les respecter.

Des décrets en Conseil d'Etat doivent définir des mesures visant à réduire la consommation d'énergie et à limiter les sources d'émission de substances polluantes nocives pour la santé humaine et l'environnement : il est indispensable de les faire paraître rapidement.

Les choix européens

Ils concernent le domaine des transports mais, de façon plus générale, l'amélioration de la qualité de l'air.

En ce qui concerne les transports, le programme " Auto-oil " doit aboutir en juin 1998.

LE PROGRAMME AUTO-OIL SUR LES CARBURANTS

Le projet de directive, qui vise à réduire à l'horizon 2010 les concentrations de polluants dans l'air en milieu urbain de 60 à 70 %, fait l'objet de surenchères de la part du Parlement européen. Ainsi, le texte élaboré par la Commission sur la base du programme Auto-Oil11(*) qui définissait les orientations les plus économiques (elles n'auraient coûté que 12 milliards d'euros à l'Union européenne), a été repoussé en première lecture par le Parlement au motif qu'il manquait d'ambition. Le Conseil des ministres a alors proposé un texte de compromis qui représente une dépense de 20 milliards d'euros, dont 15 % environ pour la France.

Mais le Parlement s'est prononcé pour des normes plus sévères et obligatoires aussi bien pour 2000 que pour 2005 (alors que le texte du Conseil ne prévoit que des valeurs limites indicatives pour 2005). Il s'agirait notamment de porter la teneur maximale autorisée en soufre de 400-500 parties pour millions (ppm) à 150 ppm pour l'essence et 200 ppm pour le gazole en 2000, et 30 ppm pour l'essence et 50 ppm pour le gazole en 2005 (la position commune du Conseil prévoyait uniquement 350 ppm pour le gazole à compter du 1er janvier 2000). Il s'agirait également de ramener à 1 % v/v (valeur par volume) la teneur en benzène dans les essences (contre 5 % aujourd'hui) et à 35 % v/v la valeur limite obligatoire des composés aromatiques (contre 42 % dans la proposition du Conseil). Enfin, le Parlement a voté l'interdiction au 1er janvier 2000 de la commercialisation de l'essence plombée.

Le surcoût par rapport au projet du Conseil serait de l'ordre de 30 milliards d'euros, portant le coût global du durcissement envisagé à 50 milliards d'euros. Un compromis final devrait être trouvé d'ici juin 1998, en comité de conciliation avec le Conseil des ministres.

De plus, le Parlement européen a demandé à la Commission européenne d'élaborer d'ici fin 1998 une directive réglementant les émissions spécifiques de gaz carbonique et rendant obligatoire à partir de 2005 une consommation de 5 litres/100 km pour les véhicules neufs de la gamme moyenne (4,5 litres pour le diesel). Ces valeurs devraient être fixées à 3 litres pour 2010.

En ce qui concerne la qualité de l'air, les ministres de l'environnement européens ont accepté en mars 1998, à l'unanimité, la proposition de la Commission europénne d'imposer des valeurs limites calquées sur la recommandation de l'Organisation mondiale de la santé pour les émissions de certaines polluants, nocifs pour la santé et l'environnement. Ces valeurs limites concernent le dioxyde de soufre (SO2), et le plomb (la date butoir étant fixée à 2005), ainsi que le dioxyde d'azote (NO2), l'oxyde nitrique (NO) et les particules (la date butoir étant fixée à 2010).

Les engagements internationaux de baisse des rejets de gaz à effet de serre.

La situation des pays industriels est préoccupante :

Un Français émet en moyenne par an 6,1 tonnes de CO2 contre près de 9 tonnes pour un Japonais et près de 20 tonnes pour un habitant des Etats-Unis.

Pourtant, malgré ses faibles émissions, la France n'est pas en situation confortable dans les négociations internationales. Le sommet de Kyoto a fixé un taux global de réduction des émissions des six gaz à effet de serre de 5,2 % entre 2008 et 2012 par rapport à 1990, soit une diminution de 7 % pour les Etats-Unis, 6 % pour la Japon et 8 % pour la " bulle " que constituent les 15 pays de l'Union européenne.

Or, la France avait déjà un faible niveau d'émission de gaz carbonique en 1990, compte tenu des éléments énoncés plus haut, et les efforts qu'elle devra consentir seront, de ce fait, plus coûteux que pour d'autres pays. En effet, son bas taux d'émissions provenant du recours massif à l'énergie nucléaire, l'effort devra porter principalement sur le secteur des transports, ce qui implique des décisions politiques délicates.

Par ailleurs, l'Union européenne redéfinira, vraisemblablement en juin 1998, les normes respectives pour chacun des Etats membres correspondant au nouvel objectif global (soit une diminution de 8 % alors que celle qui avait été prévue par le Conseil en mars 1997 était de 10 %). Dans ce contexte, la France, même si son taux d'accroissement autorisé d'émission de gaz à effet de serre reste fixé à zéro, sera défavorisée par le fait que l'accord de Kyoto porte sur six gaz à effet de serre et ne prend en compte les " puits " de carbone (forêts) que de façon limitée. Or, lorsque notre pays s'était engagé à ne pas rejeter plus de gaz en 2010 qu'en 1990, les hypothèses étaient différentes (prise en compte de seulement trois gaz : le gaz carbonique, le méthane et l'oxyde nitreux, mais de l'ensemble des puits). Il convient donc de bien mesurer et de ne pas minimiser les efforts qui s'avéreront nécessaires.

B. LE DÉFI EUROPÉEN

La définition de la politique énergétique s'inscrit de plus en plus dans un cadre dont les contours sont tracés à Bruxelles. C'est pourquoi le deuxième paramètre exogène qui influencera sensiblement le paysage énergétique français de demain réside dans la politique européenne de libéralisation progressive des secteurs de l'électricité et du gaz.

Réussir cette adaptation tout en veillant à ce que l'Union européenne ne sombre pas dans une dépendance énergétique extérieure excessive : tel peut-être schématiquement présenté le défi européen que la France devra contribué à relever.

1. L'intégration à une Europe en dépendance énergétique croissante

A l'heure actuelle, l'Union européenne se procure près de la moitié de son énergie auprès de pays tiers (48 %). Faute de mesures appropriées, cette dépendance pourrait atteindre, d'ici 2020, près de 70 % de la consommation totale d'énergie, soit 70 % pour le gaz naturel, 80 % pour le charbon et 90 % pour le pétrole, selon les estimations de la Commission européenne12(*).

Ces dernières reposent sur une étude que la direction générale de l'énergie (DG XVII) a réalisée, au printemps 1996, intitulée : " Europe de l'énergie en 2020 ", dans laquelle elle a adopté une approche basée sur des scénarios qui reflètent l'incertitude régnant sur le secteur de l'énergie à l'heure actuelle.

Au nombre de quatre, ces scénarios concluent tous à une augmentation de la dépendance à l'égard des importations de l'ordre de 70 % de la consommation brute d'ici à 2020.

Les perspectives tracées par cette étude s'avèrent très instructives et méritent d'être brièvement présentées.

Trois scénarios supposent que le réchauffement de la planète sera prouvé d'ici à 2005. Un quatrième scénario, celui dit de la " sagesse traditionnelle " évalue les conséquences de la poursuite des politiques actuelles. Dans le scénario dit " champ de bataille ", le monde revient à l'isolationnisme, aux grands blocs et au protectionnisme. Dans le scénario dit " hypermarché ", les thèmes prédominants sont les tendances du marché, le libéralisme et la liberté du commerce, les gouvernements et les gestionnaires publics intervenant au minimum. Dans le scénario " forum ", le processus d'intégration globale se déroule dans le cadre de structures internationales animées par le consensus et la coopération et dans lesquelles la gestion ainsi que l'intervention publiques jouent un rôle marquant.

L'étude révèle une dépendance croissante du consommateur européen par rapport aux importations, ceci quelque soit le scénario, et par rapport à l'énergie fournie en réseau. En effet, la consommation d'énergie primaire augmenterait de l'ordre de 0,7 à 0,9 % par an, cette évolution modérée étant due à une amélioration de l'intensité énergétique de l'ordre de 1,1 à 1,8 % par an.

Parallèlement, la production européenne d'énergie13(*) semble devoir diminuer de l'ordre d'un cinquième d'ici l'an 2020.

En effet, si la production d'énergies renouvelables devrait augmenter, celle de combustibles solides devrait en revanche diminuer fortement, pour se situer à 40 % des niveaux actuels dans l'hypothèse la plus optimiste et à 10 % à peine de ceux-ci dans une hypothèse pessimiste. La production de pétrole ne devrait pas connaître de diminution notable d'ici l'an 2000, mais elle baisserait par la suite. La production de gaz, quant à elle, devrait atteindre un sommet à la même époque ou un peu plus tard, avec un taux de diminution en 2020 cependant plus lent.

La combinaison de ces deux facteurs -augmentation de la demande, diminution de la production- expliquerait cette dépendance croissante par rapport aux pays tiers.

La dépendance maximum, de 71 % en l'an 2000, est atteinte avec le scénario " hypermarché ". Alors, la demande de gaz naturel augmenterait fortement (+ 3 % par an en moyenne) et la part du nucléaire serait bien moindre qu'aujourd'hui.

Dans le scénario " sagesse traditionnelle ", la dépendance serait de l'ordre de 68 %. C'est dans ce scénario que l'énergie nucléaire connaîtrait la croissance la moins élevée (+ 0,5 % par an), au fur et à mesure de l'arrivée à maturité puis du déclin du secteur nucléaire, les énergies renouvelables étant, quant à elles, multipliées par trois.

La dépendance s'élèverait à 61 % environ dans le scénario " champ de bataille " et d'environ 55 % dans le scénario " forum ". Dans cette dernière hypothèse, la société européenne investirait dans de nouvelles technologies nucléaires, dans le but de résoudre le problème des émissions européennes de CO2. Parallèlement, les énergies renouvelables enregistreraient une croissance de 5 % par an, pour quadrupler d'ici 2020.

Il faut souligner que seul ce dernier scénario permet de réduire les émissions de CO2 : de - 10 % en 2020, contre + 40 % dans " champ de bataille ", + 15 % dans " sagesse traditionnelle " et + 18 % dans " hypermarché ".

On voit donc émerger au travers de cette étude toute la difficulté qu'aura l'Union européenne -et elle ne sera pas la seule...- à concilier défi environnemental et préoccupations en termes de compétitivité économique, de sécurité des approvisionnements et de la fourniture de l'énergie.

Notons que le scénario " forum " semble permettre à la fois d'atteindre une moindre dépendance à l'égard des tiers et de satisfaire aux engagements souscrits à Kyoto. Mais consensus, coopération et action publique collective prévaudront-ils à l'heure où l'impératif mondial de compétitivité favorise l'émergence d'une tendance à la libéralisation des secteurs énergétiques ?

Celle-ci se traduit par le projet d'intégration progressive des marchés énergétiques des Etats-membres de l'Union européenne.

2. La réalisation du marché intérieur de l'énergie

a) Un enjeu de compétitivité

L'intégration des marchés européens de l'énergie vise avant tout à accroître la compétitivité des entreprises du vieux continent, outre qu'elle tend à mieux répondre aux besoins des consommateurs et peut contribuer à diversifier les ressources énergétiques européennes en permettant une grande flexibilité dans leur accès et favoriser l'initiative industrielle.

Dans un contexte de globalisation croissante des marchés, on ne peut ignorer, en effet, que les industries européennes payent leur énergie plus cher que leurs homologues américaines. La Commission européenne estime, par exemple, que les compagnies européennes du secteur chimique payent leur énergie près de 1,5 fois plus cher que leurs concurrents d'Outre-Atlantique.

Alors que l'Union européenne ne dispose pas de compétence spécifique dans le secteur énergétique -à l'exception de celles que lui confèrent les traités CECA et EURATOM-, ce constat a incité la Commission européenne à proposer aux Etats-membres de faire évoluer le secteur vers un marché de l'énergie plus intégré, plus libéralisé et plus concurrentiel.

En outre, cette démarche a été encouragée par un double mouvement d'ordre économique et juridique :

au plan économique, l'organisation traditionnelle des industries de réseaux sous une forme généralement monopolistique et intégrée verticalement -allant de la production à la distribution et à la vente au consommateur final- a été remise en question dès les années 1980, aux États-Unis puis en Grande-Bretagne, avec l'objectif essentiel d'introduire la concurrence partout où cela est possible, de façon à inciter davantage au progrès technique, à la baisse des prix et, de ce fait à la satisfaction du consommateur ;14(*)

au plan juridique, en l'absence de politique commune de l'énergie la Commission européenne s'est appuyée sur les règles de concurrence et sur les dispositions de l'Acte unique européen relatives au marché intérieur pour réaliser le marché intérieur de l'électricité et du gaz.

b) Analyse comparative des principales caractéristiques des directives concernant le marché intérieur de l'électricité et du gaz naturel

Trois directives ont été adoptées au cours d'une première étape consensuelle :

- en 1990, une directive sur la transparence des prix de vente de l'électricité et du gaz au consommateur final industriel, qui impose aux Etats membres de prendre les mesures nécessaires pour que les entreprises concernées communiquent à l'Office statistique des Communautés européennes, les prix et les conditions de vente aux consommateurs industriels, les systèmes de prix en vigueur, ainsi que la définition des différentes catégories de consommateurs ;

- en 1990 et 1991, deux directives sur le transit de l'électricité et du gaz sur les grands réseaux, qui imposent une obligation de circulation de l'énergie entre les gestionnaires des réseaux de transport.

Après huit années de négociations parfois laborieuses, voire conflictuelles, deux nouvelles directives ont été récemment adoptées :

- la directive sur le marché intérieur de l'électricité, le 19 décembre 1996 ;

- la directive sur le marché intérieur du gaz, le 11 mai 1998.

On rappellera les caractéristiques principales de ces deux directives, sachant qu'elles comportent de nombreux points communs -la deuxième ayant été partiellement calquée sur la première- mais aussi certaines spécificité que l'on précisera au fur et à mesure.

Champ d'application des directives

Ces directives susmentionnées établissent des règles communes aux Etats membres pour :

- la production, le transport et la distribution d'électricité ;

- le transport (par des gazoducs à haute pression), la distribution (le transport de gaz par réseaux locaux ou régionaux), la fourniture (la livraison et/ou la vente de gaz à des clients) et le stockage de gaz naturel, y compris de gaz naturel liquéfié.

Notons que la production de gaz n'est pas visée dans la mesure où elle est d'ores et déjà soumise à la concurrence.

Règles générales d'organisation des secteurs concernés

Dans les deux cas, conformément aux dispositions du Traité de Rome, en particulier à celles de son article 90-2, les Etats peuvent imposer aux entreprises concernées des obligations de service public, qui peuvent porter sur la sécurité d'approvisionnement, la régularité, la qualité et le prix des fournitures et sur la protection de l'environnement. Elles doivent être clairement définies, transparentes, non discriminatoires et contrôlables. Afin d'assurer l'accomplissement de ces obligations de service public, les États peuvent introduire une planification à long terme, en prenant en compte, s'agissant du gaz, la possibilité pour des tiers de rechercher un accès au réseau.

Lorsque les États décident d'instituer un régime d'autorisation -plutôt que d'appel d'offres- pour la construction de nouvelles installations de production d'électricité ou pour la construction ou l'exploitation d'installations gazières, ils doivent le faire sur la base de critères objectifs et non discriminatoires. Ils peuvent, cependant, ne pas appliquer ces dispositions à la distribution de gaz lorsque cela s'avère nécessaire à l'exercice des missions de service public.

Exploitation du réseau de transport d'énergie

- Pour l'électricité, les Etats membres doivent désigner un gestionnaire du réseau, à qui sera confiée la responsabilité de l'exploitation, de l'entretien et, le cas échéant, du développement du réseau de transport dans une zone donnée, ainsi que des interconnexions avec d'autres réseaux, pour garantir la sécurité d'approvisionnement. Il devra s'abstenir de toute discrimination entre les utilisateurs du réseau.

Le gestionnaire de réseau, lorsqu'il appelle les installations de production, peut se voir imposer par l'État membre un certain ordre de priorité :

* en faveur des installations utilisant des sources d'énergies renouvelables ou des déchets qui produisent de façon combinée de la chaleur et de l'électricité ;

* pour des raisons de sécurité, en faveur des installations utilisant des sources nationales d'énergie primaire, ceci dans une proportion maximum de 15 % de la quantité totale d'énergie primaire nécessaire à la production d'électricité.

- S'agissant du gaz, toute entreprise de transport et/ou de stockage a l'obligation d'exploiter, d'entretenir et de développer ses installations de manière " sûre, efficace, économique et en prenant en compte l'environnement ".

Elle doit s'abstenir de toute discrimination entre utilisateurs de ses installations et fournir aux autres entreprises gazières des informations suffisantes pour permettre un bon fonctionnement du réseau interconnecté. Elle préserve la confidentialité des informations commercialement sensibles obtenues au cours de l'exécution de ces prestations et interdit leur exploitation abusive.

Exploitation du réseau de distribution

On retrouve ici les mêmes spécificités que pour le réseau de transport :

- avec un gestionnaire du réseau de distribution de l'électricité ;

- et des entreprises de distribution de gaz soumises aux mêmes obligations que celles imposées aux entreprises de transport.

Dans les deux cas, les États peuvent obliger les entreprises concernées à alimenter les clients situés dans une zone donnée et réglementer les tarifs de telles fournitures afin de garantir l'égalité de traitement des clients concernés.

Obligation de dissociation comptable et de transparence de la comptabilité

La volonté exprimée est d'éviter les discriminations, subventions croisées et distorsions de concurrence.


Les directives prévoient que les entreprises électriques ou gazières intégrées doivent tenir dans leur compatibilité interne des comptes séparés pour la production, le transport, la distribution, le stockage (de gaz) et, le cas échéant les activités autres. Par contre, en cas d'accès au réseau réglementé et lorsque le transport et la distribution font l'objet d'une tarification commune, les comptes de ces deux activités peuvent être agrégés.

Si l'exploitation du réseau de transport d'électricité est confiée à une entreprise intégrée, cette activité de gestionnaire de réseau devra être indépendante, au moins sur le plan de la gestion, des autres activités de cette opérateur non liées au réseau de transport.

Organisation de l'accès au réseau

Cette organisation revêt deux types de modalités, dont le choix appartient à chaque État membre
et qui doivent être mis en oeuvre selon des critères objectifs, transparents et non discriminatoires :

- accès négocié au réseau ou formule de l'acheteur unique, pour l'électricité ;

- accès négocié au réseau ou accès réglementé, pour le gaz.

L'accès réglementé
permet aux entreprises concernées et aux clients éligibles de négocier au cas par cas la fourniture d'énergie sur la base d'accords commerciaux volontaires.

Dans la formule de l'acheteur unique, les États membres désignent un acheteur unique d'électricité à l'intérieur du territoire couvert par le gestionnaire de réseau, celui-ci étant tenu d'acheter l'électricité qui a fait l'objet d'un contrat entre un client éligible et un producteur situé à l'intérieur (producteurs indépendants) ou à l'extérieur du territoire susvisé, et servant en quelque sorte d'intermédiaire obligé.

Le droit d'accès au réseau fait l'objet d'une rémunération à son profit, dont le niveau doit être publié.

Quant à l'accès négocié au réseau de gaz, il s'effectue sur la base de tarifs et/ou autres clauses publiés et applicables à tous.

Les entreprises peuvent refuser l'accès à leur réseau en cas d'absence de capacité ou, s'agissant du gaz lorsque cet accès les empêcherait d'accomplir leurs obligations de service public ou en cas de graves difficultés économiques et financières liées à des contrats avec clauses de " take or pay "15(*), sous réserve du respect de certains critères et procédures. Ce refus doit être dûment motivé.

Définition des clients éligibles

Les gros consommateurs, dits " consommateurs éligibles ", auront le droit -sous certaines conditions- de quitter leurs fournisseurs monopolistiques traditionnels et d'utiliser les réseaux de transport de ces derniers, s'ils trouvent des fournisseurs à meilleur prix.

La détermination des critères de définition des clients éligibles relève du respect du principe de subsidiarité, mais la liberté des Etats-membres n'en est pas moins encadrée :

- d'une part, les consommateurs finaux d'électricité consommant plus de 10 gigawatts/heure par an sont automatiquement éligibles, de même que les producteurs d'électricité à partir de gaz ;

- d'autre part, en raison de l'" éligibilité partielle des distributeurs d'électricité ", en vertu de laquelle ces derniers, s'ils ne sont pas déjà désignés comme clients éligibles, ont la capacité juridique de passer des contrats pour le volume d'électricité consommé par leurs clients désignés comme éligibles dans leur réseau de distribution, en vue d'approvisionner ces derniers ;

- enfin et surtout, les Etats-membres doivent assurer une ouverture significative et progressive du marché.

Vers une ouverture progressive et significative du marché

Pour le marché de l'électricité, cette ouverture est organisée sur six ans.

Dans un premier temps, la part de la consommation nationale représentée par les clients auxquels sera reconnu le statut d'" éligible " doit être au moins égale à la part de la consommation communautaire représentée par les clients dont la consommation est supérieure à 40 Gwh par an. Trois ans après l'officialisation de la directive, ce seuil passera à 20 Gwh par an, et six ans après, il sera de 9 Gwh par an.

Le tableau ci-dessous permet de prendre la mesure de l'enjeu de cette ouverture pour notre secteur électrique :

Si la part de marché assurée à EDF reste de 70 % d'ici six ans, l'entreprise publique est confrontée au défi d'une concurrence concernant un quart de son marché dès l'an prochain et près d'un tiers de ce dernier en 2003.


Quand ?

Sont éligibles ceux qui consomment plus de :

Part de marché concernée en France (en volume)

Nombre de clients éligibles en France

Au plus tard au 19 février 1999

40 Gwh

25 %

400

A partir de février 2000

20 Gwh

28 %

800

A partir de février 2003

9 Gwh

plus de 30 %

3.000

En outre, il faut avoir conscience que les Etats membres n'en resteront sans doute pas là. La directive confie, en effet, à la Commission européenne le soin " d'examiner en temps utile la possibilité d'une nouvelle ouverture du marché, qui deviendrait effective neuf ans après l'entrée en vigueur de la directive ". Cela revient à dire qu'à compter de 2006, la libéralisation du marché électrique pourrait connaître une nouvelle étape. Sachant qu'un certain nombre d'Etats membres ont anticipé, ou sont sur le point de le faire, l'application des différentes phases prévues par la directive, on peut penser qu'il s'agit là plus d'une proche probabilité que d'une simple éventualité.

En outre, une forte pression s'exercera inéluctablement à la baisse rapide des seuils, dans la mesure, où, à l'heure actuelle, le prix de l'électricité pour un industriel de taille importante varie de 0,13 à 0,30 F/kwh selon les pays et les régions.

Le mercredi 1er avril dernier, les ministres du G8, réunis à Moscou, se sont d'ailleurs engagés à promouvoir dans les vingt prochaines années des marchés de l'énergie ouverts et concurrentiels, jugeant qu'il s'agissait là du meilleur moyen de satisfaire les besoins des consommateurs.

Pour le marché du gaz, l'ouverture à la concurrence est organisée sur dix ans.

Les clients industriels consommant plus de 25 millions de m3 par an et par site, seuil ramené à 15 millions de m3 par an après cinq ans et à 5 millions de m3 par an après dix ans, outre -on l'a dit- les producteurs d'électricité à partir de gaz, (quelle que soit leur consommation annuelle), ont accès au réseau.

S'agissant des producteurs d'électricité, il faut préciser que, dans le but de garantir l'équilibre de leur marché de l'électricité, les Etats membres peuvent indiquer un seuil d'éligibilité qui ne peut être supérieur à celui, susmentionné, applicable aux clients finals.

L'ouverture du marché doit être égale au minimum à 20 % de la consommation nationale annuelle de gaz à la date d'entrée en vigueur de la directive, 28 % après cinq ans et 33 % après dix ans. La directive prévoit cependant que si cette définition conduit à une ouverture immédiate supérieure à 30 % (38 % après cinq ans, 43 % après dix ans), les Etats concernés peuvent modifier son application de façon à réduire l'ouverture de leur marché à cette valeur.

Sur cette base, l'enjeu de cette ouverture à la concurrence pour notre secteur gazier peut être appréhendé comme suit :


Quand ?

Sont éligibles ceux qui consomment plus de :

Part de marché concernée en France (en volume)

Nombre de clients éligibles en France

Au plus tard en février 2000

25 millions de m3

20 %

100

A partir de février 2003

15 m de m3

28 %

300

A partir de février 2008

5 m de m3

33 %

700

L'ouverture à la concurrence du secteur gazier sera donc un peu plus étalée dans le temps (dix ans, contre cinq pour l'électricité), un peu plus tardive (puisqu'elle a été adoptée après la directive sur l'électricité et sera transposée en droit national après cette dernière), un peu moins importante au début (20 %, contre 25 %), mais tout autant à terme, c'est-à-dire en 2008. N'oublions pas, en outre, qu'il s'agit là de l'ouverture minimale du marché, l'application des critères d'éligibilité pouvant entraîner un degré de concurrence supérieur à ces chiffres.

Enfin, ici aussi, la Commission européenne est chargée d'établir un rapport sur le marché intérieur du gaz et sur la mise en oeuvre de la directive, dans le but de permettre au Conseil et au Parlement européen d'adopter des dispositions de nature à améliorer ce marché et qui deviendraient effectives dix ans après l'entrée en vigueur de la directive.

Désignation d'une autorité de régulation indépendante

L'une et l'autre des directives prévoient que chaque Etat membre doit désigner une autorité compétente, indépendante des parties, pour régler les litiges relatifs aux contrats, aux négociations et au refus d'accès au réseau, sans préjudice des droits d'appel prévus par le droit communautaire. Ils doivent instaurer des mécanismes conformes au Traité contre tout abus de position dominante, en particulier au détriment des consommateurs, et tout comportement prédateur.

*

* *

Une telle mise à plat en termes comparatifs des principales dispositions des directives sur le marché intérieur de l'électricité et du gaz naturel était nécessaire pour permettre d'en appréhender les contours et les enjeux, et de prendre ainsi la mesure du défi européen que notre politique énergétique doit prendre en considération.

Les Gouvernements français successifs ont oeuvré, avec une continuité qui mérite d'être saluée, pour que l'ouverture du marché de l'électricité et du gaz soit progressive et néanmoins réelle, qu'elle permette une large application du principe de subsidiarité, reconnaissant les missions de service public des opérateurs du secteur et respectant les organisations électriques et gazières présentes dans chaque pays, en particulier en France.

Il n'en reste pas moins que l'évolution et l'intégration du marché entraînent une dépendance accrue par rapport aux choix énergétiques effectués par chacun des Etats membres. Il nous faut en avoir conscience, et faire preuve d'une extrême vigilance dans les négociations éventuelles et ultérieures.

C. LE DÉFI NUCLÉAIRE

C'est dans ce contexte de libéralisation progressive que la France abordera une phase stratégique de sa politique énergétique, à savoir la décision concernant le renouvellement éventuel de son parc nucléaire à l'horizon 2020. D'ici là, l'industrie nucléaire risque de vivre des années difficiles que d'aucuns n'hésitent pas à qualifier de véritable " traversée du désert ".

En dépit de cette période critique, si un certain nombre de conditions sont réunies, l'énergie nucléaire continuera d'apparaître comme une alternative incontournable aux énergies fossiles.

1. La problématique du renouvellement du parc nucléaire français

Le parc de 58 réacteurs nucléaires de la filière à eau pressurisée (d'une capacité totale de 60.000 Mégawatts) permet de satisfaire 82 % de la consommation française d'électricité.

Ce parc présente deux caractéristiques majeures (il est jeune et largement dimensionné) qui emportent des conséquences quant à la place future qu'occupera l'énergie d'origine nucléaire dans le paysage énergétique français à l'échéance de son renouvellement et à l'avenir de l'industrie concernée.

a) Un parc relativement jeune et largement dimensionné

La construction des centrales nucléaires françaises a été engagée voici une vingtaine d'années sur la base d'une hypothèse prudente d'une durée de vie de 25 ans. La bonne tenue technique et la disponibilité du parc semblent permettre désormais d'envisager la prolongation de sa durée de vie et de la porter au minimum à 40 ans, sous réserve cependant que les autorités de sûreté autorisent leur exploitation au-delà de 30 ans, autorisation qui ne saurait être donnée qu'au cas par cas, et de période en période. Cette tendance est d'ailleurs partagée par d'autres pays : c'est ainsi que les Etats-Unis viseraient une durée de vie de 40  à 60 ans pour leurs centrales et le Japon, de 40 à 70 ans.

La date à laquelle les décisions lourdes concernant le renouvellement ou le remplacement du parc électronucléaire risque donc d'être repoussée. Mais, il ne faut pas pour autant tarder à arrêter une décision de principe concernant ce renouvellement.

Alors que viennent d'être couplées au réseau les centrales de dernière génération de Chooz et de Civaux, les besoins de nouveaux équipements lourds, en France, apparaissent pour le moment inexistants jusqu'à cet horizon de 2020.

En effet, notre parc nucléaire est largement dimensionné. Cette situation s'explique par deux raisons principales : d'une part, la croissance de la consommation d'électricité s'est avérée plus modeste que prévu et, d'autre part, la disponibilité du parc a nettement dépassé les prévisions (elle s'élève, en effet, à 82,6 % en 1997, contre 73 % il y a 10 ans).

L'ouverture de la production d'électricité à la concurrence, les perspectives de développement de la production par des opérateurs autres qu'EDF, notamment par le biais de la cogénération entraînera, en outre, l'installation de nouvelles capacités de production.

Mais à l'inverse, elle renforcera les opportunités pour EDF d'exporter son électricité chez nos partenaires européens. Il faudra, pour ce faire, que des solutions soient trouvées afin que ses exportations ne soient pas handicapées par la limitation des capacités de transport.

L'horizon des premiers besoins de nouveaux équipements de production d'électricité " en base " (plus de 6.400 heures) risque de se trouver pratiquement confondu avec celui du renouvellement du parc nucléaire existant, à savoir probablement 2020.

Il nous faut cependant assurer la continuité de la filière nucléaire et ne pas laisser s'installer la " traversée du désert " que les industries voient se profiler à l'horizon.

b) Le risque d'une " traversée du désert "

A l'échéance de 2020, un certain nombre d'incertitudes obscurcissent l'horizon :

Au plan économique, l'énergie nucléaire sera-t-elle toujours compétitive ? On peut le penser pour les usages dits de " base ". Mais, qu'en sera-t-il pour les usages dits de " semi-base " ? Tout dépendra de l'évolution des coûts relatifs des différentes énergies et des tensions éventuelles concernant les approvisionnements en énergies fossiles.

Au plan politique et social, la question suivante est fondamentale : quel sera le degré d'acceptation sociale de l'énergie nucléaire dans 20 ans ?

- Ceci est largement lié aux questions environnementales : comment réduire les émissions des gaz provoquant l'effet de serre ? Saura-t-on poursuivre l'amélioration de la sûreté des installations et gérer l'aval du cycle nucléaire, en particulier les déchets ?

Toutes ces interrogations amènent à penser qu'à défaut de pouvoir prévoir avec certitude les modalités du renouvellement du parc nucléaire, nous devons préparer ce dernier. Le préparer signifie nous donner les moyens d'être prêts à apporter les solutions les plus crédibles aux questions énergétiques qui se poseront dans les termes de demain.

Dans cette perspective, la prise en compte de l'enjeu industriel apparaît fondamentale.


Recevant peu de commandes, les constructeurs ne risquent-ils pas, en effet, d'éprouver de grandes difficultés à maintenir la compétence de leurs chercheurs, de leurs bureaux d'études et de l'ensemble de leurs équipes, ainsi que leurs moyens de production spécifiques ?

Pendant cette période, l'enjeu sera donc de :

- préserver les compétences industrielles ;

- maintenir la sûreté des installations existantes ;

- préparer le réacteur du futur, qui doit être à la fois compétitif et sûr ;

- améliorer la gestion des déchets nucléaires.

On étudiera, ci-après16(*), comment on pourrait satisfaire à ces objectifs essentiels.

2. L'énergie nucléaire, comme alternative incontournable aux énergies fossiles sur la planète

La France ne sera pas isolée dans ses choix et elle pourra contribuer à valoriser les atouts du nucléaire dans une politique de développement durable de la planète.

Le secteur nucléaire français n'est pas le seul à être confronté à des difficultés majeures17(*).

Il s'avère cependant indispensable que l'option nucléaire reste ouverte. C'est d'ailleurs ce que conclut le rapport qu'un groupe d'experts indépendants a rendu, en janvier 1998, au Secrétaire général de l'OCDE sur " l'énergie nucléaire à l'OCDE : pour une démarche intégrée " :

L'option nucléaire est un atout indéniable pour les pays de l'OCDE, qui leur permettra d'affronter un avenir incertain. La prudence veut que cette technologie reste une option réaliste et qu'elle fasse partie intégrante des débats sur une politique énergétique durable "

Encore faut-il, comme le souligne le Commissariat Général du Plan, que les problèmes de sûreté, d'acceptabilité et de compétitivité puissent être résolus.

Par ailleurs, si la capacité nucléaire se réduisait d'ici 2020 dans la zone OCDE, ce déclin devrait être compensé par les accroissements de capacités attendus en Asie et dans les pays de l'Est.

Il faut, en outre, avoir conscience que, sur la planète, tant l'explosion des besoins énergétiques18(*) que les contraintes environnementales rendront inéluctablement nécessaire le recours à l'option nucléaire.

Ce recours sera d'ailleurs facilité par le fait que les réserves mondiales d'uranium sont abondantes et relativement bien distribuées à travers le monde (près de 30 % en Asie-Océanie, 24 % dans l'ex-URSS, 21 % en Afrique et près de 18 % en Amérique du Nord).

Le défi concernant l'avenir de l'énergie nucléaire concerne l'ensemble de la planète, ceci d'autant plus que les risques qui sont liés à ce type d'énergie sont globaux. Il se décline de façon spécifique en France, dans la mesure où notre pays est celui où l'énergie nucléaire joue le plus grand rôle dans la production d'électricité, assurant ainsi une indépendance énergétique que sa quasi absence de matières premières ne lui aurait pas permis d'atteindre autrement.

TITRE II -

QUELLE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE
POUR LA FRANCE DE DEMAIN ?
CHAPITRE I -

S'ADAPTER À L'ÉVOLUTION DES CONTRAINTES

I. IL SERAIT " SUICIDAIRE " DE REMETTRE EN CAUSE LES AXIOMES ACTUELS

Les fondements de notre politique énergétique expliquent sa réussite. C'est pourquoi notre pays ne saurait renoncer aux principes qui ont inspiré cette politique.

L'ouverture à la concurrence du marché énergétique est une réalité mondiale. Loin de condamner la conduite d'une politique énergétique au plan national, elle la rend au moins aussi nécessaire.

A. NE RENONÇONS PAS AUX AMBITIONS DE LA NATION

Le contexte juridique et économique a beaucoup évolué depuis que les pouvoirs publics ont organisé le secteur énergétique de façon à satisfaire les besoins de la reconstruction, après guerre, puis à faire face au défi du choc pétrolier, en 1974.

Certes, on pourrait considérer qu'à de nouvelles contraintes correspondent de nouveaux objectifs tant en termes environnementaux, qu'économiques et sociaux.

Mais l'enjeu central reste le même. Il s'agit toujours de permettre aux entreprises -mais aussi à l'ensemble des citoyens d'accéder à l'énergie la plus sûre et la plus compétitive possible.

Aussi, les impératifs d'hier : l'indépendance énergétique de la Nation et son excellence technologique, demeurent.

1. L'indépendance énergétique doit rester prioritaire.

L'indépendance énergétique de notre pays n'est d'ailleurs que relative. Elle ne s'élève, en tout état de cause, qu'à 49,60 %. Elle n'est, en outre, jamais acquise. Bien au contraire, l'Union européenne sera en situation de dépendance énergétique croissante d'ici 2020.

Elle demande, en définitive, une vigilance et un effort sans relâche.

C'est pourquoi votre Commission d'enquête n'adhère pas au discours de ceux qui sont tentés d'extrapoler la situation actuelle -qui reste satisfaisante- et jugent que l'on peut désormais largement s'exonérer des contraintes qu'imposerait une telle priorité.

2. L'excellence technologique demeure impérative

Les industries nucléaire, pétrolière et gazière constituent des pôles d'excellence majeurs pour la France. Prenons donc les mesures nécessaires pour qu'ils le demeurent demain.

Pour ce faire, il faut poursuivre nos efforts de recherche-développement dans ce secteur, en prenant de plus en plus en considération les impératifs environnementaux. Dans cette perspective, les nouvelles technologies permettant d'économiser l'énergie, de produire une énergie plus sûre et moins polluante ou concernant les énergies renouvelables doivent être développées non seulement au profit de notre territoire, mais aussi en vue de conquérir des marchés étrangers. Elles peuvent, en effet, constituer un formidable vecteur d'exportations.

B. MAINTENONS UNE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE NATIONALE

D'aucuns -surtout chez nos partenaires européens d'ailleurs- défendent l'idée que l'on pourrait s'affranchir de toute politique énergétique nationale dans la mesure où l'ouverture croissante du secteur à la concurrence et la montée en puissance de l'Europe en ce domaine la rendrait désormais inutile.

Votre commission d'enquête ne souscrit pas à une telle démarche et estime que l'on ne peut faire confiance aux seules forces du marché ou s'en remettre à la seule politique européenne pour ce qui concerne un secteur aussi fondamental et stratégique que l'énergie.

1. On ne peut faire confiance aux seules forces du marché

La libéralisation des marchés électrique et gazier -après celle plus ancienne des secteurs du pétrole et du charbon- devrait faciliter l'accès à certaines ressources en mobilisant de nouveaux acteurs, permettre des réductions de coût et une amélioration du service rendu aux consommateurs.

Elle pourrait cependant inciter les opérateurs à privilégier les investissements ayant des temps de retour très courts et, a contrario, les décourager de réaliser les investissements lourds nécessaires au développement du secteur -telles que des centrales nucléaires- ou certains projets plus modestes mettant en oeuvre des technologies aujourd'hui non rentables -dans le domaine des énergies renouvelables, par exemple.

C'est pourquoi, il apparaît indispensable que les pouvoirs publics continuent à fixer les objectifs à atteindre et s'assurent notamment que les moyens mis en oeuvre garantiront la sécurité d'approvisionnement.

C'est aux pouvoirs publics qu'il appartient de déterminer les règles du jeu et de prévoir les modalités de la régulation du marché19(*), en s'assurant de la réalité et de la loyauté de la concurrence qui s'y exerce.

2. On ne peut s'en remettre à la seule politique européenne

Les institutions européennes modèlent aujourd'hui largement l'environnement juridique et économique du secteur, que ce soit par le biais des directives de libéralisation des marchés de l'électricité et du gaz naturel, par l'édiction de règles concernant les carburants ou les moteurs automobiles, par les programmes de recherche mis en oeuvre ou par les relations bilatérales (avec les pays de l'Est, par exemple) ou multilatérales (comme lors du sommet de Kyoto).

Elles ne disposent cependant pas de compétences spécifiques en matière de politique énergétique. Ceci nuit à la définition d'une politique globale et favorise la mise en oeuvre de mesures résultant de points de vue spécifiques (concurrence, environnement, etc.)

On ne peut cependant le regretter tout à fait, car cela résulte du souhait légitime des Etats membres de conserver la maîtrise de cet aspect stratégique de leur politique économique. En outre, ceux-ci connaissent des situations extrêmement variées tant en termes de ressources que d'organisation du secteur et affichent des intérêts parfois divergents de ceux de leurs partenaires. C'est ainsi, par exemple, que les Etats membres producteurs de pétrole et de gaz ont défendu des positions très différentes de celles des pays consommateurs à l'occasion des négociations sur les directives sur le marché intérieur de l'électricité et du gaz.

Aussi, convient-il à la France de mener sa stratégie propre, tout en contribuant autant que possible à l'harmonisation des politiques européennes en ce domaine.

II. LES PRINCIPES DEVANT GUIDER NOTRE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE

A. UNE POLITIQUE ORIENTÉE VERS LE DÉVELOPPEMENT DURABLE

Le concept de " développement durable ", mis à l'honneur depuis le début des années 1990, est fondé sur la prise en compte de l'avenir des générations futures. Il défend l'idée, qu'il est nécessaire d'exprimer, selon laquelle l'économie doit être développée au bénéfice des générations présentes sans que le coût pour les générations futures en soit inacceptable.

Deux attitudes s'opposent à cet égard : celle des maximalistes pour lesquels, partout où c'est possible, la protection de l'environnement doit primer ; et celle des économistes pour lesquels cette primauté est valable tant que la préférence des individus pour la croissance reste inférieure à celle qu'ils ont pour la sauvegarde de leur environnement.

Votre commission d'enquête a intégré ces deux positions en recherchant, dans une attitude responsable et réaliste, la position moyenne consistant à encourager les agents économiques à prendre en compte les conséquences de leurs actions sur des tiers20(*) et l'environnement par le biais d'une juste tarification, et, ainsi, à adopter des comportements dont le coût est pris en charge sans compromettre le développement et le profit.

1. " Ne pas faire payer à nos petits-enfants notre confort d'aujourd'hui "

La politique énergétique doit préserver l'avenir des générations futures. C'est une des préoccupations majeures des jeunes, comme en témoigne l'article 3, relatif à l'environnement, de la Charte du jeune citoyen de l'an 2000 adoptée par trois cents adolescents réunis au Sénat le 28 mars dernier dans le cadre de l'opération " Sénateurs-Juniors ".

La planète est en danger ! Contre les pollueurs, il faut envisager soit des sanctions plus lourdes, soit des mesures réellement incitatrices. Une des priorités de la recherche doit porter sur les énergies nouvelles. Des moyens conséquents doivent être attribués à ces recherches. Il faut développer la prévention et l'information surtout chez les jeunes. Des mesures donnant la priorité aux énergies non polluantes pourraient être adoptées : avantages fiscaux pour les utilisateurs, circulation alternée, développement des équipements pour les deux roues en ville. Mais le plus grand enjeu nous paraît être celui du nucléaire et de la gestion des déchets. Il est absolument nécessaire, dès maintenant, de faire des choix pour l'avenir. Cela impose un débat national dans lequel les jeunes doivent avoir leur mot à dire. "

Une politique énergétique orientée vers le développement durable doit s'appliquer à mettre en oeuvre trois principes :

- la préservation de l'environnement ;

- la conservation du stock de ressources énergétiques ;

- la satisfaction des besoins de mise à niveau et de développement des pays.


Il s'agit non seulement de promouvoir les modes de production énergétiques les moins polluants, mais également de réserver l'utilisation des ressources fossiles aux seuls usages pour lesquels il n'y a pas d'alternative afin de prolonger leur durée de vie au profit des générations futures.

Ces principes ont l'avantage d'être parfaitement compatibles puisqu'une utilisation plus modérée des hydrocarbures ou du charbon à des fins de combustion pour produire de l'énergie a pour corollaire une moindre émission de gaz carbonique.

Enfin, la protection de l'environnement passe nécessairement par un effort soutenu en faveur des énergies renouvelables et par un maintien de la filière nucléaire, seules sources d'énergie non polluantes susceptibles de venir remplacer les centrales thermiques traditionnelles. A cet égard, une gestion optimale des déchets nucléaires issus de cette filière doit pouvoir préserver la planète pour les générations futures21(*).

Le principe de conservation des ressources énergétiques épuisables peut, quant à lui, être mis en oeuvre à travers quatre types d'actions :

- la gestion rationnelle des ressources énergétiques fossiles : il s'agit de préserver le pétrole pour des usages essentiels comme la pétrochimie, les installations mobiles ou le secteur des transports, et le charbon pour la carbochimie ;

- l'accroissement de l'efficacité énergétique : il s'agit de faire en sorte que notre consommation énergétique augmente moins vite que le produit intérieur brut. Un tel objectif peut être atteint à travers une meilleure gestion de l'énergie et une maîtrise de la consommation ;

- le développement des carburants de substitution : de nombreuses alternatives au pétrole existent pour propulser les véhicules (électricité, gaz naturel, gaz de pétrole liquéfié, biocarburants).  Il convient de continuer les recherches dans ces domaines ;

- la promotion d'une politique des transports moins " énergivore " : il convient ainsi de redonner la place qui leur incombent aux transports ferroviaire et maritime par une tarification adéquate (prise en compte des externalités positives de ces deux modes et, inversement, incorporation des externalités négatives résultant des transports routiers dans le prix de ces derniers par une politique fiscale appropriée) et d'encourager l'utilisation des transports collectifs par tous les moyens et notamment par une politique tarifaire incitative.

2. Ouvrir l'éventail des possibles afin de préserver l'avenir

Essentiellement axée vers la recherche de l'indépendance énergétique, la politique énergétique menée jusqu'à présent a eu paradoxalement pour effet de rendre la France dépendante d'une seule source de production de l'électricité et d'encourager les usages d'une électricité produite en abondance et accessible à bas prix là où d'autres sources énergétiques auraient dû garder la primeur (chauffage, notamment). La France a, en effet, fait le choix d'une solution portée par un seul acteur centralisé, EDF, pour exorciser le risque de pénurie énergétique, alors que les autres pays ont une opinion mobilisée en faveur de la recherche de solutions décentralisées. Même la Suède qui a fait un choix similaire à celui de la France, a limité à 50 % la part de l'électricité produite par le nucléaire.

L'existence du programme nucléaire - qui est un beau succès de la politique industrielle et énergétique française - a aussi eu, selon le Commissariat Général du Plan dans son rapport d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie conduite de 1973 à 199322(*), certains effets négatifs :

- un effet d'éviction : l'ampleur des investissements consacrés au nucléaire a sans doute freiné les décisions publiques d'investissements en faveur du développement d'autres sources énergétiques (énergies renouvelables notamment) et de la maîtrise de la consommation ;

- un effet de surcapacité de production d'électricité qui a durablement réduit l'intérêt économique qu'il peut y avoir à optimiser les modes de production électrique sur le territoire et à économiser l'électricité ; cette surcapacité a, en outre, encouragé les usages " concurrentiels " de l'électricité (chauffage, eau chaude) ;

- un effet démobilisateur de l'opinion publique qui a été convaincue de ce que notre pays dispose ainsi d'une énergie centralisée, propre et abondante : elle a été moins sensibilisée à la maîtrise de l'énergie que dans les pays qui n'ont pas voulu du nucléaire.


Selon le Commissariat Général du Plan, ces effets, qui ont contribué à réduire l'éventail des sources énergétiques en France, ont été accentués par la politique de péréquation des tarifs progressivement mise en place par EDF, sans intervention du législateur, dans les années soixante en France métropolitaine, puis étendue en 1975 dans les départements d'outre-mer. Une semblable péréquation tarifaire, qui n'existe dans aucun pays dans lesquels la commission d'enquête a eu l'occasion de se déplacer, a eu pour résultat de faire disparaître des niches géographiques où des énergies renouvelables auraient pu fournir de l'énergie thermique moins coûteuse que l'électricité (solaire thermique et bois, notamment) si elles ne subissaient pas la concurrence d'une électricité subventionnée.

Selon M. Michel Colombier, membre de l'International Consulting on Energy23(*) :" Il apparaît ainsi qu'un client souscrivant un abonnement EDF de 12 kVA pour une utilisation étendue au chauffage et à l'eau chaude bénéficie par le biais de la péréquation tarifaire d'une subvention de 1 800 à 2 000 francs par an. Cette péréquation dissimule aux yeux des clients d'EDF, comme à ceux des décideurs, les coûts effectifs de la desserte électrique rurale et l'intérêt qu'il pourrait y avoir à envisager une réorientation des politiques énergétiques en milieu rural. Elle engendre la situation paradoxale dans laquelle on constate une consommation basse tension de l'électricité des habitants ruraux supérieure d'environ 30 % à celle des urbains, ce qui s'explique en partie par la pénétration plus forte du chauffage électrique à la campagne qu'à la ville. "

Or, les énergies concurrentes, notamment le bois ou le solaire, devraient trouver en milieu rural un terrain naturel d'expression et des conditions économiques favorables à leur développement. Le développement du gaz pourrait aussi être encouragé : GPL (gaz de propane liquéfié) dans les communes isolées, et gaz naturel dans les communes rurales où le réseau s'étend parfois aujourd'hui et où il est paradoxal de voir s'affronter en concurrence l'électricité et le gaz quand le réseau gazier doit être amorti, alors que le réseau électrique nécessite d'être renforcé.

Dans les départements d'outre-mer, en Corse et, plus marginalement, en métropole, les technologies décentralisées de production d'électricité (photovoltaïque, éolien, petits générateurs) se révèlent également très rapidement rentables, en alternative avec l'établissement de nouveaux réseaux de distribution d'électricité dans les zones les plus périphériques.

Pour l'instance d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie précitée, " une telle conception d'un service public égalitaire de l'électricité est peu légitime pour les usages non spécifiques de l'électricité24(*) et s'exerce au détriment des zones géographiques auxquelles elle entend bénéficier : si au nom de la solidarité nationale il est légitime de compenser le handicap que subissent certaines zones dans leur approvisionnement énergétique, il est indûment coûteux d'apporter cette compensation en privilégiant une énergie (l'électricité) qui comporte moins de valeur ajoutée locale que ses concurrentes dans le domaine des énergies renouvelables ".

Au total, ouvrir l'éventail des possibles ne signifie pas uniquement, comme le déclare le ministre de l'industrie, garder toutes les options ouvertes (nucléaire, gaz utilisé en " cycle combiné ", charbon) afin de disposer du maximum de possibilités quand les choix stratégiques seront à formuler. Cela implique également de traiter les questions liées à la distorsion tarifaire induite par la péréquation et l'uniformité de la politique commerciale d'EDF sur le territoire afinde :

Développer des moyens de production électrique décentralisés lorsque ceux-ci peuvent contribuer au bilan énergétique dans de bonnes conditions économiques.

Votre commission d'enquête approuve l'initiative du Fonds d'amortissement des charges d'électrification (FACE) consistant à réserver sur son budget une enveloppe (100 MF en novembre 1994) spécifiquement dédiée au financement d'opérations de maîtrise de la demande d'électricité ou d'électrification décentralisée à partir de sources renouvelables, en alternative aux interventions classiques sur le réseau. Il est ainsi proposé aux collectivités de promouvoir et de financer des opérations innovantes dès lors que celles-ci se révèlent moins coûteuses que la réponse " classique " par le biais d'un développement du réseau. Il convient toutefois que cette action soit relayée par EDF.

De promouvoir les sources d'énergie thermique (géothermie, gaz naturel, GPL, cogénération, photovoltaïque...) qui peuvent être mis en oeuvre de manière décentralisée

On peut approuver à cet égard l'obligation faite à Gaz de France de desservir, dans un délai de trois ans, les communes qui seront inscrites au plan de desserte gazière institué par l'article 35 du projet de loi portant diverses dispositions d'ordre économique et financier voté par le Sénat le 7 mai dernier.

De mettre en place une politique du logement qui préserve le choix des Français en matière énergétique (conduites de cheminées, disponibilité du gaz)

Il faut néanmoins être conscient que les sources d'énergie alternatives ne peuvent, à horizon visible, se substituer en quantité à l'électricité d'origine nucléaire, les clients d'EDF ayant fait des choix d'équipements consommateurs d'électricité (électroménager, chauffage, eau chaude...) qui génèrent une saturation des capacités sur le départ basse tension qui les alimente et qu'il serait délicat et coûteux de remettre en cause. Il semble dès lors nécessaire d'adopter une démarche qui chercherait à accompagner les clients EDF au fur et à mesure de leurs choix d'équipement (construction neuve, rénovation, achat d'appareils électriques...) et les inciterait à opter pour des solutions individuellement et collectivement plus satisfaisantes. Il appartient à EDF de valoriser les opportunités offertes par le changement technique et de répondre aux besoins diversifiés des territoires et des consommateurs, dans l'esprit d'un service public attentif à la fois à la satisfaction des clients et à la prise en compte des externalités négatives attachées à l'exercice de son activité.

B. UNE POLITIQUE ÉQUILIBRÉE

1. Répondre simultanément aux exigences du court et du long termes

a) Tenir compte des contingences du marché et de l'évolution des coûts relatifs des énergies

La politique énergétique française ne peut pas ignorer - au prétexte qu'elle aurait choisi la filière nucléaire comme instrument principal de ses buts -, les conditions économiques de rentabilité des équipements. Il convient en particulier de tenir compte des coûts relatifs des énergies avant de prendre toute décision nous engageant pour l'avenir.

A cet égard, l'étude réalisée par la Direction du gaz, de l'électricité et du charbon (DIGEC) du ministère de l'industrie, tous les trois ans, sur les coûts de référence de la production électrique donne des indications précieuses sur les coûts comparés de production de l'électricité.

La dernière étude réalisée en 199725(*) révèle ainsi que, si la plupart des filières de production d'électricité ont vu leurs coûts de production diminuer, le nucléaire reste aujourd'hui un choix solide pour la production d'électricité de base26(*), même si cette filière peut être concurrencée par les cycles combinés au gaz si les prix se maintiennent à un niveau durablement bas. Le nucléaire présente ainsi l'avantage d'être moins dépendant des fluctuations du marché.

Néanmoins, l'étude fait valoir que le maintien de la compétitivité de la filière du nucléaire sur le long terme dépendra non seulement des améliorations que pourront apporter les réacteurs du futur, mais aussi de la capacité de l'opérateur à mettre en oeuvre un programme comportant un nombre suffisant de tranches avec une cadence d'engagement régulière.

L'étude indique, par ailleurs, que le cycle combiné au gaz ressort clairement comme le moyen de production le plus compétitif pour la " semi-base ", c'est-à-dire pour des durées d'utilisation annuelle moyennes. Elle souligne cependant que si cette filière devait acquérir une place non négligeable dans le cycle de production, ce qui est probable, cela risquerait d'engendrer des contraintes de stockage du gaz.

En tout état de cause, le renforcement de la position des cycles combinés sur la semi-base se ferait au détriment du charbon, bien que la filière du " lit fluidisé circulant "27(*) puisse conserver un intérêt en termes de diversification du parc de production et pour se prémunir contre une hausse du prix du gaz. En dessous des durées de fonctionnement justifiant l'appel aux cycles combinés au gaz, l'étude précise que les moyens de production les plus compétitifs sont les turbines à combustion au gaz ou bien, pour la pointe proprement dite, au fioul domestique.

Enfin, l'étude considère que la production décentralisée d'électricité constitue une diversification intéressante du parc de production. Elle approuve la cogénération, pourvu qu'existent des besoins de chaleur à proximité, mais relève que le développement des turbines à vapeur à contre-pression fonctionnant au charbon - qui présentent une excellente compétitivité pour un fonctionnement en base - est limité par le nombre de sites capables d'absorber de la vapeur en quantité. En outre, les turbines à gaz fonctionnant en cogénération sont compétitives en base et en semi-base à partir d'une certaine taille, alors que les installations plus petites ne conservent un intérêt que par l'économie du coût de transport et de distribution de l'électricité qu'elles permettent de réaliser. Il apparaît enfin que les aérogénérateurs peuvent devenir compétitifs à l'horizon 2005 sur des sites très bien ventés.

Il convient toutefois de nuancer les résultats de cette étude en précisant qu'elle ne prend pas en compte l'ensemble des coûts sociaux et environnementaux (" externalités "), qui, bien que difficilement quantifiables, sont particulièrement importants. Ainsi, outre qu'il contribue à la sécurité des approvisionnements, le nucléaire présente un intérêt majeur en termes de réduction des émissions de polluants atmosphériques et de lutte contre l'effet de serre et constitue un facteur de stabilité des coûts. A l'inverse, il convient de prendre en compte l'impact environnemental en termes d'économies de pylônes induit par la mise en oeuvre de moyens de production décentralisés.

Il est essentiel que cette étude constitue le document de base à partir duquel pourront être effectués les choix de l'avenir en matière d'équipements énergétiques.

b) Donner la priorité à la recherche

Pour pouvoir mettre à profit les observations de l'étude de la DIGEC, il convient de poursuivre les efforts de recherche afin de préserver la compétitivité de la filière nucléaire dans le futur et les compétences de nos chercheurs.

Plus généralement, afin de maintenir toutes les options ouvertes et de diversifier nos modes de production, il nous faut poursuivre les recherches parallèlement dans les autres secteurs, en particulier pour développer les technologies respectueuses de l'environnement.

2. Adopter une vision " multi-prismes " de la politique énergétique

L'expérience passée nous a appris que la politique énergétique ne pouvait être abordée sous l'angle unique de l'indépendance énergétique ou de la sûreté des approvisionnements, sauf à sacrifier la compétitivité de l'économie, les préférences des consommateurs et, dans le cas de la France, la diversité des sources d'énergie.

De même, une politique énergétique abandonnée au jeu des seules forces économiques, afin d'assurer

CHAPITRE III -

SUSCITER DE NOUVELLES OPPORTUNITÉS

La politique énergétique de la France de demain devra nécessairement prendre en compte les plus récentes technologies en développant notamment la cogénération ou la filière technologique favorisant l'utilisation propre du charbon et s'impliquer davantage dans le secteur des énergies renouvelables. Ces deux objectifs se situent dans le cadre du respect de l'environnement et de l'utilisation optimale de l'énergie.

I. METTRE EN OEUVRE DES TECHNOLOGIES JUSQU'ICI TROP NÉGLIGÉES

Il serait souhaitable que soient développées en France la cogénération ou des technologies visant à produire du charbon propre ou à diminuer les émissions de gaz carbonique.

A. LA COGÉNÉRATION

Contrairement à la production classique d'électricité qui disperse l'énergie thermique dans l'air ou dans l'eau, la cogénération est conçue pour valoriser et redistribuer cette énergie. Elle permet de produire simultanément de l'électricité et de la chaleur (ou du froid) et d'optimiser les coûts d'installation et les rendements énergétiques dans les réseaux urbains comme sur les sites industriels. Si le concept n'est pas nouveau, la technique présente aujourd'hui un intérêt accru et un élargissement considérable de ses possibilités d'application, du fait des développements intervenus dans le domaine des moteurs et des turbines à gaz.

La cogénération fait appel à trois types d'équipements :

- les turbines à combustible et plus particulièrement à gaz : les turbines à gaz sont des réacteurs d'avion légèrement modifiés et bénéficient donc des progrès accomplis dans le secteur de l'aéronautique ; la chaleur qu'elles produisent prend couramment la forme de vapeur et parfois la forme d'air chaud permettant de sécher directement des produits (papier, briques, tuiles, lessives, panneaux de bois...) ;

- les turbines à vapeur sont utilisées dans le secteur industriel, les usines d'incinération d'ordures ménagères et les cycles combinés ;

- les moteurs à combustion consomment du gaz et/ou du fioul et, plus rarement, des biocarburants. Leur rendement est inférieur à celui des turbines mais leurs conditions d'utilisation, plus souples, expliquent leur prédominance parmi les unités de production de petite taille.

La cogénération, tout particulièrement lorsqu'elle fait appel à des cycles combinés -associant en série une turbine à gaz et une turbine à vapeur-, permet d'atteindre un rendement énergétique global (électrique et thermique) de 75 à 85 %.

Par ailleurs, du point de vue environnemental, la combustion du gaz naturel ne produit pas de poussières et ne provoque aucun rejet d'oxydes de soufre ou d'acide chlorhydrique.

Notre pays n'a pas encore véritablement exploité les avantages de la cogénération, bien qu'il soit doté de tous les outils nécessaires : réseaux de chaleur et de froid, centrales thermiques traditionnelles pouvant être converties en centrales de cogénération, usines d'incinération de déchets urbains.

Aujourd'hui, l'électricité produite par cogénération représente en France moins de 1,5 % contre 30 % aux Pays-Bas.

On peut cependant constater, avec satisfaction, que cette tendance s'inverse : les projets de cogénération au gaz naturel ont fortement augmenté en 1997 : 580 mégawatts (MW) (contre 200  MW en 1996 et 150 MW en 1995). La production devrait atteindre rapidement 1 500 MW, soit plus que l'équivalent d'une tranche nucléaire.

Plusieurs facteurs se sont combinés depuis quelques années pour favoriser le développement de la cogénération :

- des mesures fiscales : amortissement accéléré sur les douze premiers mois d'exploitation ; réduction de la taxe professionnelle ; exonération de la taxe de consommation sur le gaz naturel (TCGN) sur les quantités de gaz consommées au cours des cinq premières années ;

- l'assouplissement des modalités de financement des investissements entraînant des économies d'énergie (crédit-bail dans les hôpitaux sous certaines conditions) ;

- les mesures prises par Gaz de France : refonte tarifaire, création de Finergaz qui offre aux clients potentiels un service global pour la réalisation d'unités de cogénération ;

- l'obligation de rachat par EDF de l'électricité produite par des installations industrielles, la fixation d'une base tarifaire indexée sur le prix du gaz dans le cadre d'un contrat de douze ans et la réduction des pénalités exigées en cas de défaillance.

Notons cependant qu'il ne convient pas de " subventionner " des installations de cogénération dont le seul but est de produire de la chaleur (serres) tout en bénéficiant des tarifs élevés de rachat de leur électricité.

Cette réserve étant faite, il convient de favoriser en France la progression de la cogénération " utile " et l'on peut suggérer en ce domaine deux pistes de développement technologique :

- la trigénération, c'est-à-dire l'association de deux techniques : la cogénération et la production de froid. De récentes études ont en effet montré qu'en France des installations de trigénération fonctionnant de 4 500 heures à 7 000 heures étaient effectivement rentables dans de nombreuses activités tertiaires et industrielles et particulièrement pour les industries aérospatiales, les industries de l'électronique et le " grand tertiaire " (aéroports, salles d'informatique...) ;

- le recours, parallèlement au gaz naturel, à des sources d'énergies dites de récupération : les déchets urbains traités dans les usines d'incinération (gisement considérable d'énergie renouvelable) ainsi que les résidus pétroliers (le projet d'installation en Seine-Maritime d'une importante unité de cogénération produisant vapeur et électricité à partir de résidus pétroliers devrait commencer à se concrétiser à la fin de cette année dans le cadre d'un contrat entre EDF et un groupe pétrolier).

Ces développements technologiques pourraient être utiles à notre pays, d'une part, en améliorant et en rationalisant sa production d'énergie, et, d'autre part, en lui permettant d'offrir sur le marché international des produits sophistiqués dans le secteur de la cogénération, où la demande est destinée à croître fortement.

B. LES TECHNOLOGIES POUR L'UTILISATION PROPRE DU CHARBON

Le charbon est un combustible disponible en grande quantité et à long terme, peu cher et dont les gisements se situent près des régions en développement dont la consommation d'énergie va fortement croître (en Chine, par exemple). Toutefois, compte tenu des émissions de gaz à effet de serre (CO2) et des pollutions locales (dioxyde de soufre, oxyde d'azote, cendres, poussières) que sa combustion génère, le développement des techniques permettant son utilisation dans de véritables conditions de propreté et d'efficacité est indispensable.

Trois solutions techniques sont envisageables :

Le charbon pulvérisé avec traitement des fumées (le charbon, très finement broyé est séché avant d'être injecté dans la chaudière). Cette technique permet de construire des unités de grande puissance (900 MW voire 1 300 MW), dont les émissions de dioxyde de soufre et d'oxyde d'azote sont bien maîtrisées depuis quelques années.

Les progrès technologiques à réaliser dans cette filière sont l'amélioration du rendement thermique, qui doit dépasser le niveau de 45 %, l'optimisation des installations utilisant des charbons de qualité inégale, et l'élimination ou la ventilation des cendres.

La France peut faire partie des nations qui participeront à ces recherches. Elle dispose, à cet effet, du Groupe V de la Centrale de Provence, d'une puissance de 600 MW, où a été installé un système de désulfuration primaire (par ajout de calcaire dans le charbon et injection de chaux dans la chaudière) qui permet de capter 60 % des émissions de dioxyde de soufre.

Lorsque les centrales ne possèdent pas ce système de désulfuration primaire, ce qui est le cas de la plupart d'entre elles, on peut y installer des unités de traitement des fumées après combustion. Celles-ci sont indispensables pour réduire les émissions polluantes et offrent l'avantage de pouvoir être installées sur la plupart des centrales existantes ayant l'espace nécessaire pour les accueillir. Les progrès à réaliser dans ce domaine sont la diminution des coûts par l'effet de série et la réduction de l'encombrement de ces systèmes.

La combustion propre par la filière du lit fluidisé circulant (cf. encadré) a donné lieu à des applications industrielles dont le rendement atteint 45 % (240 unités, souvent de petite taille, existent dans quinze pays).

Cependant en 1996, la plus grande puissance atteinte grâce à ce procédé n'était que de 250 MW, les constructeurs espérant atteindre le seuil de 600 MW en l'an 2000.

Il convient donc d'améliorer encore cette technique afin d'accroître la puissance et le rendement des installations car la réduction des émissions de gaz carbonique passe d'abord, dans le cas de ces centrales, par cette amélioration du rendement.

PRINCIPE GÉNÉRAL DU LIT FLUIDISÉ CIRCULANT

Dans une chaudière à lit fluidisé circulant, le charbon concassé et le calcaire nécessaire à la désulfuration sont injectés dans le foyer. La combustion et la désulfuration s'effectuent au sein d'une masse de fines particules de cendres fortement agitées à basse température (850°C).

Ces particules (solides) sont maintenues en suspension par un courant ascendant d'air soufflé au bas du foyer. La densité du lit est forte en bas de foyer et décroît rapidement dans la hauteur.

Des cyclones séparent les fumées des particules chaudes qui sont alors recyclées via des siphons fluidisés vers le foyer.

Les fumées traversent une série d'échangeurs conventionnels, les réchauffeurs d'air puis le dépoussiéreur, avant d'être évacuées vers la cheminée.

Un foyer LFC est, au régime optimum de fluidisation, un excellent réacteur chimique. En effet le régime de fluidisation facilite les échanges gaz/solide avec de longs temps de séjour.

Ceci assure une combinaison efficace des combustibles, de l'air et du calcaire, permettant une très forte désulfuration. L'émission des NOx est limitée du fait de la température modérée et de la combustion étagée.

Source : Société Nationale d'Électricité et de Thermique

En France, la tranche IV de la centrale de Provence, de 250 MW est équipée de la plus puissante chaudière à lit fluidisé circulant du monde. Les efforts des constructeurs ont porté sur la puissance de cette centrale et sur le respect de l'environnement. Les émissions de dioxyde de soufre sont réduites de 95 % et celles d'oxyde d'azote de 60 %, et sont inférieures aux normes européennes.

En ce qui concerne les futurs développements de cette filière, il convient de signaler que des progrès décisifs peuvent provenir de la technique du lit fluidisé circulant sous pression qui doit encore être perfectionnée.

La combustion propre par gazéification du charbon intégrée à un cycle combiné (GICC). Cette technique innovante offre un rendement énergétique pouvant atteindre 45 % en utilisant une grande variété de combustible : quasiment tous les charbons (même les plus mauvais), la biomasse, les déchets pétroliers... Les centrales GICC permettent d'abaisser le taux des émissions polluantes à un niveau situé très en-deçà des normes actuelles. Mais la technique restant complexe et le coût de construction des installations élevé, des progrès techniques sont indispensables.

Enfin, lorsque l'on évoque les filières du charbon propre, il convient d'évoquer l'association du charbon à la biomasse. Elle permet de valoriser des déchets agricoles ou urbains dans des installations dont le rapport entre le gaz carbonique émis et l'énergie produite peut, en moyenne annuelle, être inférieur à celui des centrales à cycle combiné au gaz. Cette technologie est très prometteuse pour certains pays du Tiers Monde et la France a largement contribué à son développement. Cette voie est à approfondir.

LES CENTRALES BAGASSE/CHARBON

L'exemple de la centrale du Gol, à la Réunion, qui a reçu, en septembre 1997, le prix du jury des Trophées Technologies Économes et Propres :

La centrale du Gol fournit, par transformation de la vapeur, du courant au réseau électrique général de l'île de la Réunion et, d'autre part, elle produit l'énergie (vapeur et électricité) dont la sucrerie voisine a besoin. Le système de cogénération optimise l'utilisation de la bagasse qui est un sous-produit résultant du traitement de la canne à sucre, d'un pouvoir calorifique supérieur à celui de nombreux lignites. Grâce à l'utilisation d'un deuxième combustible, le charbon, la centrale fonctionne toute l'année et non plus seulement pendant la campagne sucrière. Ce procédé permet de rentabiliser les investissements et de répondre à la consommation d'électricité, toujours en hausse, de l'île de la Réunion. La centrale de Bois-Rouge mise en service en 1992 et la centrale du Gol produisent 45 % des besoins en électricité de la Réunion. Pour l'environnement, le double système de dépoussiérage dont est dotée la centrale du Gol limite considérablement les fumées et cendres volantes qui étaient rejetées dans l'atmosphère par les anciennes sucreries.

Une centrale bagasse/charbon est en construction à la Guadeloupe, qui constituera une vitrine pour les autres îles des Caraïbes et certains pays d'Amérique latine. Le Gouvernement cubain a commandé deux études de faisabilité pour l'implantation de centrales de ce type qui seraient financées l'une par la Communauté européenne, l'autre par les Nations Unies. À l'île Maurice, un projet de centrale bagasse/charbon est en train de se concrétiser : il représente une commande de 210 millions de francs pour l'industrie française. D'autres projets sont à l'étude, notamment au Nicaragua, aux Philippines et en Inde.

Si l'amélioration des techniques de production de l'électricité évoquées ci-dessus est prioritaire dans le domaine de l'industrie charbonnière, on ne peut négliger, à plus long terme, d'explorer la voie de la conversion du charbon en carburant. Cela permettrait d'exploiter soit les gisements très éloignés des marchés soit les charbons pauvres et les lignites.

La transformation du charbon en gaz, notamment pour alimenter un réseau urbain a été utilisée par les pays industrialisés avant l'arrivée du gaz naturel mais présente des inconvénients (particulièrement le danger que constitue la présence d'oxyde de carbone dans ce type de gaz). Quant à la conversion du charbon en méthane, tentée par les États-Unis pour l'exploitation de la lignite dans le Dakota du Nord, elle semble peu intéressante compte tenu des coûts d'investissement élevés qu'elle génère.

En revanche, la production de combustibles liquides pourrait prendre une place significative. Selon le Conseil Mondial de l'Énergie, 500 millions de tonnes de charbon pourraient être consommées à cet effet avant 2050. Les recherches menées aux États-Unis et en Allemagne et les usines de démonstration qui ont été construites ont montré la faisabilité technique de cette conversion mais aussi son coût... Actuellement, seul le Japon poursuit un effort significatif dans ce domaine.

Les moyens d'utiliser de façon exhaustive les réserves de charbon ne seront, en tout état de cause, applicables que si leur technologie progresse suffisamment pour améliorer leur rendement afin de diminuer les émissions de gaz carbonique qui leur sont associées.

C. LA CAPTURE ET LE STOCKAGE DU GAZ CARBONIQUE

La lutte contre l'effet de serre suppose une réduction des émissions de gaz carbonique, notamment grâce à un moindre recours aux combustibles fossiles. Cette politique volontariste devrait s'accompagner d'une démarche scientifique visant à explorer toutes les voies d'élimination technique du gaz carbonique :

·  Certains chercheurs ont envisagé son injection au fond des océans (qui contiennent cinquante fois plus de gaz carbonique que l'atmosphère) ;

·  D'autres proposent de le renvoyer dans les profondeurs de la Terre : les gisements de gaz naturel contiennent des proportions importantes de gaz carbonique et le remplissage des gisements épuisés n'aurait, selon eux, pas d'effet écologique. La séparation du dioxyde de carbone du gaz naturel et sa réinjection dans une formation naturelle souterraine est déjà mise en oeuvre par la compagnie norvégienne Statoil. Cette technique sera également utilisée pour l'exploitation du gigantesque champ de gaz naturel de l'île de Natuna en Indonésie.

·  En ce qui concerne le charbon, une technique originale a été étudiée par des chercheurs de l'Université d'Utrecht : l'addition d'oxygène au charbon forme un gaz de synthèse qui peut, sous pression et en présence de vapeur d'eau, produire, d'une part, de l'hydrogène, qui serait le combustible de centrales électriques, et, d'autre part, du gaz carbonique qui serait capturé et séquestré sous terre.

Actuellement, la " décarbonisation " des combustibles fossiles se heurte à deux difficultés : le danger que constitue la manipulation de grandes quantités de gaz carbonique (qui peut provoquer des asphyxies) et le coût de cette technologie (le surcoût est estimé à 30 %).

Mais il paraît essentiel, pour élargir la palette des instruments de lutte contre l'effet de serre et pour prendre en compte la vraisemblable utilisation massive du charbon par la Chine et l'Inde au cours du prochain siècle, de compléter les recherches menées dans cette direction afin de rendre moins dangereuse et moins coûteuse la technique de décarbonisation.

II. DÉVELOPPER NOS SAVOIR-FAIRE EN MATIÈRE D'ÉNERGIES RENOUVELABLES

Le Gouvernement a décidé le 2 février dernier de relancer la politique en faveur des énergies renouvelables. Même si la France est le premier producteur européen d'énergies renouvelables, grâce à ses ressources en hydroélectricité et en bois, celles-ci n'occupent en effet aujourd'hui, hors hydraulique, qu'une place marginale dans notre bilan énergétique.

Votre commission d'enquête souscrit à cet objectif, car les énergies renouvelables présentent un intérêt non négligeable, non seulement sur le plan économique, mais du point de vue des enjeux de protection de l'environnement et d'aménagement du territoire.

De plus, cette orientation est conforme à nos engagements européens, puisque la Commission européenne souhaite faire passer la part des énergies renouvelables de 6 à 12% du bilan énergétique des Etats membres.

La France peut espérer qu'en participant à ce plan, elle bénéficiera d'un cadre de coopération entre les divers membres de l'Union permettant de diffuser les politiques et expériences réussies au niveau national et local et de développer des savoirs communs.

Par ailleurs, elle pourrait obtenir des aides communautaires pour des projets intéressants mais trop coûteux pour être supportés par un seul État.

Votre commission d'enquête insiste cependant sur la nécessité de veiller à ce que des choix judicieux soient opérés dans ce domaine et que des objectifs réalistes soient fixés, afin que les investissements engagés demeurent compétitifs.

A. L'INTÉRÊT DES ÉNERGIES RENOUVELABLES :

Le contexte actuel marqué par le chômage et la prise de conscience des risques liés à l'effet de serre est particulièrement porteur pour les énergies renouvelables qui présentent un triple intérêt : environnement, économique et en termes d'aménagement du territoire.

1. Sur le plan de la protection de l'environnement

Il serait illusoire de considérer que les énergies renouvelables ne présentent aucun risque pour l'environnement. La déforestation due à une utilisation accrue du bois, les inconvénients de certains barrages hydroélectriques, l'esthétique parfois contestable d'installations solaires, la dégradation des paysages et le bruit imputables aux éoliennes constituent autant d'effets négatifs qui freinent leur développement. Toutefois, il est incontestable que le recours à celles-ci, qui s'inscrit dans un objectif de respect des générations futures puisqu'il permet de conserver des réserves d'énergies fossiles, est globalement favorable à l'environnement.

C'est en effet un élément de lutte contre l'émission des gaz à effet de serre qui sont essentiellement issus des combustibles fossiles, et contre la pollution atmosphérique. Ainsi le vice-président américain Al Gore a récemment rappelé, en annonçant qu'une entreprise ou un particulier recourant à l'énergie solaire bénéficierait d'un allégement fiscal (2 000 dollars pour un système à cellule voltaïques et 1 000 dollars pour un système de chauffage d'eau) qu'installer un million de toits solaires équivaut à supprimer de la circulation 850 000 véhicules28(*). À cette lutte indirecte contre la pollution atmosphérique s'ajoute les effets directs du recours aux biocarburants.

2. Sur le plan économique

Les énergies renouvelables sont coûteuses car elles supposent d'une part, des investissements de base importants (ainsi, pour l'énergie solaire le coût global se répartit entre 90 % pour l'investissement et 10 % pour le fonctionnement alors que pour un système diesel le ratio est plus proche de 50 %-50 %), et, d'autre part, des efforts de recherche indispensables pour améliorer les technologies actuelles et accroître leur rentabilité future.

Cependant, les avantages économiques que l'on peut escompter ne sont pas négligeables  pour valoriser nos ressources, en termes de créations d'emplois ou en vue de l'exportation de technologies.

a) Elles permettent de valoriser les ressources nationales

Si l'on considère la filière bois, on constate que le prix du bois est inférieur aux 17 centimes environ du fioul ou du gaz : en France, le bois est un combustible abondant et peu cher voire, parfois, presque gratuit. En effet, l'origine du bois-énergie est la suivante :

- 62 % : forêts (rondins de bois, mais aussi résidus de l'exploitation forestière : houppiers et branchages) ;

- 20 % : déchets de l'industrie du bois et de la pâte à papier ;

- 11 % : bois de rebut (palettes, cageots, caisses, bois de démolition) ;

- 7 % : déchets de bois de l'agriculture (piquets, poteaux...)29(*).

De même, les expériences géothermiques menées en 1997 dans le Bas-Rhin, dont les résultats sont jugés encourageants, se fondent sur les caractéristiques des roches de cette région et profitent d'une caractéristique locale très particulière, qualifiée d'" anomalie thermique " (la température souterraine y augmente de 6°C tous les 100 mètres au lieu de 3°C).

On peut enfin remarquer que, si la France dispose d'une énergie hydraulique non négligeable, c'est le fruit d'une politique délibérée de construction de nombreux barrages sur les fleuves et rivières français, menée jusqu'en 1960.

b) Elles peuvent être créatrices d'emplois

Le Livre blanc que la Commission des Communautés européennes a consacré à ce sujet indique que l'énergie éolienne a déjà créé plus de 30 000 emplois en Europe, que la biomasse a la particularité de créer de nombreux emplois dans la production de matières premières et que l'énergie photovoltaïque est à l'origine de nombreux emplois d'exploitation et d'entretien (puisque les installations photovoltaïques sont petites et dispersées).

La Commission fait également référence à l'étude TERES II qui a dégagé des estimations détaillées concernant l'emploi net, c'est-à-dire tenant compte des pertes d'emplois dans d'autres secteurs énergétiques : pour 2010 les prévisions s'établissent à 500 000 emplois directement créés dans le secteur des énergies renouvelables et indirectement dans les secteurs qui approvisionnent celui-ci. Certaines études sectorielles font état de chiffres beaucoup plus élevés (900 000) mais il convient de faire preuve de prudence.

En France, on évalue à environ un millier le nombre d'emplois qui pourraient être créés chez les fabricants, les équipementiers et les exploitants dans le cadre du programme Eole 2005.

c) Elles offrent des opportunités à l'exportation 

Les énergies renouvelables permettent de développer des technologies aisément exportables. Les experts affirment en effet que les pays en voie de développement ne pourront adopter les mêmes stratégies énergétiques que celles que nous avons suivies, sauf à envisager des désastres écologiques dont nous serions tous les victimes.

Notre expertise économique et technique va donc être sollicitée pour leur apporter une aide sous forme de transferts de technologies en vue de leur épargner les étapes les plus polluantes du développement industriel.

Les énergies renouvelables répondent particulièrement bien à cette nouvelle exigence.

Ainsi l'énergie solaire est-elle adaptée aux besoins d'électrification des pays en voie de développement dont la population est souvent dispersée dans un milieu rural de faible densité et offre, par conséquent, des opportunités d'exportation très intéressantes.

À titre d'exemple, on peut citer le chiffre d'affaires (12,5 millions de francs) réalisé en 1997 par un seul établissement du groupe d'énergie finlandais Neste, produisant des modules solaires destinés au Tiers Monde.

On peut aussi rappeler que la Tunisie installera 1 million de mètres carrés de capteurs solaires sur son territoire d'ici 2010 et que Total Énergie prospecte les marchés africains et brésiliens tandis que son bureau d'études Trans-Énergie va répondre à un appel d'offres pour un projet de concession de fourniture d'électricité en Argentine.

QUELQUES PROGRAMMES D'ÉLECTRIFICATION RURALE DÉCENTRALISÉE

PHOTOVOLTAÏQUE DANS LES PAYS EN DÉVELOPPEMENT30(*)

Inde : programme 1 000 systèmes de pompage de l'Indian Renewable Development Agency.

Inde : projet APAS de 741 systèmes de pompage, 317 petites centrales photovoltaïques, 11 430 systèmes pour l'éclairage et la TV, 28 900 systèmes de fourniture d'électricité domestique, 2 920 systèmes d'éclairage public.

Indonésie : projet BANPRES de 3 000 systèmes d'éclairage domestique.

Indonésie : projet OVERVIEW de la Banque Mondiale en cours de préparation, objectif de 100 à 150 000 systèmes vendus en quatre ans sur une base commerciale.

Kenya : 30 000 systèmes photovoltaïques d'éclairage installés sur une base purement commerciale.

Maroc : programme pilote PPER de 200 centres ruraux (centrales pour recharge de batteries, kits individuels et mini réseaux locaux).

Mexique : programme PRONASOL de 24 000 systèmes d'éclairage individuels.

Pays sahéliens : programme PRS de 830 pompes solaires et 540 systèmes communautaires.

Zimbabwe : programme de 90 000 systèmes d'éclairage.

L'intérêt économique des énergies renouvelables est donc indéniable. Sans parler de rentabilité des énergies renouvelables, qui restent globalement coûteuses pour la collectivité, il semble que l'on puisse aujourd'hui fonder quelques espoirs sur le développement de certaines d'entre elles, sous certaines conditions.

Ainsi de 1993 à 1997, le chiffre d'affaires réalisé en France par les entreprises des secteurs éolien, photovoltaïque et solaire thermique est passé de 200 à plus de 600 millions de francs31(*). Certaines entreprises françaises sont très bien placées dans ce secteur : Total Énergie est le premier ensemblier international de modules voltaïques et, selon son président, " le photovoltaïque est une activité désormais mature, une source d'énergie viable dans de nombreux cas et économiquement justifiée " ; Vergnet est le leader mondial de l'éolien de petite et moyenne puissance ; Giordano a contribué aux progrès technologiques majeurs du solaire thermique et estime à 20 % la progression annuelle de son marché.

On peut également apprécier la rentabilité actuelle ou future de ce secteur économique en observant l'intérêt qu'y portent certains grands groupes : Royal Dutch Shell a décidé de consacrer à leur développement 3 milliards de francs en cinq ans afin de prendre 10 % du marché mondial de l'énergie solaire, estimé à 1 milliard de dollars. Selon la SIR (Shell International Renewables) créée en octobre 1997 et regroupant le solaire, la biomasse et les plantations forestières, les énergies renouvelables pourraient représenter, en 2020, 15 % du marché mondial de l'énergie. British Petroleum, par le biais de BP Solar vise un chiffre d'affaires de 1 milliard de dollars dans le solaire en 2007, en comptant notamment sur le fait que, selon la loi néerlandaise, toute construction neuve doit présenter une variante solaire.

Le tableau ci-après illustre le développement de ces énergies.



Énergie solaire thermique

 

Énergie éolienne

 

Énergie photovoltaïque

Puissance totale installée :

7 millions de m2 en Europe

 

Puissance totale installée dans le monde :

7700 mégawatts

 

Puissance totale installée dans le monde :

300 mégawatts (en 1996)

Coût d'installation :

2000 à 6000 F par m2 (système complet)

 

Coût d'installation :

800 à 1000 dollars par kilowatt

 

Coût d'installation :

6000 à 8000 dollars par kilowatt

 
 

Coût de production :

3 à 8 cents par kilowattheure

 

Coût de production :

50 à 75 cents le kilowatt/heure

 
 

Encombrement au sol :

0,79 km2 par mégawatt

 

Encombrement au sol :

0,12 km2 par mégawatt

Rendement : 35 à 40 %

 

Rendement : 15 à 35 %

 

Rendement : 5 à 15 %

Source : L'Usine nouvelle - N° 2638. Avril 1998

3. Sur le plan de l'aménagement du territoire

Les énergies renouvelables peuvent offrir des opportunités de développement d'énergie décentralisée. Elles constituent la ressource idéale pour les territoires et les sites isolés.

Le dernier Conseil interministériel d'aménagement du territoire (CIADT) a confirmé ce principe en décidant qu'au travers de schémas de services collectifs énergie serait favorisée la production décentralisée utilisant de préférence les énergies renouvelables, si elles se révélaient moins coûteuses qu'une énergie alternative fournie au même point.

Il est certain que l'énergie solaire ou éolienne facilitent la décentralisation en dissociant l'apport d'énergie de l'extension du réseau de lignes électriques, source de dépenses et de déperdition d'énergie.

En outre, les expériences déjà menées dans ce domaine montrent que des projets de ce type peuvent être intéressants pour les collectivités locales.

B. LA NÉCESSITÉ D'OBÉIR À DES RÈGLES PRÉCISES

Cependant, si la France choisit de développer les énergies renouvelables, ce choix devra être précédé d'une réflexion visant à préciser les types d'énergies renouvelables les mieux adaptés, la façon dont elles seront dédiées aux divers besoins, les moyens de soutien à utiliser et les voies à explorer pour améliorer leur technologie.

1. Un choix judicieux et des cibles précises

Les énergies renouvelables regroupent toutes les énergies tirées du soleil, du vent, de l'eau (centrales hydrauliques, usines marémotrices) des végétaux (bois, carburants verts, biogaz), ou de la chaleur de la terre (géothermie). Un ensemble disparate dans lequel l'hydroélectricité et le chauffage au bois occupent une place prépondérante tandis que l'usage du solaire, de l'éolien ou de la géothermie reste négligeable.

a) L'énergie éolienne

La France dispose d'un fort potentiel d'énergie éolienne, compte tenu d'une situation géographique particulièrement favorable (côtes de la Manche et de la Mer du Nord, Golfe du Lion...). Le ministère de l'industrie a lancé en 1996 le programme Eole 2005, visant à porter le parc éolien français de 4 MW à un niveau compris entre 250 et 500 MW.

L'énergie éolienne peut être utilisée pour le pompage de l'eau et pour la production d'électricité. Cette dernière utilisation peut se révéler intéressante pour les sites éloignés de tout réseau de distribution, compte tenu du coût d'extension du réseau. Il s'agit alors d'aérogénérateurs domestiques (" petites éoliennes ") qui peuvent fournir au maximum 25 kw pour des besoins individuels.

Les coûts de stockage en batterie et de transformation sont assez élevés et portent à 60-80 centimes le kilowatt/heure ; toutefois cette solution est compétitive par rapport au prix de l'électricité fournie par les groupes électrogènes diesel fonctionnant au fioul. On peut donc les recommander pour les sites isolés des réseaux (2 500 à 3 000 sur le territoire hexagonal), pour la Corse ou les départements et territoires d'outre-mer.

Lorsque les besoins sont relativement importants, il est préférable d'avoir recours à des systèmes hybrides associant une éolienne, une installation solaire photovoltaïque et un groupe diesel. Ces systèmes sont intéressants à partir de quelques centaines de watts, c'est-à-dire pour des petits réseaux collectifs (la centrale mixte de l'île de la Désirade, en Guadeloupe, produit 35 % de l'électricité de l'île).

Il existe aussi des éoliennes de grande puissance, regroupées dans des " fermes ", et raccordées au réseau. La France en compte quatorze (neufs aérogénérateurs de 300 kw à Dunkerque, une éolienne de 200 kw et quatre de 500 kw dans l'Aude). Ce potentiel devrait nettement s'accroître à l'issue du plan Éole 2005.

Toutefois, même si le coût de cette énergie se situe maintenant entre 30 et 50 centimes/kWh (30 centimes étant le seuil de rentabilité), on ne peut raisonnablement compter sur un réel développement d'une production centralisée d'électricité "propre" en France, tant que n'auront pas été réduites les nuisances sonores et visuelles des éoliennes.

b) L'énergie solaire

La filière thermique se compose essentiellement du chauffage solaire passif qui permet de chauffer des habitations, des piscines et de produire de l'eau chaude (particulièrement l'eau chaude sanitaire en habitat collectif).

La France était, en 1990, le pays d'Europe ayant le plus grand nombre d'installations collectives (hôpitaux, casernes, maisons de retraite...). Il convient d'encourager les responsables des collectivités locales à choisir cette solution car si le prix de l'investissement de base (capteurs solaires et chaudière d'appoint au bois) est supérieur à celui d'une chaudière au fioul, le coût de fonctionnement est largement inférieur.

De plus, on peut envisager d'organiser une campagne d'information afin de sensibiliser les responsables de collectivités locales à l'intérêt du chauffage solaire pour les piscines.

La filière photovoltaïque mérite une attention particulière. L'effet photovoltaïque, découvert par le physicien Becquerel en 1839, permet la conversion directe du rayonnement solaire en électricité : des cellules photovoltaïques (photopiles) produisent un courant continu32(*) lorsqu'elles sont éclairées par la lumière du soleil ; elles font appel à des matériaux semi-conducteurs tels que le silicium.

La croissance des installations photovoltaïques dans le monde a été en moyenne de 23 % par an de 1980 à 1995, ce qui montre l'intérêt suscité par ce type d'énergie qui offre trois principales voies d'utilisation :

- les petits appareils (montres, calculettes, téléphones...) ;

- l'alimentation en électricité d'habitations, de villages, d'équipements publics ou professionnels éloignés de tout réseau de distribution (monuments isolés, arrêts de ramassage scolaire, balises lumineuses, bouées maritimes, relais de télécommunications...). Ce marché est en pleine expansion ;

- la production d'électricité raccordée à un réseau de distribution, soit par des toits ou murs photovoltaïques, soit par des centrales électriques photovoltaïques.

En France, c'est le deuxième type d'utilisation (générateurs photovoltaïque autonomes) qui est le mieux adapté à notre économie et notre territoire.

À l'instar de l'énergie éolienne, et éventuellement en se combinant avec elle, l'énergie photovoltaïque peut permettre d'électrifier des sites isolés : en effet, le coût d'investissement du générateur photovoltaïque est très inférieur à celui du raccordement au réseau électrique. Le coût d'un km de ligne électrique varie de 100 000 à 250 000 F et le prix du kilowatt solaire a été divisé par vingt-cinq en vingt ans (de 100 dollars en 1975, le prix du watt photovoltaïque est passé à 4 dollars). Les expériences menées dans l'Aude et dans le Gard montrent que cette solution permet de revitaliser des zones rurales désertées quelques décennies plus tôt.

Par ailleurs, les générateurs photovoltaïques autonomes ont un marché potentiel mondial gigantesque pour l'électrification des habitations non raccordables au réseau dans les pays en développement (2 milliards d'hommes).

c) L'énergie hydraulique

En France, la " grande " hydraulique est presque totalement exploitée. En revanche, on peut envisager le développement de la " petite " hydraulique, grâce à des minicentrales : celles-ci sont techniquement performantes et permettent, en outre, aux entreprises françaises de prendre des parts de marché à l'exportation.

d) La géothermie

La géothermie -qui compte une cinquantaine d'installations en France représentant 200 000 logements en France - est hautement tributaire des incitations et garanties offertes par la puissance publique. Elle a été relativement marginalisée lorsque les cours du pétrole sont revenus dans une fourchette raisonnable, mais elle demeure une activité rentable lorsqu'elle est utilisée convenablement par des donneurs d'ordre compétents et intéressés à son succès. De plus, il convient de ne pas négliger les opportunités récemment découvertes des roches chaudes sèches (RCS).

e) La biomasse

Elle représente le tiers de la production d'énergies renouvelables en France et fait l'objet de quatre programmes : le plan bois-énergie, le programme bois-déchet, la production d'électricité à base de biomasse et le programme biogaz.

La filière bois produit 4 % de l'énergie consommée (près de 9 millions de tep), faisant de notre pays le quatrième consommateur de ois-énergie en Europe. 7,2 millions de logements individuels sont équipés d'appareils de chauffage au bois et 350 chaufferies collectives au bois sont installées pour l'alimentation, directe ou en réseau, d'ensembles immobiliers ou d'équipement publics.

Le bois est un combustible favorable à l'environnement. Pour l'ensemble de la filière (approvisionnement, transformation et brûlage du combustible), l'utilisation de bois contribue à l'effet de serre, pour une même quantité produite :

- douze à quinze fois moins que le charbon ;

- sept à douze fois moins que les filières fioul ou gaz naturel ;

- deux à quatre fois moins que la filière électricité33(*).

De plus cette filière utilise nos ressources naturelles et valorise les déchets forestiers (cette valorisation facilite la gestion des forêts en abaissant le coût des éclaircies et celui de la conversion des taillis en futaies).

C'est pourquoi il serait utile de réactiver le plan énergie-bois lancé en 1994, de créer des filières structurées d'approvisionnement en bois.

Cette filière est, en effet, défavorisée par rapport au pétrole au gaz ou à l'électricité : le succès, en Corse, de la société d'économie mixte " Corse bois énergie " réunissant la région et Elf est exemplaire.

Dans le cadre de la revalorisation de la filière bois, on peut s'interroger sur le bien-fondé de l'augmentation de la TVA (de 5,5 % à 20,6 %) sur les abonnements énergétiques, qui a beaucoup pénalisé les réseaux de chaleur où l'abonnement représente la moitié du prix.

En revanche, on peut se féliciter qu'au moment même où le Sénat s'inquiétait de ce problème34(*), les pouvoirs publics aient fait paraître une instruction permettant l'application du taux réduit de TVA à tout le bois de chauffage, et non au seul bois de chauffage " à usage domestique ". Cette mesure favorise l'utilisation du bois pour le chauffage des maisons de retraite, hôpitaux, résidences universitaires et autres bâtiments publics qui étaient pénalisés par une TVA élevée et non récupérable.

On peut également se féliciter de ce que la loi de décembre 1996 sur la qualité de l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie ait prévu de rétablir l'obligation de munir d'un conduit de fumée les logements nouvellement construits, qui avait été abandonnée dans les années soixante, ce qui empêchait les propriétaires de maisons chauffées électriquement de basculer vers d'autres formes de chauffage, soit à titre principal, soit même seulement en appoint. Il importe désormais que les décrets d'application soient publiés dans les meilleurs délais, faute de quoi cette décision restera sans effet...

Enfin, on peut noter que la filière bois est en voie de modernisation car on voit apparaître de nouveaux produits (plaquettes, sciures compactées) et de nouvelles techniques de boisement, tels les taillis à courte rotation (il s'agit de saules ou de peupliers récoltés au bout de cinq à sept ans, permettant un fort rendement de dix à treize tonnes de bois sec à l'hectare).

Le projet complémentaire visant à la valorisation énergétique de déchets de la filière bois et des résidus de l'exploitation des forêts, lancé au début de l'année 1998, mérite lui aussi d'être soutenu.

La biomasse moderne présente le plus grand potentiel probable d'énergie, selon l'analyse du Conseil mondial de l'Énergie35(*). Elle comprend les résidus de culture (paille, rafles du maïs), les déchets d'élevage, les déchets urbains et les déchets agro-alimentaires (bagasse de la canne à sucre, liqueurs noires des usines de pâtes à papier...). La récupération et le traitement des déchets permet d'obtenir du biogaz, pour une réaction de fermentation qui se produit dans un digesteur en milieu anaérobie.

Le biogaz est utilisable à proximité de l'endroit où il est produit mais il nécessite une épuration.

C'est une énergie de proximité non négligeable. En France, on dispose de trois millions de tonnes de déchets agro-alimentaires qui ne sont pas valorisés. De plus les déchets de décharges et boues d'épuration pourraient fournir 350 000 tep/an.

f) Les biocarburants 

L'éthanol a été produit dès le début des années 1980 aux États-Unis (à partir du maïs) et au Brésil (à partir de la canne à sucre). En Europe, la production des biocarburants a commencé au début des années quatre vingt-dix, pour offrir un nouveau débouché à l'agriculture et a pris deux directions principales :

- l'incorporation des esters d'huiles végétales (EMHV) dans les gazoles à des taux variant de 5 à 100 % suivant les orientations prises dans les différents pays. La France a choisi d'incorporer l'ester à des taux réduits tandis que l'Allemagne et l'Autriche l'incorporent au taux de 100 % dans des véhicules adaptés ;

- l'incorporation d'ETBE (éthyl tertio butyl éther), obtenu à partir d'éthanol et permettant d'oxygéner les essences sans plomb.

En France, la production de biocarburants a été suscitée par la " jachère stérile " imposée par la politique agricole commune ; elle a été particulièrement favorisée par des avantages fiscaux.

Dans l'état actuel, le coût des biocarburants est trois fois plus élevé que celui des carburants d'origine fossile. Une amélioration de la compétitivité pourrait venir d'un accroissement de taille des unités de production (effet d'échelle) et par un soutien de la recherche. Les États-Unis ont ainsi réussi à diviser par deux le prix de revient de l'éthanol en moins de dix ans.

En France, on peut notamment constater des progrès de productivité :



Évolution des surfaces et production annuelle d'EMHV

Année

1994

1995

1996

1997

Surface colza EMC en ha année de récolte36(*)

128 402

264 271

192 728

149 336

Quantité commercialisée (en tonne) année civile37(*)

64 064

152 856

215 864

250 000 (prévision)

L'amélioration de la compétitivité de la filière biocarburants constitue un enjeu important, car la loi sur la qualité de l'air prévoit l'incorporation obligatoire, pour les véhicules des services de l'État et des collectivités territoriales -notamment pour les flottes captives- d'un minimum d'oxygène dans les carburants, ouvrant la voie à l'utilisation de quantités significatives d'ETBE et d'EMHV.

Là encore, comme pour la filière bois, il importe que les décrets d'application de la loi du 30 décembre 1996 soient publiés dans les meilleurs délais.

2. Mettre en place des financements adaptés

a) La concurrence du secteur électrique

Les énergies renouvelables subissent la forte concurrence de l'électricité distribuée par le réseau national dans les zones rurales. Ces mécanismes de financement de l'électrification rurale ont longtemps privilégié le renforcement des réseaux au détriment du recours à la production décentralisée d'électricité dans des sites où celle-ci était pourtant moins coûteuse.

Il conviendrait, au contraire, d'exploiter systématiquement les niches de rentabilité des énergies renouvelables en faisant en sorte de placer les promoteurs de ces énergies et le Fonds d'amortissement des charges d'électrification (FACE) en situation de coopération et non de concurrence.

Un pas a été fait dans cette direction lorsqu'en 1995 EDF et l'ADEME ont ajouté au budget traditionnel du FACE (1 505 millions de francs par an pour le renforcement des réseaux) une enveloppe de 100 millions de francs par an destinée à subventionner la production décentralisée d'électricité quand elle s'avère moins coûteuse que l'extension du réseau. Il paraît indispensable d'amplifier cette politique et, parallèlement, de simplifier la procédure administrative de demande de fonds au FACE. Celle-ci est en effet si lourde qu'un particulier doit attendre au minimum un an et parfois deux ans avant d'obtenir l'aide lui permettant de mettre en place son installation électrique. Ces délais sont de nature à décourager de nombreuses initiatives.

b) La péréquation des tarifs

On ne peut à ce sujet qu'approuver les termes du récent rapport d'évaluation de la maîtrise de l'énergie du Commissariat Général du Plan :

Si l'on peut admettre que la solidarité nationale s'exprime par la prise en charge des surcoûts d'approvisionnement en énergie de certaines zones où cet approvisionnement est plus coûteux, il n'y a aucune raison pour que la subvention accordée privilégie les usages thermiques (non spécifiques) de l'électricité par rapport à d'autres solutions moins coûteuses et notamment par rapport aux énergies renouvelables. "

c) Le choix des modes les plus pertinents d'incitation au développement des énergies renouvelables

Plutôt que des subventions ponctuelles à l'investissement, votre commission d'enquête considère que la fixation d'un tarif d'achat favorable aux énergies renouvelables est une solution efficace.

Ce tarif peut être établi à l'avance et s'appliquer à toutes les réalisations. Mais il peut également être attribué, projet par projet, à l'issue d'un appel à propositions concernant une puissance installée globale déterminée. Chaque projet doit comporter un tarif de rachat qui sera appliqué si la proposition est retenue. C'est le système utilisé en Grande-Bretagne dans le cadre de la NFFO (Non Fossil Fuel Obligation) et c'est également celui qu'a choisi EDF pour le programme Éole 2005.

3. Promouvoir la recherche technologique

Développer les énergies renouvelables suppose que des moyens importants en recherche et développement soient donnés à ce secteur. A titre de comparaison, il convient de noter que les Etats-Unis ont consacré en 1995 un budget deux fois plus élevé aux énergies renouvelables que celui consacré au nucléaire.

De nombreuses pistes peuvent, en effet, être explorées :

- l'amélioration de la filière bois par des systèmes de postcombustion et de catalyse (qui détruisent une bonne part des gaz imbrûlés mais qui sont encore coûteux et fragiles) ; l'adjonction aux chaudières d'un système d'alimentation forcée en air, le " turbo ", actuellement limitée par des problèmes de corrosion ; l'association des appareils de combustion du bois à un système de stockage de chaleur (principe de l'hydro-accumulation) ;

- les recherches dans le domaine de la géothermie RCS (roches chaudes sèches) ;

- les progrès des éoliennes : amélioration du profil et du revêtement des pales, diminution du bruit aérodynamique, possibilité de tourner à une vitesse variable, et surtout développement des techniques d'installation des éoliennes off-shore ;

- le renforcement de la résistance des capteurs solaires aux hautes températures et hautes pressions (actuellement expérimenté dans la centrale solaire de Rehovot, en Israël) ;

- la combinaison des énergies renouvelables et des énergies fossiles ;

- l'énergie marémotrice ;

- en ce qui concerne la biomasse :

le développement de l'épuration du biogaz permettant de le mettre aux normes du gaz naturel ;

la combinaison de la cogénération et du recours à la biomasse ; l'amélioration des techniques de gazéification ;

l'amélioration de la rentabilité des biocarburants et la recherche de solutions permettant de cultiver les produits agricoles d'où sont issus les biocarburants avec un respect accru de l'environnement (recherche à mener notamment au sein de l'AGRICE)38(*).

Il apparaît donc qu'en France les énergies renouvelables peuvent constituer des énergies d'appoint mais aussi permettre, dans certaines zones rurales isolées, une production décentralisée de chaleur et d'électricité, plus rentable qu'un raccordement au réseau national. En Corse et, plus encore, dans les départements d'outre-mer, elles peuvent trouver de véritables niches de rentabilité.

Il est indéniable que l'existence d'une entreprise monopolistique a été jusqu'à présent peu favorable au développement de petits projets locaux. Force est de constater que dans les communes où l'électricité est distribuée par des régies locales, de petites unités ont vu le jour qui se sont avérées parfaitement compétitives. Votre commission souhaite que ces expériences se développent, car elles répondent aux aspirations légitimes des collectivités locales d'intervention dans le domaine énergétique. Elle estime que la décentralisation dans ce domaine permet de rechercher la meilleure utilisation des énergies primaires, ce qui n'est pas le cas actuellement dès lors que l'aspect commercial prend le pas sur l'aspect service public (chaleur issue de la cogénération ou issue de l'incinération des déchets ménagers concurrencée par le gaz, production de chalaur et d'électricité à partir du gaz freinée par la concurrence avec l'électricité fournie par EDF ....).

Par ailleurs, les technologies d'exploitation des énergies renouvelables, qui sont en constante amélioration et que les industries françaises maîtrisent assez bien, peuvent donner lieu à d'importantes exportations. Il convient, dans cette optique, que la France offre une " vitrine " des produits qu'elle propose.

Votre commission d'enquête souhaite donc que l'effort soit poursuivi. Elle se félicite à cet égard de la décision prise par le Gouvernement d'assurer un financement pérenne à l'ADEME en vue de stimuler l'innovation et la recherche dans ce domaine. Elle considère que le rôle de conseil de cet établissement devra être renforcé, notamment auprès des collectivités locales et estime indispensable que ses missions soient clairement redéfinies.

Votre commission d'enquête estime cependant qu'il faut demeurer réaliste. Ne rêvons pas ! Quels que soient les progrès accomplis, il est clair que les énergies renouvelables ne pourront représenter qu'une part très limitée du bilan énergétique et qu'elles ne sauraient, en France, constituer une alternative à l'utilisation de l'énergie nucléaire, comme certains le préconisent.

CHAPITRE IV -

CONSOLIDER NOS ACQUIS DANS LE NUCLÉAIRE

La commission d'enquête en est convaincue : la maîtrise de l'énergie doit impérativement redevenir une priorité de façon à desserrer l'étau des contraintes ; les énergies renouvelables méritent d'être développées, mais il ne faut cependant pas cacher que, d'ici 2020, elles ne représenteront qu'un très faible pourcentage de notre bilan énergétique. Au total, ni les unes et ni les autres ne sauraient à elles seules nous permettre de répondre aux défis énergétiques d'aujourd'hui et de demain.

Les fondements de notre politique -en tout cas dans un horizon de temps à échelle humaine- resteront centrés sur les énergies classiques que sont les énergies fossiles et l'énergie nucléaire.

Il apparaît donc essentiel que la France continue à consolider ses acquis dans ces secteurs. C'est une garantie essentielle de la pérennité et de la sécurité tant de son développement économique que du bien-être de ses citoyens. Eu égard à l'évolution des contraintes et du paysage énergétique mondial, ceci suppose d'abord que notre pays se donne les moyens d'une politique nucléaire ambitieuse.

La France occupe une situation éminente dans un certain nombre de secteurs de haute technologie. Avec des domaines d'excellence tels que l'aéronautique, l'espace et la construction ferroviaire, l'industrie nucléaire constitue l'un des fers de lance de notre industrie. Elle participe à la compétitivité de notre économie, tant sur le marché domestique que sur les marchés extérieurs.

Mais, on le sait, en France comme ailleurs, le nucléaire ne peut avoir d'avenir et l'opinion publique ne saurait l'accepter qu'à deux conditions :

- que la technologie soit à la fois sûre et compétitive ;

- et que soit maîtrisée la gestion de l'aval du cycle nucléaire, notamment le sort des déchets radioactifs.

I. LA FILIÈRE NUCLÉAIRE DOIT RESTER UN FER DE LANCE DE L'INDUSTRIE FRANÇAISE

La filière nucléaire française représente un secteur de haute technologie qui occupe une place essentielle dans notre économie.

Il ne faudrait cependant pas croire, au motif qu'un certain nombre de pays industrialisés ont ralenti, voire stoppé, leurs programmes électronucléaires pour des raisons économiques ou politiques, que l'énergie nucléaire serait inéluctablement sans avenir et la France, le seul pays à persévérer dans une voie que certains assimilent -à tort- à une impasse.

En réalité, ne nous y trompons pas : nos compétiteurs poursuivent leurs avancées, notamment en direction des marchés extérieurs, même lorsque leur marché intérieur leur est interdit.

Or, dans le même temps, le Gouvernement français -au cours du Conseil interministériel du 2 février 1998- a adopté certaines mesures qui pourraient remettre en cause la cohérence de la filière nucléaire et gravement handicaper l'avenir de l'industrie électronucléaire française.

Est-ce raisonnable, alors qu'il y a tout lieu de penser que le nucléaire est indispensable et qu'il paraît promis à un avenir certain ?

A. LA FILIÈRE NUCLÉAIRE FRANÇAISE : UN RÔLE ÉCONOMIQUE ET SOCIAL D'IMPORTANCE

Secteur de très haute technologie, la filière électronucléaire exerce, en France, un rôle essentiel tant au plan économique qu'en termes d'emplois.

Il est aujourd'hui assez largement connu qu'elle est à l'origine de 30 % de l'énergie primaire et de plus de 80 % de l'électricité (82 % en 1997) produites en France.

On connaît moins, en revanche, l'ampleur de ses investissements (800 milliards de francs depuis 20 ans), l'importance de sa recherche, de sa valeur ajoutée (104 milliards de francs en 1994), du chiffre d'affaires de ses entreprises (environ 205 milliards de francs au total) ou le poids de ses exportations dans notre balance commerciale (32 milliards de francs en 1996). Enfin, et ce n'est pas le moindre, son rôle dans l'emploi est majeur : en effet, environ 100.000 personnes travaillent directement dans le secteur nucléaire et ce dernier fournit, en outre, 100.000 emplois indirects.

Performante, l'industrie nucléaire française n'en est pas moins confrontée à une concurrence croissante sur les marchés tiers.

B. SES COMPÉTITEURS POURSUIVENT LEURS AVANCÉES

Les concurrents de la France dans le domaine nucléaire poursuivent, en effet, leurs avancées technologiques et commerciales.

1. La concurrence concernant les centrales nucléaires

a) La concurrence mondiale : état des lieux

Différents types de centrales nucléaires sont proposés par les constructeurs mondiaux (Framatome, Siemens, ABB, Westinghouse, B & W, General Electric, Mitsubishi, etc...).

En fait, le marché des centrales électronucléaires dans le monde comporte deux parties :

- le marché principal qui concerne les pays acceptant les règles internationales de contrôle des matières nucléaires ;

- le marché plus restreint qui concerne des pays s'affranchissant de ces règles, tels que l'Inde, le Pakistan, l'Iran... Sur ce deuxième marché, seules la Russie et la Chine se présentent comme fournisseurs.

Sur le marché principal, les offres concurrentes de la nôtre sont pour l'essentiel des offres américano-japonaises. Les fournisseurs américains se sont associés aux constructeurs japonais -appuyés sur un marché domestique porteur- pour continuer d'enrichir leur savoir-faire à la faveur de l'expérience de construction et d'exploitation dans ce pays. Ces fournisseurs sont :

- Westinghouse, allié à Mitsubishi, pour les modèles à eau pressurisée, en particulier le modèle AP 600 qui ne bénéficie pas encore de référence. Westinghouse est fortement présent en Corée et au Japon où il a vendu respectivement 6 et 2 tranches ;

- General Electric, allié à Hitachi et Toshiba, pour les modèles à eau bouillante. L'ABWR de 1.300 MW (Advanced BWR) bénéficie désormais d'une référence au Japon avec deux tranches en exploitation et environ 10 tranches en perspective. S'y ajoutent 2 tranches à Taïwan (en plus des 4 tranches déjà en service) et 2 tranches en service en Corée.

Ajoutons que le groupe américano-européen Combustion Engineering-ABB, allié aux Coréens pour le modèle à eau pressurisée, a vendu deux tranches en Corée.

Pour être exhaustif, il convient de citer :

- les centrales à eau lourde canadiennes CANDU, qui ont été vendues en Corée (2 tranches) en Roumanie et en Chine (2 tranches) ;

- les centrales à eau pressurisée russes de 1.000 MW du modèle VVER 1000-AES 91 (2 tranches) vendues récemment en Chine et du modèle 640 MW en développement.

b) L'attrait du marché chinois

Qu'en est-il du marché chinois, qui figure aujourd'hui parmi les marchés les plus attractifs en ce domaine ?

Une délégation de votre commission d'enquête s'est rendue en Chine pour en étudier les perspectives d'évolution.

Voici très brièvement les principales conclusions qui ressortent de ses nombreux entretiens à Pékin :

La consommation d'énergie en Chine est en forte croissance. Aujourd'hui, environ 20 % de la demande d'électricité demeure insatisfaite en Chine. C'est dire l'importance des besoins et du marché potentiel. L'explosion économique du pays ne peut qu'amplifier cette situation, qu'il faut considérer à l'aune de sa situation démographique (1,2 milliard de personnes).

Le neuvième plan quinquennal chinois (1996-2000) prévoit l'augmentation de la capacité énergétique installée de 20.000 MW par an, pour atteindre 300.000 MW en l'an 2000.

Les Chinois envisagent de faire évoluer leur bilan énergétique progressivement.

A l'heure actuelle, leur production d'énergie électrique est d'origine thermique (charbon) à hauteur de 81 %, hydraulique pour 18 % et nucléaire pour seulement 1 %.

On peut penser que le charbon continuera à contribuer à l'essentiel de leur production d'électricité, tant en raison de sa disponibilité (il s'agit de leur principale ressource) que de son faible prix et de la dépendance culturelle de la Chine à son égard. La part de l'hydroélectricité devrait augmenter et pourrait passer à 20 % en 2000, puis 30 % en 2010 grâce à l'existence d'un énorme potentiel (dont seul 10 % est aujourd'hui exploité).

Enfin, les Chinois confirment leur volonté de poursuivre dans la voie nucléaire, à l'aide de transferts de technologie et d'accords de fabrication locale de plus en plus poussés.

La part du nucléaire devrait probablement atteindre 3 % d'ici dix ans. Cela est peu en valeur relative, mais considérable en valeur absolue dans un marché d'une telle taille et en forte expansion. D'ici 2010, le parc nucléaire chinois pourrait ainsi atteindre une vingtaine de centrales.

A plus long terme, des programmes nucléaires plus ambitieux pourraient d'ailleurs être conduits si l'on considère l'impressionnant décollage économique des régions côtières39(*) et la prise de conscience croissante par les décideurs des défis environnementaux, liée certes aux négociations internationales concernant l'effet de serre mais aussi, et surtout, à la réalité de la pollution atmosphérique dans les villes chinoises. Celle-ci résulte de la forte croissance du parc automobile et de l'utilisation non contrôlée du charbon dans le secteur domestique et dans l'industrie.

Dans ce contexte, comment la concurrence mondiale se présente-t-elle ?

La délégation n'a pu que se réjouir de l'excellent accueil que lui ont réservé l'ensemble des personnalités qu'elle a pu rencontrer en Chine et leur souhait exprimé de poursuivre une coopération avec la France dans différents domaines : nucléaire, charbon, secteur pétrolier, maîtrise de l'énergie, énergies renouvelables...

S'agissant du secteur nucléaire40(*), elle a pu constater que la Chine était convaincue de l'intérêt de séries standard de centrales du même modèle mais que, dans le même temps, la forte croissance de ce pays aux immenses besoins, nécessitait le recours à toutes les lignes de crédit disponibles dans le monde pour s'équiper en unités de production d'électricité.

C'est ainsi que, malgré la satisfaction retirée de la fourniture française pour Daya Bay (deux tranches) et la construction en cours des deux tranches de Ling Ao, la Chine a récemment acheté deux tranches russes (VVER 1000 -AES 91) et deux tranches canadiennes (CANDU).

A la faveur de la normalisation des relations sino-américaines, le puissant lobbying des fournisseurs américano-japonais précités représente une menace importante pour l'offre française. Dans ce paysage, il ne faut pas oublier l'offre Combustion Engineering-ABB (allié avec le coréen KEPCO) et la poursuite éventuelle des contrats avec les Russes et les Canadiens.

Enfin, Siemens est présent en Chine. Compétiteur vigoureux de l'offre française pour les premières centrales importées par ce pays dans les années 80, son accord avec Framatome pour créer la filiale commune NPI a sans doute facilité l'extension à Ling Ao de l'offre EDF/Framatome/Gec-Alsthom.

Ainsi, le marché chinois a beau être potentiellement immense, le nombre des fournisseurs, même s'il a été réduit par les regroupements, reste important et constitue une concurrence redoutable pour l'offre française.

Dans ce contexte fortement concurrentiel, la France bénéficie d'atouts certains (qualité de sa technologie, effet de série, prix...). Mais son succès commercial en Chine semble dépendre de deux facteurs essentiels :

- sa capacité à élaborer des propositions de financement satisfaisantes, dans la mesure où ce critère est devenu majeur ;

- la crédibilité de l'ensemble de la filière nucléaire française, gage de la confiance que lui portent les Chinois. Sur ce point, votre délégation a été frappée par les réactions de l'ensemble de ses interlocuteurs chinois à la suite de la décision du gouvernement français de fermer le réacteur Superphénix : incompréhension sur son principe même, interrogation quant à ses motifs réels, instillation d'un doute profond sur l'avenir de l'ensemble de la filière nucléaire française et, par là-même, sur l'opportunité de continuer à recourir à cette dernière.

A titre d'exemple, citons M. Qitao Huang, responsable de l'Administration nationale de la sûreté nucléaire : " j'estime que la filière à neutrons rapides est indispensable pour obtenir la transmutation des déchets et pour notre développement électronucléaire. Certains cependant s'y opposent, en raison de l'abandon de Superphénix par le Gouvernement français ".

Inutile de dire que les Russes tentent de s'engrouffrer dans la brèche et n'ont pas manqué de rappeler aux Chinois qu'ils disposaient de deux réacteurs à neutrons rapides en fonctionnement...

2. Les activités se rattachant à l'aval du cycle

L'aval du cycle proprement dit est une activité où les industriels intervenant sont parfois liés aux fournisseurs de centrales nucléaires. Les opérateurs utilisant les services de ces industriels agissent à partir de directives ou sous le contrôle des pouvoirs publics.

A l'heure actuelle, on peut distinguer deux principaux types d'activités se rattachant à l'aval du cycle :

- l'entreposage des combustibles usés en attente de stockage (Etats-Unis, Suède, Allemagne). Sur ce marché, des sociétés spécialisées commercialisent des conteneurs ou emballages de transport dont l'utilisation a été étendue à un entreposage d'attente, dans des sites sélectionnés ;

- le retraitement de ces combustibles, afin d'en diminuer l'activité et le volume, suivi de la vitrification des déchets ultimes et de leur stockage.

Cette activité ne concerne pratiquement que deux pays avec des opérateurs spécialisés offrant mondialement leurs services: la France avec COGEMA, la Grande-Bretagne avec BNFL. Le Japon, avec PNC qui exploitait l'usine de Tokaï-Mura récemment arrêtée, apparaît loin de déboucher sur une offre industrielle significative.

Au total, seuls quelques grands pays hautement industrialisés maîtrisent la technologie nucléaire. Mais leur concurrence est réelle : non seulement leurs opérateurs occupent leur marché intérieur, mais encore, alors que ce dernier est à maturité, voire en décroissance pour les raisons déjà évoquées, leur concurrence s'avère de plus en plus vive sur les marchés extérieurs.

Dans un tel contexte, n'est-ce pas un paradoxe saisissant de constater qu'alors que la France bénéficie de multiples atouts41(*), des discours et des décisions de nature à les compromettre se développent ?

Cette attitude, même émanant d'une composante minoritaire du Gouvernement, a trouvé un écho qui a inspiré certaines décisions gouvernementales récentes.

C. IL ÉTAIT UNE FOIS... SUPERPHÉNIX

1. La genèse de Superphénix

a) Les postulats

Revenons un petit quart de siècle en arrière. Nous sommes, en 1974, en pleine crise internationnale. Le prix du pétrole a flambé : il a plus que quintuplé. Les tensions sur le marché de l'énergie incitent la France -et un certain nombre d'autres pays- à lancer un programme électro-nucléaire ambitieux. Ces évolutions font même craindre une pénurie d'uranium. La filière à neutrons rapides apparaît alors comme un moyen de tirer parti de tout l'uranium naturel (alors que les réacteurs nucléaires ordinaires n'en utilisent que 0,7 %...). Le temps semble presser. Aussi, la France décide-t-elle de franchir un saut technologique très ambitieux, sans doute risqué : passer d'un seul coup des 250 mégawatts du réacteur de recherche sur cette filière, Phénix aux 1.200 mégawatts de Superphénix. Rappelons que nos concurrents japonais ou russes se contentent respectivement de 280 et 600 mégawatts.

Avec le recul -mais la critique n'est-elle pas plus facile a posteriori que lorsqu'on se trouve au pied du mur, face à l'urgence créée par une situation critique ?-, on constate que cette décision reposait sur des postulats aujourd'hui erronés :

- la pénurie d'uranium, alors évoquée, n'est pas survenue ;

- nous ne sommes pas dans une situation où la rareté et la cherté du pétrole rendraient la surgénération concurrentielle.

Mais replaçons nous dans le contexte de l'époque. Encore en janvier 1984, Laurent Fabius, alors ministre de l'Industrie, ne tenait-il pas des propos plus qu'encourageants devant ses collègues européens, déclarant que le surgénérateur était " parmi les technologies en gestation, l'une des plus prometteuses en termes d'indépendance "42(*) ?

b) Le coût

Par ailleurs, le coût de construction et de fonctionnement de Superphénix a dépassé les estimations initiales. Dans son rapport de janvier 1997, la Cour des Comptes l'a évalué à 60 milliards de francs répartis entre les partenaires du consortium européen NERSA43(*) à concurrence de 51 % pour EDF, 33 % pour l'électricien italien ENEL et 16 % pour le consortium SBK, qui regroupe les électriciens allemands RWE, néerlandais SEP et belge Electrabel. En réalité, compte tenu de la valeur de l'électricité fournie au réseau par le réacteur, les dépenses s'élèveraient, selon elle, à 40,5 milliards de francs.

Le coût d'investissement de Superphénix serait environ deux fois et demi celui d'une centrale nucléaire à eau de même puissance, ceci étant surtout dû au caractère " prototype " de l'installation, préalable indispensable au lancement d'une série.

c) Les difficultés de fonctionnement

Superphénix a, par ailleurs, subi un certain nombre de difficultés de fonctionnement. Mais, quel prototype n'en a pas ? Le saut technologique réalisé -et les extrapolations qu'il a rendu nécessaires pour passer directement du stade de la recherche à celui du prototype industriel- n'expliquent-ils pas une grande partie des incidents enregistrés ? Quels ensembles industriels n'en ont pas connus, que ce soit en Grande-Bretagne ou au Japon, par exemple.

Aussi, même s'il convient de reconnaître le caractère quelque peu excessif de ce saut, on ne saurait pour autant adhérer au discours de certains qui ramènent l'histoire du réacteur à une succession de déboires. Certes, deux problèmes ont affecté la partie nucléaire de la centrale ou ses annexes, au cours de ses premières années de fonctionnement. L'un comme l'autre ont nécessité des actions correctrices prolongées. L'un a concerné le barillet44(*) (en raison d'une difficulté liée au choix de l'acier dont il était composé), l'autre était dû à un défaut d'étanchéité de deux membranes en série sur le compresseur d'un circuit d'argon auxiliaire.

Si la centrale de Creys-Malville a connu d'autres dysfonctionnements, il faut souligner que la plupart n'eurent rien à voir avec la partie nucléaire de l'installation et, surtout, qu'à aucun moment les incidents survenus n'ont mis en question sa sûreté.

Enfin, on oublie trop souvent que l'interruption du réacteur de plus de quatre ans -de 1990 à 1994- est essentiellement due à des raisons strictement politiques et administratives
, épisode que M. Georges Vendryes, dans son ouvrage " Superphénix pourquoi ? " n'hésite pas à qualifier de " véritable imbroglio politico-administratif ".

La création de Superphénix avait été autorisée par un décret de 1977. A la suite du premier incident mentionné ci-dessus, MM. Michel Rocard, alors Premier ministre, et René Fauroux, ministre de l'Industrie, avaient dû modifier ce décret en 1989. Ce nouveau décret a été annulé par le Conseil d'État pour vice de forme en 1991. Le Gouvernement tergiversa longtemps avant de modifier ce décret, pour des raisons largement politiques et électorales. Une nouvelle enquête publique fut lancée, à l'issue de laquelle le rapport de la commission d'enquête recommandait le redémarrage de la centrale.

Le 11 juillet 1994, le Gouvernement de M. Édouard Balladur signait un nouveau décret d'autorisation. Ce dernier fut cependant annulé par le Conseil d'État, le 28 février 1997, au motif que la nouvelle mission confiée à Superphénix -consistant à tenter d'en faire un destructeur de plutonium, c'est-à-dire un sousgénérateur plutôt qu'un surgénérateur- aurait justifié une nouvelle enquête publique.

Au total, le bilan global du fonctionnement45(*) de Superphénix établi par M. Georges Vendryes dans l'ouvrage précité est éclairant et permet d'accéder à une vision plus objective de la réalité :

" En onze ans, du 1er janvier 1986 au 31 décembre 1996, le temps a été réparti globalement de la façon suivante :

- pendant 53 mois, soit près de quatre ans et demi au total, la centrale a connu une exploitation normale, comportant des périodes de fonctionnement avec production d'électricité à des niveaux de puissance variables, des périodes d'entretien programmé et -c'est un prototype- des périodes d'essai ;

- pendant 25 mois, soit un peu plus de deux ans au total, la centrale a été hors d'état de fonctionner par suite des travaux de réparation dont j'ai décrit plus haut l'essentiel ;

- enfin, pendant 54 mois, soit quatre ans et demi au total, la centrale, quoique techniquement en état de fonctionner, a été clouée au sol par l'absence d'autorisation de fonctionner du fait de procédures en cours.

On voit à quel point il serait abusif d'attribuer uniquement à des problèmes techniques, comme beaucoup n'ont que trop tendance à le faire, le très médiocre taux de fonctionnement moyen qu'a connu Superphénix jusqu'à aujourd'hui ".

2. L'arrêt de Superphénix : une décision grave pour la France

a) Une décision prise sans concertation

C'est dans ce contexte que le Premier ministre, M. Lionel Jospin annonçait le 19 juin 199746(*) que " Superphénix serait abandonné ". Le 2 février dernier, le Gouvernement confirmait que la centrale ne redémarrerait pas, ceci sans concertation aucune :

ni avec le Parlement : n'aurait-il pourtant pas dû être amené à se prononcer sur une telle décision, lui qui, en 1972, avait débattu de la création de la société NERSA et qui vote depuis des années les crédits de recherche et de développement de la filière des réacteurs à neutrons rapides ?

ni avec la société exploitante responsable et nos partenaires étrangers. Une concertation avec eux sur l'arrêt éventuel de la centrale ne s'imposait-elle pas, alors que la collaboration s'était déroulée dans un excellent climat, avec une répartition des tâches et des financements arrêtée en commun ?

Le Gouvernement n'en continue pas moins d'affirmer la nécessité de poursuivre la coopération avec nos partenaires européens dans le secteur nucléaire... Mais un tel souhait ne risque-t-il pas de rester un voeu pieux au vu du peu de cas qui leur a été réservé dans ce malheureux dossier ?

Les collectivités locales concernées n'ont pas été consultées non plus, alors que l'économie locale souffrira de l'arrêt du réacteur. Certes un médiateur, M. Aubert, a mis au point un programme d'accompagnement économique en faveur des entreprises et des personnes prestataires de la centrale, ainsi que du bassin d'emplois ? Qui financera ce plan d'un montant de 200 millions de francs ? Le contribuable, et à nouveau EDF, seront sollicités.

b) Une décision sans fondement autre qu'électoraliste

La sûreté de Superphénix n'a, à aucun moment, été mise en cause

La Direction de la Sûreté des Installations Nucléaires (DSIN) a toujours, à l'issue des diverses procédures administratives de contrôle, autorisé le redémarrage de la centrale et déclaré que cette dernière présentait le même degré de sûreté que les réacteurs de série du parc nucléaire français. Le rapport établi par la Cour des comptes sur les comptes de la société NERSA a d'ailleurs rappelé ce point.

Les détracteurs de Superphénix n'ont au demeurant jamais allégué un tel argument pour demander sa fermeture. Il n'empêche, des interrogations sur ce point ont pu naître dans certains esprits, tant en France qu'à l'étranger, entretenant des peurs irrationnelles bien connues dans ce domaine et des doutes sur la fiabilité de l'ensemble de la filière.

L'argument financier ne tient pas

L'argument financier mis en avant par les opposants à Superphénix
ne peut, en aucun cas, justifier l'arrêt prématuré du réacteur : celui-ci serait un gouffre financier, un véritable " puits sans fond ".

Sur ce point, le rapport précité de la Cour des Comptes de 1996 sur le coût de Superphénix fait référence. Il évalue ce coût à environ 60 milliards de francs en cas d'arrêt de l'exploitation du réacteur au 31 décembre 2000. Cette évaluation couvre cependant non seulement le coût de combustion et des premières charges de combustible et le coût de fonctionnement, mais aussi les charges futures de la post-exploitation, du retraitement du combustible, des charges financières et du démantèlement. Ceci est peu connu.

En réalité, le coût de construction de Superphénix s'est élevé à moins de 30 milliards, dont seulement la moitié à la charge d'EDF47(*).

Par ailleurs, comme le relève justement le très intéressant rapport présenté, en octobre dernier, par le groupe de travail des sénateurs Républicains et Indépendants sur la filière du nucléaire civil48(*) :

La Cour conclut ainsi à un bilan défavorable de la surgénération sur le plan financier. Il convient de noter qu'elle ne nuance pas cette conclusion en fonction des objectifs à atteindre. La seule nuance qu'elle prend en compte est le fait que Superphénix est un prototype. Nous regrettons pour notre part que certains des propos liminaires tenus par la Cour aient été perdus de vue par certains opposants, selon lesquels, d'une part, les calculs doivent être interprétés avec prudence, et d'autre part, le bilan ne tient pas compte des retombées en termes de recherche.

Plus important, sur l'évaluation du coût de la centrale, la Cour précisait bien que la méthode utilisée (coût comptable) " ne saurait être utilisée pour fonder d'éventuelles décisions relatives à la poursuite ou à l'arrêt "
.

Par ailleurs, beaucoup estiment -contrairement au Gouvernement- que la poursuite de l'exploitation de Superphénix aurait permis d'atteindre l'équilibre financier, les dépenses de fonctionnement étant payées par la vente de l'électricité produite dans des conditions normales d'exploitation, ce qui était le cas en 1996 et l'aurait probablement été dans l'avenir, le réacteur ayant atteint le stade de la maturité.

Soulignons qu'un coeur et demi est prêt à l'emploi. En effet, seule la moitié du coeur actuel a été consommée et un autre coeur est approvisionné et payé. Au total, c'est ainsi l'éclairage d'une ville telle que Lyon qui pourrait être assuré pendant quinze ans si l'on brûlait ce coeur et demi comme la simple logique l'imposerait49(*).

Le ministère de l'Industrie a, à cet égard, fort pertinemment souligné dans sa réponse à la Cour des Comptes que : " la poursuite de l'exploitation jusqu'en 2000 a très peu d'incidence sur le bilan comptable établi par la Cour, alors qu'elle permet la réalisation d'un programme de recherches auquel s'attachent des enjeux majeurs ".

Car là est bien le problème : que des choix scientifiques majeurs, engageant l'avenir de notre pays soient contrariés par des considérations, en définitive, purement politiciennes.

c) Une décision coûteuse pour EDF

On ne manque pas d'affirmer que nos partenaires de NERSA seront dédommagés. Il est vrai que l'opérateur public EDF prendra en charge les conséquences financières de cette décision hâtive.

Mais, n'est-ce pas contradictoire de lui imposer aujourd'hui cette charge, tout en l'incitant à être compétitif ?


Ainsi que le titrait Le Monde du 5 mars dernier : " EDF supportera seule l'arrêt de Superphénix  ". Elle paiera, en effet, la part de ses partenaires dans la post-exploitation et le démantèlement de la centrale. Le surcoût à la charge de l'entreprise est estimé à 5 milliards de francs, puisqu'elle n'aurait dû supporter que 51 % du coût des travaux liés à l'arrêt de la centrale, qui est évalué au total à 10 milliards de francs pour la post-exploitation et le démantèlement. Il convient d'ajouter 2,7 milliards de francs pour le retraitement du combustible qui devraient seuls être partagés entre EDF et ses partenaires de la NERSA.

Aussi, le coût total de la mise à l'arrêt définitif de Superphénix est estimé à 12,2 milliards de francs, dont 90 % à la charge d'EDF, soit 10,9 milliards de francs.

Ces chiffres sont ceux avancés par le Gouvernement, à qui notre commission d'enquête a demandé une évaluation de l'impact financier de cette fermeture. Celle-ci figure en annexe au présent rapport. Elle est du plus haut intérêt dans la mesure où elle met, en outre, en lumière d'autres conséquences moins connues de l'arrêt anticipé du réacteur. Il s'agit, notamment, du coût de la liquidation de la société NERSA, qui devrait être supporté par EDF à concurrence de 3,3 milliards de francs. Au total, le coût de l'arrêt prématuré de Superphénix s'élèverait pour EDF à 14,2 milliards de francs.

Certains avancent le contre-argument selon lequel une bonne partie des dépenses concernées auraient dû être inéluctablement engagées dans quelques années. C'est oublier le coût de l'anticipation de ces dépenses, qui est réel et s'ajoute au fait que la répartition de ces dernières entre les partenaires de NERSA aurait été différente.

L'évaluation du Gouvernement ne cache pas, par ailleurs, le fait que, selon EDF, " une prolongation de la période d'exploitation de la centrale lui aurait permis de mieux préparer la post-exploitation et donc de réduire son coût. EDF estime ainsi que différer l'arrêt de la production de 2 à 3 ans aurait vraisemblablement réduit les dépenses de post-exploitation ".

Dans tous les cas, aucun de ces chiffres ne comprend les dépenses liées à la mise en oeuvre du plan de soutien à l'économie locale susmentionné, décidé par le Gouvernement afin de tenter de compenser, pour la région de Creys-Malville, les pertes financières et d'emplois qu'entraînera la fermeture du réacteur, soit 200 millions de francs qui seront, on l'a dit, partiellement supportés par EDF.

Le Gouvernement a enfin la prudence de souligner que les chiffres qu'il avance ainsi sont susceptibles d'évoluer " en fonction des négociations avec les partenaires et des résultats des études techniques en cours sur les modalités pratiques de la mise à l'arrêt définitif du réacteur ".

Cette prudence apparaît bien nécessaire quand on sait que certains partenaires européens ont fait savoir à votre commission d'enquête qu'ils avaient l'intention d'entreprendre une action en dommages et intérêts contre l'Etat français.

L'essentiel de ces dépenses a certes été provisionné par EDF. Mais n'est-il pas paradoxal, dans un contexte d'ouverture partielle du marché de l'électricité à la concurrence, d'attendre de l'établissement public des efforts de productivité et, dans le même temps, de lui imposer des charges supplémentaires au gré de décisions qui peuvent apparaître erratiques ?

Au total, alors que l'arrêt de Superphénix ne s'imposait ni pour des raisons de sûreté, ni pour des raisons financières, ni pour des raisons de recherche -on verra ce point ultérieurement-, le Gouvernement n'a-t-il pas purement et simplement honoré un engagement électoral pris sans étude préalable de l'ensemble des éléments du dossier ?

Comment expliquer autrement une telle décision, alors que comme l'expose fort bien M. Georges Vendryes : " le simple bon sens dicte la marche à suivre : puisque l'investissement est fait, puisque le combustible est disponible, et puisque les dépenses d'exploitation peuvent être équilibrées par les fournitures d'électricité, dépensons le plus tard possible les sommes inéluctables que nécessiteront la mise à l'arrêt définitif et le démantèlement de la centrale ".

Rappelons que si la décision de fermer la centrale de Creys-Malville a été unanimement critiquée par les experts et par les parlementaires de l'opposition, elle l'a également été -et parfois plus sévèrement encore- par la plupart des syndicats concernés et par des parlementaires de la majorité gouvernementale.

3. Vers une remise en cause insidieuse du choix nucléaire ?

C'est au cours du deuxième semestre 1998 que devrait être adopté un premier décret de mise à l'arrêt définitif de Superphénix, visant les opérations de déchargement du coeur usé et de vidange du sodium.

D'ici un an et demi environ, cette décision s'avérera irréversible : le coeur aura été déchargé ; une partie des équipes aura été dispersée et mobilisée sur d'autres projets.

Cette décision ne risque-t-elle pas de constituer le premier pas vers une remise en cause plus fondamentale du dispositif nucléaire civil français ? Les écologistes n'ont-ils pas déjà déclaré qu'ils ne s'arrêteraient pas là ?

Certes, le Gouvernement a annoncé que la France remplirait " les engagements pris à la Conférence de Kyoto, tout en stabilisant le nucléaire "50(*). Mais que recouvre cette notion de " stabilisation " ?

D'aucuns craignent que derrière la décision d'arrêter Superphénix se dissimule la volonté de certains de remettre en cause le retraitement et, à terme, d'arrêter le programme nucléaire français.

Cette inquiétude est d'ailleurs partagée à l'étranger. C'est ainsi que les interlocuteurs tant chinois que japonais ont fait part de leurs interrogations à votre commission d'enquête sur les causes et conséquences réelles de cette décision. Celle-ci pourrait avoir un impact négatif sur les exportations de notre industrie nucléaire à l'étranger.

Cette crainte vient d'ailleurs de se trouver confirmée par la récente déclaration du ministre de l'aménagement du territoire et de l'environnement, Mme Dominique Voynet51(*)
, selon laquelle " Le sens de l'accord Verts/95 est d'offrir des marges de manoeuvre pour qu'en 2005, lorsqu'il faudra décider du remplacement de vieilles centrales, on puisse décider de s'en passer ".

Les attaques permanentes contre le centre de retraitement de la COGEMA, à La Hague, n'illustrent-elles d'ailleurs pas ce risque ? Prenons garde à l'impact des discours des " marchands de peur ".

Prenons garde également à ne pas inquiéter indûment l'opinion publique, alors que l'on sait bien que l'avenir de l'énergie nucléaire et de notre technologie -non seulement en France, mais aussi à l'étranger- pourrait être condamné si elle lui devenait défavorable.

Une telle situation serait très dommageable quand on sait que la planète devra nécessairement avoir recours à cette énergie à plus ou moins long terme.

D. ... ET QUE LE NUCLÉAIRE EST PROMIS À UN AVENIR CERTAIN SUR LA PLANÈTE

1. Le développement de l'énergie nucléaire a été freiné dans un certain nombre de pays52(*)

Toutefois, aucun pays n'a arrêté de centrale jusqu'à présent. Tout comme la Belgique, la Finlande, l'Espagne ou la Suisse, ils en poursuivent l'exploitation, preuve que l'énergie nucléaire est nécessaire à leur bilan énergétique.

Qui plus est, il y a tout lieu de penser qu'après cette période de ralentissement, nombre de pays industrialisés, mais aussi de pays en développement devront recourir à l'énergie nucléaire.

2. Les scénarios avancés par le Commissariat Général du Plan

Dans les vingt prochaines années, le pétrole devrait rester le combustible dominant dans le monde (40 %), le charbon continuer à reculer en raison de ses nuisances pour l'environnement et le gaz devrait maintenir ses positions. Le récent rapport du Commissariat général du Plan53(*) qui avance ces données retient, en outre, trois scénarios possibles pour l'évolution du nucléaire civil dans le monde. Tenant compte du climat d'incertitude, ceux-ci évoquent :

- l'abandon du nucléaire ;

- un nouvel essor de ce type d'énergie, qui suppose des progrès en matière de sûreté, d'acceptabilité par l'opinion publique et de compétitivité économique par rapport aux autres sources de production d'électricité ;

- un développement du nucléaire, différencié entre zones géographiques qui " passerait par l'Asie car cette énergie serait la seule susceptible de répondre à la forte demande de nouvelles centrales à grande capacité dans cette zone ". C'est ce troisième scénario qui est jugé le plus probable54(*).

Alors que l'énergie nucléaire représente aujourd'hui 6 % de la consommation primaire d'énergie dans le monde et 22 % de la production mondiale d'électricité, on voit mal comment l'on pourrait s'en passer.

Il y a donc tout lieu de penser que le nucléaire sera inéluctable pour la planète, surtout si l'on veut la préserver de l'effet de serre. La principale réserve à cette perspective réside dans le niveau relatif des prix des autres sources d'énergie dans 20 ans et plus. Mais peut-on raisonnablement penser qu'avec une économie mondiale devant assurer, d'ici 2010, la satisfaction des besoins de 8 à 10 milliards de consommateurs, le prix des énergies fossiles ne tendra pas à croître ?

3. Une nécessité pour répondre aux défis climatiques

Ainsi que le rappelle le Commissariat général du Plan dans son rapport " Énergie 2010-2020 "55(*) : " L'absence d'émissions de gaz à effet de serre est un point fort de l'énergie nucléaire, en comparaison avec les énergies fossiles. Plus généralement, les rejets chimiques et radioactifs des installations nucléaires en fonctionnement normal sont très limités vis-à-vis de ceux des installations industrielles traditionnelles ".

C'est pourquoi, notamment dans le but de respecter les engagements pris à Kyoto56(*), nombre de pays pourraient se tourner à nouveau vers l'énergie nucléaire.

A cet égard, n'est-il pas intéressant de constater que des responsables politiques américains de divers horizons ont récemment multiplié leurs déclarations en faveur d'une relance du nucléaire, d'un réexamen de l'embargo Carter sur le retraitement et du recyclage du plutonium issu du démantèlement des armes sous forme de combustible " Mox " ?

De même, n'est-il pas révélateur que 55 % des Suédois s'opposent aujourd'hui à la fermeture partielle de la centrale de Barsebäck qui vient d'ailleurs d'être abandonnée.

Le Japon, quant à lui, exploite le troisième parc nucléaire du monde et il en poursuit l'extension dans le but de produire ainsi 75 % de son électricité. La Corée et Taïwan exploitent et construisent des centrales. La Chine, malgré ses énormes réserves de charbon, affiche certaines ambitions nucléaires et l'on a exposé précédemment les potentialités que représente ce marché pour les industriels du secteur.

Par ailleurs, il y a tout lieu de penser que les pays de l'Est et la Russie continueront à avoir recours à l'énergie nucléaire. A l'heure actuelle, seules leurs difficultés financières freinent le remplacement des centrales les plus anciennes.

Dans un certain nombre de pays en développement, ce sont à la fois le manque de ressources financières et les mesures destinées à lutter contre la prolifération nucléaire qui font obstacle au développement d'un parc de centrales. On peut cependant penser que leur développement progressif les incitera à se mettre en situation de pouvoir profiter d'une énergie peu polluante, rendue d'ailleurs nécessaire par leur tendance à l'urbanisation galopante.

Au total, la commission d'enquête ne peut que faire siennes les conclusions du rapport de janvier 1998 d'experts indépendants au Secrétaire général de l'OCDE intitulé : " L'énergie nucléaire à l'OCDE " :

Compte tenu du rôle important que joue actuellement l'énergie nucléaire comme source d'électricité d'origine non fossile et du fait que le recours à ce type de sources sera probablement nécessaire dans l'avenir, la prudence veut que les pays membres de l'OCDE prennent les mesures nécessaires pour que cette technologie reste une option réaliste et pour que l'énergie nucléaire fasse partie intégrante du débat sur les politiques énergétiques durables ".

Pour cela, il paraît impératif de développer la coopération internationale.

II. DÉVELOPPER LA COOPÉRATION INTERNATIONALE

Dans ce secteur où les problèmes de sûreté sont globaux et les investissements, notamment en matière de recherche, sont d'un montant très élevé, le renforcement de la coopération internationale apparaît prioritaire.

A. EN MATIÈRE DE SÛRETÉ

On le sait, l'attitude du public à l'égard de l'énergie nucléaire dépend de la sûreté de cette dernière, où qu'elle soit utilisée, et de l'existence d'une réglementation fondée sur une communauté de vue concernant les besoins en matière de sûreté.

Ceci est d'autant plus fondamental que l'énergie nucléaire se développe à l'heure actuelle en grande partie dans des pays, comme la Chine, n'ayant pas participé dès le début aux activités internationales qui ont permis aux pays occidentaux de fonder leur savoir-faire technologique et de bâtir un consensus sur la manière de parvenir à de hauts niveaux de sûreté.

Or, la sûreté constitue l'exigence première et absolue.

Dans ce contexte, il faut se féliciter de la mise en oeuvre de la Charte européenne de l'énergie, à l'égard des pays de l'Est et de la Russie.

Les pays occidentaux se doivent de promouvoir, dans les pays en développement, une culture de sûreté qui leur fait parfois défaut. On se souvient que de cette lacune est né l'accident de Tchernobyl... Les pays concernés doivent intégrer cette donnée fondamentale, sans céder pour autant aux sirènes du chantage financier à l'égard des pays occidentaux...

On peut se féliciter, à cet égard, que la Commission européenne vienne de décider de renforcer ses efforts pour relever les normes de sûreté nucléaire dans les pays d'Europe centrale et orientale (PECO) et les nouveaux Etats indépendants (NEI) de l'ex-Union soviétique, dans le but d'amener la sûreté de leur secteur nucléaire à un niveau comparable avec celui de l'Union européenne.

Il ne s'agit pas de débloquer de nouveaux fonds puisque ces actions ont été dotées de 623 millions d'écus depuis 1990, mais de mieux mettre en avant cet objectif dans le cadre aussi bien du processus d'élargissement de l'Union européenne que des accords de coopération, notamment pour la gestion des déchets nucléaires en Russie.

En ce qui concerne les PECO, l'objectif est de prendre des mesures pour assurer la sûreté des réacteurs de conception occidentale (un en Roumanie et un en Slovénie), ainsi que la " remise à niveau ou la fermeture dans les plus brefs délais " des 47 réacteurs de conception soviétique restants.

On ne peut qu'adhérer à cette démarche, tout en soulignant cependant la nécessité pour ces pays de poursuivre une diversification de leurs sources d'énergie. L'énergie nucléaire peut y conserver une place de choix, à la condition absolue du respect des normes de sûreté. Dans ce domaine, la plus grande fermeté est nécessaire lorsque l'on sait que les Russes viennent de restaurer le réacteur de Kursk 157(*) sans respecter les engagements pris en vertu de l'accord de juin 1995, qui exige que tout redémarrage de réacteur soit précédé d'une évaluation de sûreté en profondeur.

A cet égard, il faut se féliciter de la tenue, à Moscou, en mars dernier, d'une Conférence ministérielle sur l'énergie consacrée au développement du secteur énergétique au XXIe siècle et à la sûreté nucléaire dans le cadre de G858(*).

B. EN MATIÈRE DE RECHERCHE

Qui dit sûreté dit aussi recherche. La dimension internationale marquée de ce problème et l'ampleur des financements qui lui sont liés exigent une coopération internationale au plan technologique et financier.

Comme l'affirme le rapport précité de l'OCDE : " Le maintien d'un niveau de savoir-faire pertinent et de bases stables assurant à long terme la maîtrise de la sûreté nucléaire et du stockage des déchets sont des tâches que de nombreux pays ont en commun. Les travaux seront moins coûteux pour chaque participant et les résultats seront plus convaincants si ces activités sont menées conjointement. Il convient donc de traiter les aspects à long terme de l'énergie nucléaire dans un contexte international structuré. ".

Ceci apparaît d'autant plus fondamental que l'innovation technologique constitue un enjeu majeur de compétitivité entre filières et entre opérateurs.

Dans cette perspective, on peut regretter que le ministre français de la recherche, M. Claude Allègre, n'ait pas obtenu le maintien, en termes réels, des crédits d'Euratom dans le cadre de l'accord sur le cinquième programme-cadre de recherche et de développement européen, qui couvrira la période 1998-2002.


Les fonds destinés à la fusion et la fission y sont fixés respectivement à 792 et 187 millions d'écus et les crédits affectés à l'énergie non nucléaire devraient rester plafonnés à 1 milliard d'écus pour cinq ans.

III. PRÉPARER LE NUCLÉAIRE DU FUTUR

Le fait que des centaines de centrales depuis deux décennies aient fonctionné sans incident grave démontre la maturité de la technique nucléaire. La catastrophe de Tchernobyl a cependant occulté cette réalité, ainsi que l'affirme le rapport du Commissariat général du Plan : " Énergie 2010-2020 "59(*).

Le nucléaire reste cependant une technologie jeune, qui peut et doit encore progresser. Dans cette perspective, les efforts de recherche doivent être poursuivis sur les nouvelles générations de centrales, qui devront satisfaire à des exigences toujours plus fortes en termes de sûreté, d'impact sur l'environnement et de compétitivité.

Afin de se préparer au renouvellement du parc nucléaire français, et de laisser ouverte la voie nucléaire d'ici à cette échéance, à savoir probablement 202060(*), la France doit s'attacher à développer les filières du réacteur du futur. Tel est l'objet des recherches sur le réacteur à eau pressurisé et sur le réacteur hybride.

Elle doit également s'inscrire dans le plus long terme et s'attacher à étudier la possibilité de construire un réacteur totalement " propre ", c'est-à-dire ne produisant pratiquement ni actinides, ni produits de fission. Dans cette perspective, la fusion nucléaire pourrait apparaître comme une solution très séduisante pour un terme cependant encore très lointain.

A. LES FILIÈRES DU RÉACTEUR DU FUTUR

Il apparaît fondamental que la continuité et la pérennité de la filière nucléaire soient assurées. Dans cette perspective, il est important de poursuivre les réflexions en tenant compte du calendrier de mise en oeuvre des nouvelles technologies.

S'agissant des réacteurs à eau, l'avenir semble tracé jusque vers 2050, avec notamment le REP 2000, prochain standard de centrales nucléaires d'EDF destiné à succéder à l'actuel palier N4 (c'est-à-dire le dernier palier de centrales construites) et qui devrait être équipé de l'îlot nucléaire franco-allemand EPR (European Pressurized Water Reactor).

C'est probablement au-delà de cette date, que les réacteurs hybrides pourraient trouver tout leur intérêt.

1. Le projet franco-allemand : le réacteur EPR

a) Un modèle de coopération franco-allemande dont la pérennité suscite cependant quelques inquiétudes

Le projet EPR est un projet franco-allemand de développement d'un îlot nucléaire susceptible de prendre le relais des centrales en cours d'exploitation. Il est mené en partenariat entre Framatome, Siemens, Nuclear Power International (NPI), EDF et les électriciens allemands.

Il a démarré en 1992 par une phase de réflexion conjointe sur les principales orientations techniques de sûreté des futurs réacteurs à eau sous pression. En 1995, on est entré dans la phase de définition technique du prototype ; depuis mi-1997, la phase dite d'optimisation a pris le relais, tendant à augmenter la puissance de tranche et à diminuer les coûts tant d'investissement que d'exploitation, ceci dans le respect des objectifs et des contraintes de sûreté. L'avant-projet détaillé de l'EPR devrait être terminé à la fin de cette année, les études de réalisation pouvant alors débuter en 1999.

Cette coopération franco-allemande s'est avérée jusqu'ici très fructueuse et s'est déroulée de façon très satisfaisante, en respectant notamment les délais et les coûts prévisionnels.

Les coûts d'ingénierie des constructeurs, estimés à 750 millions de francs pour la phase de développement du projet, sont partagés à égalité entre les partenaires français et allemands, la part française étant partagée entre EDF et Framatome dans un rapport 2/3-1/3. En France, la recherche et développement est effectuée principalement par le CEA, dans le cadre d'accords de collaboration tripartite avec les partenaires industriels EDF et Framatome.

En Allemagne, elle est principalement effectuée par le Centre de recherche de Karlsruhe (FZK) en collaboration avec les partenaires industriels Siemens et les électriciens allemands et par divers laboratoires universitaires et industriels dans le cadre d'un groupement de recherche AGIK (Arbeits-Gruppe-Innovative-Kerntechnik).

Un accord de coopération entre le CEA et FZK permet d'harmoniser les actions de recherche et développement dans les deux pays.

Par ailleurs, il existe de nombreuses coopérations internationales aux niveaux européen et mondial, principalement dans le domaine de la sûreté.

Le coût de la phase d'optimisation est estimé à 344 millions de francs, également partagés à égalité entre les partenaires allemands et français avec la même répartition que dans la phase précédente entre EDF (2/3) et Framatome (1/3) pour la part française.

Récemment, des tensions ont quelque peu troublé la sérénité de la coopération franco-allemande concernant le projet de réacteur EPR. Elles ont conduit certains à s'inquiéter de la pérennité de celle-ci.

Après les préoccupations manifestées par Siemens à l'occasion du projet de fusion entre Framatome et Gec-Alsthom évoqué un temps, c'est aujourd'hui l'alliance de Siemens avec le britannique BNFL -à l'automne prochain- qui suscite des interrogations en France. BNFL est, en effet, concurrent des Français dans la fourniture des combustibles et des services de retraitement.

Siemens assure vouloir poursuivre la coopération et s'estime convaincu que son rapprochement avec BNFL ne risque en aucune manière de nous pénaliser sur l'EPR. Il n'en reste pas moins que si Siemens et Framatome font alliance en Turquie et en Europe de l'Est, ils restent concurrents sur le plus grand marché potentiel : la Chine.

b) Un premier impératif : l'EPR doit être la " Rolls " de la sûreté

Le projet EPR est qualifié d'" évolutionnaire ", en ce sens qu'il s'inscrit dans la continuité des réacteurs N4 français et Konvoi allemand, dont il retient les meilleures options. Au-delà et pour la première fois, il intègre des objectifs de radio-protection et des hypothèses d'accidents graves dès la conception du réacteur, impliquant la fusion du coeur.

D'une façon générale, les exigences en termes de sûreté sont très élevées. Il s'agit de répondre à une double préoccupation :

- d'une part, réduire encore les risques d'incidents ou d'accidents en améliorant la fiabilité des systèmes et matériels ;

- d'autre part, favoriser la sûreté en exploitation en facilitant les opérations d'exploitation courante, conduite et entretien, et en rendant encore plus performants les moyens et la facilité de diagnostic en situations incidentelles ou accidentelles.

Rappelons que les autorités de sûreté françaises devront approuver le concept de l'EPR, la DSIN devant notamment élaborer un " rapport préliminaire de sûreté ", avant que le Gouvernement puisse prendre un éventuel décret d'autorisation de création d'une centrale de ce type.

c) Un second impératif : la " surcompétitivité " économique

La compétitivité constitue le second impératif majeur du futur réacteur EPR, et pourra être obtenue grâce à une amélioration à la fois des performances et de la disponibilité.

Au stade actuel des recherches, on peut se féliciter des résultats prometteurs obtenus en ce qui concerne le coût du kilowatt/heure (kWh) attendu des futures centrales nucléaires intégrant un îlot nucléaire de conception EPR. Les études montrent que l'utilisation judicieuse du retour d'expérience des tranches existantes, la confrontation des expériences allemandes et françaises et l'intégration dès la conception de l'objectif d'optimisation économique globale, devraient permettre d'obtenir une réduction significative du coût du kWh, y compris en acceptant certains coûts d'investissement supplémentaires liés à la poursuite de l'amélioration de la sûreté.

Il faut avoir conscience qu'eu égard au surcoût d'investissement d'une centrale nucléaire par rapport à des centrales classiques concurrentes (au charbon et au gaz), le choix -tant en France qu'à l'étranger- du nucléaire ne pourra se justifier que si le kilowatt/heure nucléaire s'avère surcompétitif par rapport aux autres technologies.

D'après nombre de personnes auditionnées par la commission d'enquête, on peut penser que tel sera le cas.


A cet égard, les électriciens français et allemands estiment que le projet comporte encore des marges significatives d'amélioration de sa compétitivité économique, qui pourraient être dégagées lors de sa phase d'optimisation.

A l'heure actuelle, on évalue à seulement 17 centimes le coût de production du kilowatt/heure qui serait produit par la technologie de l'EPR et ses concepteurs s'emploient à abaisser encore ce seuil61(*).

Dans ces conditions, il reste à éclaircir les conditions dans lesquelles pourra être mis en service le réacteur EPR.

d) Le problème du calendrier de mise en oeuvre du réacteur EPR

Si le réacteur EPR satisfait aux exigences en termes de sûreté et de compétitivité, dans quelles conditions pourra-t-il, s'il recueille également l'acceptation du public, être mis en service ?

A cet égard, il semble que deux calendriers puissent être envisagés :

L'hypothèse " au plus tôt " : avec le lancement d'une première réalisation dans le prolongement de la phase d'optimisation du projet. Selon le CEA, ceci impliquerait qu'une décision soit prise vers 2000, conduisant à un début de construction vers 2002, pour un démarrage à l'horizon 2008. La DSIN, dans cette hypothèse, envisagerait plutôt une mise en service en 200962(*).

Cette première réalisation, qui jouerait le rôle d'un démonstrateur a la faveur de Framatome, dans la mesure où elle permettrait de valider la conception du réacteur, d'établir la compétitivité future du palier et d'assurer le retour d'expérience. Elle permettrait également plus facilement au constructeur d'entretenir son savoir-faire.

En outre, elle faciliterait les exportations de centrales fonctionnant avec un réacteur EPR à l'étranger. Enfin, cette hypothèse est considérée par le CEA comme étant celle qui permettrait le mieux de maintenir l'option nucléaire ouverte à l'horizon 2010.

Un tel calendrier ne pourrait cependant se heurter à la situation du nucléaire dans les deux pays concepteurs : forte opposition à l'heure actuelle de l'opinion publique et volonté de diversification énergétique en Allemagne ; relative jeunesse du parc nucléaire et surcapacité de production d'électricité en France63(*).

La construction d'une pré-série pose également le problème du financement. En effet, on ne bénéficierait pas dans ce cas de l'effet d'économies d'échelle permis par le lancement d'une série.

L'hypothèse " au plus tard " entraînerait le lancement de la première réalisation directement dans le cadre d'un palier, dans l'objectif de remplacer les réacteurs du palier 900 MW qui seront arrêtés à partir de 2017, dans l'hypothèse actuellement envisagée d'une durée de vie de quarante ans.

Dans ces conditions, le choix du calendrier de lancement d'une centrale fonctionnant avec le réacteur EPR apparaît à certains prématuré. Il convient, en tout état de cause, d'attendre l'agrément du projet EPR par l'autorité de tutelle (qui devrait se prononcer, en principe, fin 1999). Dans le respect des prescriptions de ce dernier, il conviendra cependant de prendre position assez rapidement, les facteurs de nature à conditionner l'arbitrage étant les suivants :

- conditions de sûreté, de compétitivité et d'impact sur l'environnement d'une telle centrale ;

- durée de vie des centrales actuelles, qui dépend à la fois de leur degré d'usure, de leur niveau global de sûreté, de leur compétitivité économique64(*) et de la décision politique de fermeture ;

- conditions du maintien de l'outil industriel et des savoir-faire des constructeurs ;

- nécessité d'exporter cette technologie, ce qui pourrait être rendu plus difficile en l'absence d'une sorte de " vitrine " européenne.


C'est pourquoi votre commission d'enquête se prononce en faveur de la première hypothèse, c'est-à-dire du lancement au plus tôt d'un réacteur EPR, et estime que la France pourrait proposer un site pour l'accueillir celui-ci.

L'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques vient d'ailleurs de se prononcer, par la voix de notre collègue député Claude Birraux, pour le lancement d'un réacteur de ce type, dès 2003, sinon, le tissu scientifique et industriel se délitera, et le coût nécessaire à la reconstitution des compétences serait prohibitif .

2. Les réacteurs hybrides

a) L'intérêt du concept de réacteur hybride

L'intérêt renouvelé, depuis la fin des années 1980, pour le concept de réacteur hybride65(*) tient certes au rôle que ce dernier pourrait jouer pour la production d'énergie, mais surtout à la réflexion sur les concepts innovants concernant la transmutation des déchets à vie longue.

Ce concept a été repris par une équipe américaine de Los Alamos, avec comme objectif premier la destruction sous haut flux neutronique des déchets radioactifs. Les Japonais ont suivi avec le projet Omega mais le sujet a surtout été popularisé à partir de 1993 par le professeur Carlo Rubbia, qui anime les travaux d'une équipe du CERN. Les projets successifs du professeur Rubbia ont balayé des concepts assez différents les uns des autres et leurs objectifs ont un peu évolué. Ainsi qu'il a été dit à votre commission d'enquête à l'occasion des contacts qu'il a eu avec l'équipe du prix Nobel, après avoir surtout mis en avant les qualités de sûreté, voire de non-prolifération de son réacteur hybride (ou " Amplificateur d'Energie ", dans sa version la plus récente), le Pr Rubbia souligne aujourd'hui qu'il est particulièrement bien adapté à la transmutation des déchets radioactifs à vie longue.

S'agissant de l'aspect sûreté de ce type de réacteur, il n'est possible que de donner un avis à caractère très général, car la sûreté ne peut s'apprécier réellement qu'au stade d'un avant-projet détaillé. Selon le CEA, le fait que le milieu multiplicateur soit sous-critique, à condition qu'il le reste, localement, en toutes circonstances, éliminerait la classe d'accidents dits " de réactivité ". C'est un accident de ce type qui a provoqué la catastrophe de Tchernobyl, mais il faut relever que cette classe d'accident ne contribue que très faiblement au risque total dans les réacteurs à eau (qui constituent l'essentiel des parcs nucléaires occidentaux).

La contribution principale au risque serait l'interruption de refroidissement du coeur après arrêt du réacteur, alors que subsiste une puissance résiduelle dégagée par les désintégrations radioactives des produits de fission.

Pour la transmutation des déchets radioactifs, il vaut mieux que le coeur du réacteur hybride soit à neutrons rapides. Tel est le cas de l'Amplificateur d'Énergie du Pr. Rubbia. Du bilan des études réalisées, il résulte -selon EDF- que les systèmes hybrides présentent a priori des avantages non décisifs toutefois, pour l'incinération spécifique des actinides mineurs.

Selon le CEA, on conçoit mal pourquoi on ferait l'effort considérable de développer ces systèmes très complexes, sans avoir clairement identifié un " créneau " où ils auraient des chances de se révéler significativement supérieurs aux réacteurs " critiques " modernes, REP ou réacteurs à neutrons rapides. Aujourd'hui, il ne semble pas que ce créneau puisse être la production économique et sûre d'électricité.

En revanche, toujours selon le CEA, les réacteurs hybrides seraient particulièrement bien adaptés, de par leurs caractéristiques neutroniques, au créneau de la transmutation des déchets radioactifs à vie longue, surtout dans les scénarios où l'on choisirait de concentrer le maximum de déchets dans un minimum de réacteurs incinérateurs.

b) Vers une installation expérimentale

En France, les études sur les réacteurs hybrides en sont au stade de la recherche " amont ".

Depuis le 1er janvier 1996, toutes les études engagées par l'Institut de Physique Nucléaire de Grenoble, le CERN, le CEA, le CNRS et EDF sont désormais coordonnées au sein du groupement de recherches GEDEON, dont le sigle (Gestion des Déchets par des Options Nouvelles) indique bien l'objectif directeur. Initialement créé par le CEA, le CNRS et EDF, il a accueilli Framatome an début 1998 et l'ANDRA est représentée au Conseil de Groupement.

Il semble que les résultats obtenus aujourd'hui soient suffisamment encourageants et que le concept ait acquis aujourd'hui une certaine crédibilité technologique pour que les études correspondantes soient approfondies et que soit envisagée, si leurs conclusions en confirmaient l'intérêt, la réalisation d'une installation expérimentale.

Il apparaît cependant clairement que si une machine de démonstration était construite, ce ne pourrait être que dans un cadre plurinational européen et avec une contribution financière de l'Union européenne.

On peut penser que la convergence plurinationale sur un démonstrateur unique amènera à écarter beaucoup d'options dans le très large éventail de ce qui apparaît conceptuellement possible, ne serait-ce que pour des questions de calendrier. Il sera donc important de continuer à mener en parallèle des actions de recherche et développement sur les plus prometteuses des options écartées.

La construction d'une installation de démonstrateur apparaît comme une étape indispensable aux yeux de bien des experts. Elle permettrait notamment de qualifier les performances d'une telle machine d'incinération pour des actinides mineurs, ce qui doit être logiquement la finalité effective d'une telle installation pour répondre à la loi du 31 décembre 1991, même si on dépasse évidemment son horizon. Ce n'est, en effet, au plus tôt qu'en 2006, c'est-à-dire à l'échéance posée par la loi, qu'il pourrait être envisagé de commencer à construire un tel " démonstrateur ".

Cet objectif, fondamental, s'inscrit alors dans une démarche de recherche et développement à long terme, du ressort des organismes de recherche. Dès lors, ne pourrait-on envisager que la Commission européenne la cautionne et la finance pour partie ?

N'est-il pas, par ailleurs, nécessaire de passer de collaborations bilatérales avec nos homologues européens, japonais, américains et russes, sur le thème des réacteurs hybrides, à une coopération réellement plurinationale ? Celle-ci n'est-elle pas, en effet, un préalable à la mise en place, le moment venu, d'une structure destinée à mener l'avant-projet, le projet, puis la réalisation éventuelle d'un " démonstrateur " ?

S'agissant du concept de réacteur hybride, votre commission d'enquête estime nécessaire le lancement d'un démonstrateur expérimental d'une taille significative.

Il pourrait, par exemple, être monté sur une installation d'une puissance thermique d'une centaine de mégawatts alimentée par une accélération fournissant un faisceau de 3 à 5 MW. L'installation pourrait servir d'outil d'irradiation de combustibles innovants à base d'actinides mineurs et de cibles de produits de fission à vie longue, qui pourraient dans une deuxième phase être utilisés dans le coeur sous-critique.

B. QUID DE LA FUSION NUCLÉAIRE, L'ÉNERGIE DES ÉTOILES ?

La fusion thermo-nucléaire apparaît comme une énergie ayant un potentiel intéressant tant du point de vue des ressources66(*), que de la sûreté et des déchets, puisqu'elle ne produit pas de résidus radioactifs, sauf du tritium, qui est certes un gaz radioactif mais de courte période. De plus, dans la mesure où le choix des matériaux de construction est plus large (puisque la radioactivité est moins forte), la dangerosité des bombardements de neutrons lors de la réaction de fusion peut être atténuée avec un choix de matériau adéquat. Aussi, la fusion nucléaire produit-elle moins de déchets et est-elle moins polluante que la réaction de fission.

Cependant, ce type de réaction n'est pas encore maîtrisé par les chercheurs et nécessite une ultra haute température pour se réaliser. D'après les experts, son développement s'inscrit donc dans le très long terme, probablement à l'échéance de 2050.

Si l'objectif paraît aussi ambitieux que lointain, est-il pour autant hors de portée ? Certainement pas et, si l'on en croit la revue scientifique Science67(*), les Japonais s'en rapprocheraient. Ayant récemment inauguré le plus gros réacteur du monde destiné à expérimenter le concept de la fusion nucléaire, ils consacreraient à ces recherches 250 millions de dollars par an...

Pour avoir des chances d'aboutir sur une énergie véritablement " révolutionnaire ", les programmes de recherche dans le domaine de la fusion doivent donc être poursuivis.

Précisons qu'en Europe, les recherches sont organisées, structurées et étroitement coordonnées autour du programme Euratom, qui a notamment conduit à la réalisation du programme JET (Joint European Torus), installé en Grande-Bretagne et aujourd'hui fer de lance du programme européen. Il faut noter que le réacteur Tore Supra, installé à Cadarache, a réalisé il y a deux ans, une expérimentation de deux minutes.

Il s'agit là d'un programme unique de coordination des recherches dans l'Union européenne. Celles-ci font également l'objet d'une collaboration internationale définie par l'accord ITER-EDA. Cet accord regroupe les Etats-Unis, le Japon, la Russie et l'Union européenne, auxquels se sont joints le Canada et la Suisse. Il se donne pour mission la définition détaillée, pour juillet 1998, du tokamak ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor). Une prolongation de trois ans de la phase EDA (Engineering Design Activities) est envisagée et doit être discutée entre les partenaires au cours du premier semestre 1998.

L'Europe est à la pointe sur les recherches en fusion, tant au plan scientifique que technologique. Il paraît important de valoriser cette position par une attitude forte dans la préparation de la prochaine étape.

Le terme des recherches est long, mais il convient de noter les échelles de temps nécessaires à chaque étape : JET a été décidé à la fin des années 1970 et a produit 16 MW de fusion pendant une seconde fin 1997. La prochaine étape expérimentale portera pleinement ses fruits environ vingt années après la décision de construction. Une certaine stabilité est donc nécessaire à la conduite d'un tel programme.

IV. GÉRER L'AVAL DU CYCLE

Après un séjour de trois à quatre années dans le coeur d'un réacteur nucléaire, le combustible usé et ses déchets doivent faire l'objet d'une gestion particulière. C'est ce que l'on appelle la fin du cycle ou l'aval du cycle. Ce moment du processus de production nucléaire, particulièrement délicat en raison des inquiétudes qu'il suscite, doit être géré d'une façon acceptée par l'opinion, dans un cadre législatif strictement établi.

Les détracteurs de l'industrie nucléaire accusent cette dernière de fuite en avant, au motif que le problème de ces déchets radioactifs ne se trouve pas totalement réglé aujourd'hui.

Il ne faut cependant oublier que le retraitement et le recyclage des combustibles usés apportent d'ores et déjà une réponse partielle à ce problème. Encore convient-il de ne pas remettre en cause insidieusement cette filière.

Des recherches intensives sont, par ailleurs, menées afin de permettre aux pouvoirs publics de prendre les décisions les plus adéquates, sur des bases scientifiques incontestables.

Les grandes orientations relatives aux recherches sur les déchets radioactifs à haute activité et à vie longue ont été fixées par la loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991.

Celle-ci prévoit des recherches sur :

- des solutions permettant la séparation et la transmutation des éléments radioactifs à vie longue présents dans ces déchets ;

- des possibilités de stockage réversible ou irréversible dans les formations géologiques profondes, notamment grâce à la réalisation de laboratoires souterrains ;

- des procédés de conditionnement et d'entreposage de longue durée en surface de ces déchets.

Il sera sans doute nécessaire de recourir à ces trois solutions qui ne sont pas exclusives les unes des autres, mais complémentaires. Dans cette perspective, l'arrêt de Superphénix apparaît comme une grave erreur, que le redémarrage de Phénix ne saurait compenser.

A. LE RETRAITEMENT-RECYCLAGE : CONFORTONS CETTE SOLUTION POUR LA GESTION DES COMBUSTIBLES USÉS

1. Une solution respectueuse de l'environnement

Votre commission d'enquête est convaincue que la préservation du milieu naturel et des intérêts des générations futures passe, à la fois, par la réduction des rejets toxiques, la diminution du volume des déchets ultimes à stocker et la récupération des matières valorisables pour recyclage.

Or, le retraitement-recyclage satisfait cet objectif de protection de l'environnement. Il permet tout à la fois de recycler environ 95 % du contenu du combustible usé, d'économiser des ressources énergétiques naturelles68(*) et de diminuer le volume des déchets en les conditionnant de manière optimale et en réduisant leur toxicité.

Avec le retraitement-recyclage, on peut diviser par quatre le volume des déchets ultimes à stocker et par dix leur radiotoxicité.

Le développement de l'électronucléaire et le retraitement apparaissent difficilement dissociables.


Dès le début de la production industrielle d'électricité nucléaire, la solution du retraitement-recyclage est apparue comme la plus raisonnable pour gérer les combustibles usés.

La France n'a pas été la seule à opérer ce choix. La Grande-Bretagne, le Japon, la Russie ont clairement pris cette option. D'autres pays, dont le parc de centrales est insuffisant pour justifier l'implantation d'une usine de retraitement sur leur territoire, recourent aux services de pays étrangers. C'est ainsi que l'usine de la COGEMA à La Hague a conclu un certain nombre de contrats de retraitement avec des électriciens étrangers, qui récupèrent ensuite leurs déchets. Ceci contribue à l'équilibre de nos échanges extérieurs à hauteur de 7 milliards de francs par an.

Les Japonais sont également conscients de l'enjeu économique du retraitement. Un récent rapport, réalisé pour le compte de leurs électriciens, de l'Agence pour les ressources naturelles et l'énergie et de l'Agence pour la science et la technologie, d'une part, qualifie le combustible usé de " ressource de combustible recyclable " et, d'autre part, le considère comme une source d'énergie de valeur pour l'avenir, notamment lorsque l'équilibre entre l'offre et la demande d'uranium se " tendra ".

Cependant, l'usine de La Hague fait l'objet, depuis quelques mois, d'attaques répétées.

2. Le risque d'une mise en cause insidieuse de la filière du retraitement

a) Controverse autour de La Hague

Une controverse s'est développée depuis le début de l'été 1997, sur les risques que susciteraient les installations de La Hague.

· Certains mettent en avant l'impact des rejets de ses installations sur l'environnement. Celui-ci est cependant en constante diminution et ne représente par exemple sur le site de La Hague, que moins de 0,02 millisievert (mSv)69(*) dans l'environnement immédiat du site, alors que les instances internationales ont fixé par précaution le seuil réglementaire à 1 millisievert70(*).

Comme l'a rappelé le professeur Georges Charpak devant votre commission d'enquête, cet impact représente moins de 1 % de l'impact de la radioactivité naturelle en France (2,4 mSv). Il est négligeable devant les fluctuations géographiques de cette radioactivité naturelle (en France : de 1 à 6 mSv). Il est enfin du même ordre de grandeur que l'impact radiologique d'une centrale de 1.000 mégawatts brûlant du charbon, du seul fait des radioéléments naturels contenus dans le charbon.

La thèse défendue par Jean-François Viel et par Dominique Pobel, impliqués avec leurs collègues de l'INSERM depuis 1990 dans la surveillance du site, était qu'on ne pouvait exclure, en 1995, à partir de l'étude descriptive des statistiques géographiques, un excès de leucémies infantiles au voisinage de La Hague. L'étude, bien que statistiquement non significative, montrait dans le canton de Beaumont-La Hague un excès de leucémies de quatre cas observés pour 1,4 attendu dans la tranche d'âge de 0 à 24 ans entre 1978 et 1993.

Or, outre que cet écart peut être attribué au hasard71(*), il n'a jamais été prouvé que ces leucémies résultaient d'une exposition aux radiations ionisantes émanant de la centrale de La Hague. On sait en effet que les radiations ionisantes sont cause de leucémies, mais pas aux doses auxquelles sont exposées les populations au voisinage des centrales fonctionnant normalement. Telles étaient les conclusions du rapport du professeur Spira remis aux ministres de l'environnement et de la santé en octobre 1997 et recommandant la poursuite des travaux amorcés par MM. Viel et Pobel.

La controverse n'a cependant pas été inutile, dans la mesure où elle a permis de mettre en évidence certaines vérités et de remédier à certains dysfonctionnements. Elle a permis de clarifier une situation perturbée, même si les conséquences sur l'économie touristique de cette région ont pu avoir de manière temporaire une incidence fâcheuse.

Ainsi, des situations anormales ont été corrigées, comme celle pouvant conduire éventuellement à l'exposition du public par un séjour à proximité du tuyau évacuant les effluents liquides au cours de marées de forts coefficients. Un contrôle indépendant de l'exploitant a pu être réalisé au lieu même de rejet et à 1,7 km en mer, montrant le caractère très limité de l'accumulation des éléments radioactifs dans les sédiments et constatant le faible impact sur la faune locale éventuellement destinée à la consommation de l'homme.

Plus généralement, le problème de l'indépendance du réseau de prélèvements pour les fins du contrôle réglementaire a été soulevé et a été retenue la nécessité de mettre en place une organisation spécifique, offrant au public la garantie nécessaire de séparation du contrôleur et du contrôlé, quand bien même la bonne foi et la technicité de l'exploitant ne peuvent être mises en question.

L'actualité récente vient de nous fournir une nouvelle illustration de la nécessité d'introduire davantage de rationalité, mais aussi peut-être de transparence, dans ce type d'information, avec les problèmes de mesure de la contamination résiduelle des emballages de combustibles usés acheminés l'an dernier depuis des centrales nucléaires jusqu'au centre de retraitement de La Hague.

b) Le transport ferroviaire des combustibles usés

Chaque année, environ 200 conteneurs de combustibles irradiés quittent les centrales nucléaires d'EDF à destination de l'usine de retraitement de la COGEMA à La Hague. Ces conteneurs sont presque tous transportés par rail jusqu'au terminal ferroviaire de Valognes, dans la Manche.

Or, comme l'a confirmé le directeur de la sûreté des installations nucléaires (DSIN), depuis le début des années 1990 au moins il a été constaté par la COGEMA à l'arrivée à Valognes, une contamination surfacique d'un pourcentage important de ces conteneurs et/ou wagons de transport. Ainsi, en 1997, 35 % des convois utilisés par EDF présentaient une contamination surfacique, en au moins un point, sur les 150 points de contrôle, supérieure à la limite réglementaire. Celle-ci est fixée à 4 becquerels par cm² (norme internationale correspondant à un seuil de propreté qui est très inférieur à tout seuil sanitaire).

La COGEMA a régulièrement informé EDF de cette situation, mais l'établissement public semble avoir fait preuve de négligence en ce domaine. Ceci est très regrettable, et, comme l'indiquait72(*) notre collègue Jean-François Le Grand, président du conseil général de la Manche : " A chaque fois que vous ne dites pas quelque chose et que quelqu'un d'autre le découvre, il y a immédiatement suspicion ".

Cette suspicion a un impact négatif, tant sur les entreprises concernées que sur l'économie touristique de la région, alors que les conséquences sanitaires de cette contamination résiduelle des emballages de combustibles usés semblent inexistantes, comme l'affirme le rapport remis au Gouvernement le 13 mai dernier par M. LACOSTE, directeur de la DSIN.

" Au plan sanitaire, il ressort des premières investigations que le non-respect de la norme de 4 becquerels par cm² ne semble pas avoir eu de conséquences car les réglementations sanitaires sont respectées tant pour les travailleurs de COGEMA à Valognes que pour le public ;

- pour les travailleurs de COGEMA, la dose maximale atteinte a été de 3,85 mSv/an à comparer à une norme de 20 mSv/an ;

- pour le public, la dernière estimation très majorante calculée par l'IPSN est de 0,003 mSv/h à 2 mètres du convoi, à comparer avec une norme de 0,1 mSv/h ;

les doses susceptibles d'avoir été reçues par le personnel de la SNCF restent à préciser. Elles doivent a priori être nettement inférieures à celles du personnel de COGEMA. "


En dépit de l'absence de risque sanitaire, il ne conviendrait pas moins de remédier à cette situation qui a été entretenue par l'absence de rigueur et de clarté dans le comportement des exploitants, par les divergences de méthodes de calcul pour les contrôles effectués respectivement par EDF -au départ des convois- et par la COGEMA -à leur arrivée- et, sans doute, par l'absence d'un contrôle réel exercé au nom de l'État.

Depuis juin 1997, la situation s'est cependant améliorée : le contrôle de la sûreté du transport des matières radioactives et fissiles à usage civil a été confié à la DSIN et le pourcentage de conteneurs contaminés est descendu à environ 15 % en 1998.

Dans ce contexte, votre commission d'enquête souhaite que le Gouvernement veille à ce que l'opinion publique soit informée dans la transparence, et non manipulée comme d'aucuns tentent de le faire.

Prenons donc garde aux conséquences désastreuses d'une déstabilisation de la filière nucléaire, entretenant les peurs irrationnelles qu'inspire une énergie qui reste marquée dans la mémoire collective par la tragédie d'Hiroshima.

*

* *

Le retraitement-recyclage contribue significativement à une gestion rationnelle et maîtrisée de la France et de la planète. Il présente incontestablement des avantages spécifiques en termes d'économies de la fin du cycle, par une gestion rigoureuse et optimisée des déchets ultimes.

Votre commission d'enquête souhaite, par conséquent, que l'option du retraitement soit confortée.


Celui-ci ne permet cependant pas d'éliminer ces derniers. Aussi convient-il de poursuivre activement les recherches permettant de traiter le sort de ces déchets.

B. POURSUIVONS ACTIVEMENT LES VOIES DE RECHERCHE POUR LE TRAITEMENT DES DÉCHETS HAUTEMENT RADIOACTIFS ET À VIE LONGUE FIXÉES PAR LOI DE 1991

1. Trois axes de recherche complémentaires pour le rendez-vous de 2006

Le Gouvernement a souhaité que soient établies des propositions stratégiques pour l'aval du cycle du combustible nucléaire, à la suite des remarques faites tant par l'Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques que par la Commission nationale d'évaluation. Il convient, en effet, d'expliciter de manière claire et cohérente la stratégie poursuivie à long terme sur l'aval du cycle nucléaire.

Un rapport de juin 1997 effectue la synthèse des travaux menés en ce sens sous l'égide d'un comité de pilotage composé des représentants des administrations concernées et de l'Office parlementaire précité, et coprésidé par M. Claude Mandil, directeur général de l'énergie et des matières premières, et M. Philippe Vesseron, directeur de la prévention des pollutions et des risques.

Ses conclusions sont extrêmement intéressantes et méritent d'être brièvement rappelées.

Propositions d'orientations stratégiques pour l'aval du cycle du rapport Mandil-Vesseron

Pour l'essentiel, ce rapport conclut qu'il convient de maintenir au maximum la flexibilité actuelle afin de ne pas compromettre dès maintenant certaines options qui pourraient s'avérer pertinentes au-delà de 2006.

Le maintien de la flexibilité de la stratégie actuelle, qui laisse ouvertes pour l'avenir toutes les voies possibles, suppose que :

 les travaux de recherche menés dans le cadre de la loi du 30 décembre 1991 continuent d'être conduits à un rythme soutenu, et en couvrant de manière équilibrée les trois axes de recherches prévus par la loi : séparation/transmutation des déchets radioactifs à vie longue ; étude des possibilités de stockage réversible et irréversible en profondeur ; conditionnement et entreposage en surface de longue durée ;

 les décisions concernant la disponibilité des outils nécessaires à ces recherches soient telles que le rendez-vous de 2006 fixé par la loi du 30 décembre 1991 soit tenu.

Les travaux de recherches prévus par la loi, qui concernent toutes les techniques de l'aval du cycle, dépendent bien entendu de la disponibilité des outils de recherches et de développement correspondants. Ils sont donc liés aux autorisations concernant les laboratoires souterrains de recherches pour l'étude des possibilités de stockage en profondeur, à la poursuite du fonctionnement ou à la disponibilité de réacteurs et de dispositifs permettant de réaliser des expérimentations sur la transmutation des déchets à vie longue, à la mise en service et à l'exploitation des laboratoires pour les expérimentations de séparation ou de conditionnement des déchets à vie longue ;

 l'aval du cycle continue de faire l'objet d'une veille prenant en compte les différents aspects du dossier.

Il s'agit :

- des aspects économiques, avec le suivi de l'évolution des ressources en matières premières énergétiques ;

- des aspects techniques, en nouant en tant que de besoin des coopérations avec nos partenaires étrangers, que ce soit dans le domaine industriel ou dans le domaine de la sûreté ;

- des aspects internationaux, avec le suivi des stratégies nationales adoptées par les autres pays ;

- des aspects réglementaires, qui concernent entre autres la sûreté, les normes en matière de radioprotection pour les travailleurs et pour le public, les rejets et les transports, voire la non-prolifération ;

- des aspects sûreté et évaluation de l'impact sur l'environnement en ce qui concerne les méthodologies d'évaluation des risques à des horizons temporels très différents, de manière à mieux préciser les impacts respectifs des actinides et des produits de fission sur l'environnement.

Dans le cadre de cette veille sur l'aval du cycle, une attention particulière devra être prêtée à la comparaison détaillée entre les multiples solutions disponibles, en tenant compte de l'ensemble des critères pertinents, et au vu des résultats obtenus dans le cadre des recherches conduites au titre de la loi du 30 décembre 1991 ;

 et, enfin, que la stratégie actuelle puisse continuer de se développer jusqu'en 2006 en optimisant les performances du parc actuel.

Cette optimisation passe par l'autorisation de charger en combustible MOX les douze réacteurs de 900 MW (ceux-ci ne sont pas encore autorisés à le faire), par l'extension des capacités d'entreposage de l'uranium issu du retraitement, et par l'augmentation des taux d'irradiation du combustible, sous réserve bien entendu d'une analyse de sûreté préalable.

2. Une décision voyante et inopportune en termes de recherche sur la transmutation : l'arrêt de Superphénix

a) Phénix et Superphénix ne sont pas substituables : ils sont complémentaires

La technologie des neutrons rapides permet, entre autres, l'incinération d'éléments radioactifs : l'énergie et le flux des neutrons produits y sont suffisamment importants pour casser ou transmuter des noyaux lourds ou des produits de fission, transformant ainsi les éléments radioactifs à vie longue en éléments à vie plus courte, voire en éléments stables. A la clé : moins de déchets à gérer à long terme...

C'est pourquoi, les recherches utilisant des neutrons rapides se sont imposées comme pouvant répondre à la loi précitée du 30 décembre 1991. En vertu de cette dernière, on l'a dit, la France doit mener d'ici à 2006 toutes les recherches possibles pour permettre au Parlement de prendre une décision sur le sort des déchets à vie longue produits par les réacteurs classiques.

Précurseur du réacteur de taille industrielle Superphénix, Phénix est désormais le seul réacteur français à utiliser des neutrons rapides. On attend de ce réacteur la poursuite, au moins pour partie, de deux programmes en cours :

- CAPRA (consommation accrue de plutonium dans les réacteurs rapides) qui concerne l'incinération du plutonium, principal élément radiotoxique à vie longue issu des réacteurs de type REP actuels ;

- une partie du programme SPIN (séparation, incinération) qui concerne la transmutation des actinides mineurs et des produits de fission à vie longue, la séparation étant du ressort de la chimie.

Si Phénix présente certains avantages liés à la souplesse que permet un instrument de recherche de petite taille, les limites qu'il imposera aux recherches sont telles qu'il apparaît comme complémentaire et non substituable à Superphénix en termes de recherches sur la transmutation.

Il est intéressant, à cet égard, de rappeler quelques passages du rapport remis au Premier ministre par le ministre de la Recherche, le 17 décembre 1992 :

" Phénix est flexible avec ses cycles courts de trois mois qui permettent un suivi fin des évolutions sous irradiation, en particulier :

- validation des paramètres neutroniques des actinides,

- comportement métallurgique et mécanique d'échantillons de combustibles à base d'actinides.

Ce réacteur présente par contre les inconvénients suivants :

- il risque d'atteindre sa fin de vie dans quelques années,

- il n'est pas représentatif des conditions d'incinération d'un réacteur industriel,

- il ne permet pas de qualification du procédé d'incinération à une échelle significative,

- il ne permet pas d'atteindre des taux d'incinération élevés.


[...]

Par contre, Superphénix autorise :

- la validation globale et à une échelle préindustrielle de l'incinération d'actinides ;

- la destruction d'une quantité notable d'actinides mineurs (de l'ordre d'une centaine de kilogrammes par an) ;

- l'expérimentation à une échelle préindustrielle de l'incinération du neptunium ".

b) Même " relifté ", rien ne garantit que Phénix pourra fonctionner dans des conditions satisfaisantes

Le réacteur Phénix a démarré en 1973. Depuis 1990, il a connu quelques faiblesses : des anomalies conduisant à des baisses rapides de réactivité dans le coeur, toujours inexpliquées, ou la découverte de fissures sur les tuyauteries des circuits secondaires de sodium. Durant les huit dernières années, le réacteur Phénix n'a donc guère tourné que pour des campagnes très courtes et à caractère expérimental.

Il a été décidé de faire subir une cure de rajeunissement à ce réacteur déjà ancien. Cette opération est estimée à 600 millions de francs, dont 350 millions ont d'ores et déjà été engagés. Elle vise à la fois au contrôle et à la rénovation de Phénix, ainsi qu'à la création de nouveaux dispositifs, dans le détail desquels il n'appartient pas au présent rapport de rentrer.

Il faut toutefois préciser que l'autorisation de reprise du fonctionnement en puissance de Phénix, accordée par DSIN73(*), est assortie d'un certain nombre de conditions.

D'abord, le niveau de puissance du réacteur
doit être limité aux deux-tiers de sa puissance nominale pendant le 50ème cycle, qui devrait durer entre six et huit mois, puis à une puissance encore indéterminée pour les éventuels cycles suivants.

Ensuite, s'agissant les modalités et de la durée de fonctionnement de Phénix, les expérimentations menées pendant le 50ème cycle sont destinées à préparer le programme de recherche à mener d'ici à 2004. Il faut cependant relever que ce cycle se voit repoussé de quelques semaines en raison d'une erreur sans gravité.

A l'issue de ce cycle, l'arrêt du réacteur, déjà prévu pour la visite décennale, devra permettre de contrôler les structures internes du réacteur ainsi que de réaliser des travaux de remise à niveau sismique des bâtiments. Cet arrêt est prévu pour une durée d'un an.

Les cycles de fonctionnement suivants, jusqu'en 2004, pourront avoir lieu soit à pleine puissance, soit à puissance toujours réduite aux deux-tiers, suivant la façon dont aura été conduite la rénovation des circuits secondaires.

Enfin, deux années sont prévues pour exploiter les résultats des recherches qui auront pu être effectuées, dans le but de soumettre des conclusions au Parlement pour 2006.

Il faut cependant souligner que les conditions de réalisation de chacun des prochains cycles de fonctionnement de Phénix seront soumises à l'accord préalable de la DSIN.

Or, rien ne garantit aujourd'hui que les contrôles et les travaux de rénovation prévus seront suffisamment concluants pour que ces autorisations soient accordées en l'an 2000.

c) Revenons sur cette grave erreur tant qu'il en est encore temps

Votre commission d'enquête ne peut donc que constater, pour le déplorer, que le Gouvernement:

- abandonne un réacteur pouvant aujourd'hui fonctionner dans des conditions économiques et de sûreté satisfaisantes ;

- tente de lui substituer un réacteur plus ancien, moins performant, n'autorisant pas les mêmes recherches et, au demeurant, sans garantie quant à son fonctionnement supposé jusqu'en 2004.

La décision de fermer Superphénix n'est pas encore irréversible. Elle le sera d'ici un an environ,
quand les opérations de mise à l'arrêt auront progressé et que les équipes compétentes auront été dispersées.

Dans ce contexte, et en conclusion logique de tous les arguments qu'elle a avancés, votre commission d'enquête se prononce clairement en faveur du retrait de cette décision.

A tout le moins, le respect de la démocratie supposerait qu'un débat -suivi d'un vote- soit organisé au sein des assemblées parlementaires.
Il apparaît, en effet, normal que la représentation nationale puisse, en toute connaissance de cause, juger du sort qu'il convient de réserver à ce puissant outil de recherche.

3. Une non-décision voyante : l'implantation de laboratoires en vue d'étudier le stockage souterrain des déchets ultimes

a) Ne différons pas davantage l'implantation de laboratoires souterrains

En l'absence de certitude quant à notre capacité future de transmuter les déchets à vie très longue en déchets à vie courte, il faut étudier la possibilité de stocker les déchets hautement radioactifs et à vie longue dans des formations géologiques profondes (probablement entre 400 et 600 mètres de profondeur).

L'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) a procédé aux investigations nécessaires. Les conseils généraux des sites pressentis se sont prononcés favorablement à l'implantation d'un tel laboratoire sur leur territoire, de même que la très large majorité des communes concernées. La commission d'enquête publique a donné un avis favorable à celle-ci.

Dans un rapport du 10 avril 1996, la DSIN a conclu qu'aucun des trois sites ne présentait de caractère rédhibitoire du point de vue de la sûreté pour permettre l'installation et l'exploitation d'un laboratoire souterrain.

En outre, dans un rapport adressé le 1er décembre 1997 au ministre de l'aménagement du territoire et de l'environnement et au secrétaire d'Etat à l'industrie, la DSIN estime qu'il existe une obligation de résultat dans ce domaine, le Gouvernement devant être, en 2006 au plus tard, en position de faire des propositions au Parlement sur la faisabilité d'un stockage géologique profond, réversible ou irréversible.

Elle rappelle que dans un stockage souterrain le système de confinement est constitué de trois barrières : les colis de déchets, les barrières ouvragées et la barrière géologique, aux fonctions complémentaires, même si la barrière géologique assure un rôle essentiel en particulier à long terme. Or, pour le moment, les résultats dont nous disposons portent uniquement sur la barrière géologique ; un concept global du stockage, avec l'ensemble de ces barrières et son analyse de sûreté n'ont pas été étudiés.

A cet égard, il est intéressant de noter que la nature est plus riche d'enseignements qu'on ne le croit, comme le montre le site de stockage naturel d'Oklo au Gabon.

En effet, les chercheurs ont découvert, en 1972, que des phénomènes de fission nucléaire avaient eu lieu naturellement il y a 2 000 millions d'années à Oklo au Gabon. Non seulement la nature a fait fonctionner, cinq cents ans durant, dans les couches sédimentaires d'un gisement d'uranium, une série de piles atomiques spontanées, mais en plus, elle a su confiner les déchets nucléaires de ces " réacteurs nucléaires naturels " dans la roche. Aucun signe à la surface n'indique la présence de déchets radioactifs en profondeur.

La DSIN indique, par ailleurs, que tous les pays disposant d'une industrie nucléaire mènent des études sur ce type de stockage ; pour certains d'entre eux, il constitue même la seule option possible. Des laboratoires souterrains ont déjà été installés dans certains pays.74(*)

Aussi y-a-t-il lieu d'entreprendre les recherches au plan opérationnel, trois sites étant envisagés pour ce faire : dans la Vienne, dans l'Est (Haute-Marne et Meuse) et dans le Gard.

On attend cependant toujours la décision du Gouvernement sur ce point.

Le journal Libération75(*) s'est interrogé dans les termes suivants : " l'enfouissement a même semblé remis en question. Deux ministres, Ségolène Royal et Claude Allègre, n'ont-ils pas renouvelé leur opposition au stockage profond ? ".

Votre commission d'enquête souhaite que le Gouvernement, qui dispose aujourd'hui de tous les éléments d'information nécessaires, autorise rapidement l'implantation et l'exploitation d'au moins deux laboratoires souterrains, dans des milieux géologiques différents : granitique et argileux.

b) La question de la réversibilité d'un éventuel stockage : la décision ne presse pas.

Il ne s'agit pas pour l'instant de décider d'implanter d'éventuels stockages souterrains, cette décision appartenant au législateur de 2006.

Il s'agit encore moins de débattre aujourd'hui du caractère réversible ou non de ces éventuels stockages. Une telle décision apparaît très largement prématurée : si un site de stockage est créé, il pourra accueillir des déchets pendant au minimum une cinquantaine d'années.

Le jour venu, il conviendra en tout état de cause de concilier les impératifs de sûreté des déchets stockés dans le site et de l'accès potentiel à ceux-ci. D'ici là, on pourra prendre en compte les progrès de la science et l'évolution de l'attitude de l'opinion publique.

Deux députés viennent d'exprimer leur souhait que la loi de 1991 soit modifiée de façon à ne retenir que l'option du stockage réversible. Votre commission d'enquête juge que ce serait une erreur de limiter ainsi les choix possibles pour l'avenir. Tout en considérant l'intérêt de la réversibilité, elle estime, au contraire, qu'au stade des recherches, toutes les options doivent être sérieusement étudiées.

4. Une solution d'attente et complémentaire sûre : le stockage en surface ou sub-surface

Le stockage aujourd'hui réalisé en surface des déchets est parfaitement sûr, et les puits de La Hague devraient permettre d'accueillir les verres contenant les produits de fission qui seront produits d'ici à 2010. De même, il est possible de stocker le combustible irradié non retraité.

Techniquement, l'entreposage de longue durée pourra continuer d'adopter les technologies actuelles (verres et piscines), prendre la forme de nouveaux bâtiments, éventuellement peu enterrés, ou encore passer par la fabrication de nouveaux conteneurs.

Votre commission d'enquête estime qu'il convient donc de poursuivre les recherches concernant l'entreposage longue durée.

Celui-ci ne peut cependant constituer qu'une solution d'attente -permettant à la fois d'avancer les recherches sur les autres voies et de réduire la toxicité des déchets- pour des déchets dont certains seront dangereux pendant 10.000 ans, voire 100.000 ans pour le plutonium ou l'américium.

Donnons nous les moyens de gérer les déchets à court, moyen, et long terme et évitons toute démagogie en ce domaine. Car, comme l'a dit Maurice Allègre, ancien président de l'ANDRA : " Autour du vocable " déchets radioactifs ", il est facile, en exploitant le laxisme dont ont fait preuve certains pays à l'égard de ce type de déchets et en spéculant sur la complexité des phénomènes en jeu, de faire naître des sentiments de méfiance, voire de peur irraisonnée. Une telle diabolisation des déchets nucléaires serait tout aussi inadmissible qu'une présentation lénifiante des problèmes qu'ils posent ".

V. LE TEMPS DE L'OPACITÉ EST RÉVOLU

L'avenir du secteur nucléaire souffre aujourd'hui des doutes, justifiés ou non, qui pèsent tant sur la transparence de l'information communiquée à nos concitoyens que sur la réalité et l'indépendance du contrôle effectué en matière de sûreté et de radioprotection. On en a eu des illustrations récentes avec les attaques contre l'usine de retraitement de La Hague et les modalités du transport ferroviaire de combustibles usés, évoqués ci-dessus.

A. ORGANISONS UN DIALOGUE TRANSPARENT ET CONTRADICTOIRE

Le dialogue existe insuffisamment aujourd'hui en matière d'informations sur le secteur nucléaire. Les efforts de chacun sont réels et louables, mais leurs résultats aboutissent plus à une confrontation qu'à un réel dialogue, transparent et constructif, avec :

- d'un côté, ceux que d'aucuns qualifient péjorativement de " nucléocrates " -en fait, les professionnels du secteur- qui, après des années de certitudes parfois excessives, ont bien du mal à communiquer informations et explications à des médias trop souvent en quête de sensationnel et d'événementiel ;

- et de l'autre, des associations de défense de l'environnement et des bureaux d'études ou laboratoires indépendants toujours convaincus de défendre " la bonne cause ", mais parfois figés dans leurs propres préjugés.

N'est-il pas temps de sortir de cette agitation stérile pour entrer dans l'ère du débat constructif ? Votre commission d'enquête pense que telle est l'aspiration des Français. En outre, il en va de la crédibilité et de la survie du secteur nucléaire.

Pour Jean-François Viel, l'utilisation de la science qui consiste à prendre en compte l'évaluation du risque dans la prévision politique est encore extrêmement peu répandue en France contrairement aux Etats-Unis, où il existe une véritable culture de l'évaluation du risque. Il revient ainsi à l'Agence de protection de l'environnement (EPA) d'évaluer les risques et de donner des arguments aux décideurs pour prendre une décision ou s'abstenir de la prendre sans attendre vingt ou trente ans.

C'est pourquoi votre commission d'enquête propose :

- un débat sur la politique énergétique. 72 % des Français le réclament, selon un sondage SOFRES. Le Parlement aura impérativement à y prendre une part centrale ;

- l'instauration d'une culture de l'évaluation et de la gestion des risques, fondée sur l'impartialité et la raison, en :

informant mieux les Français sur l'ensemble des risques et incidents concernant toutes les sources d'énergie ainsi que les autres industries, chimiques notamment ;

créant un organisme chargé de recueillir des données contradictoires en ce domaine et de remettre un rapport annuel au Gouvernement et au Parlement.

B. RESTAURONS LA CONFIANCE DES FRANÇAIS DANS LEURS INSTANCES DE SÛRETÉ NUCLÉAIRE

Sans vouloir préjuger des conclusions de la mission que le Premier ministre a confiée à notre collègue député, M. Le Déaut, le 6 mars 1998, sur le contrôle par l'État du nucléaire en France, votre commission d'enquête souhaiterait formuler quelques propositions :

Il convient, tout d'abord, d'affirmer avec force que la sûreté nucléaire est assurée dans notre pays et que l'on ne saurait mettre en cause systématiquement les instances qui en ont la responsabilité.

Ceci ne veut cependant pas dire que le système ne peut pas être amélioré en vue de bénéficier d'une totale confiance des Français, un peu ébranlée ces derniers temps.

On ne saurait ainsi nier que les responsabilités en la matière sont sans doute trop dispersées entre les différents organes de contrôle de la sûreté, certains d'entre eux manquant en outre de moyens.

Par ailleurs, le rapport précité du directeur de la sûreté des installations nucléaires a révélé des failles -heureusement sans conséquences en termes de santé publique- dans la chaîne du transport ferroviaire des combustibles usés.

Enfin, comment ne pas exiger la même vigilance et la même transparence en matière de radioactivité médicale ? On a vu76(*) que cette dernière avait des conséquences bien plus sérieuses, car plus effectives que potentielles, pour la santé publique que la radioactivité issue de la filière électronucléaire.

Votre commission d'enquête estime que quatre mesures doivent être prises à cet égard :

- réviser l'organisation du contrôle de sûreté et de radioprotection, en mettant fin à son éclatement entre différents organismes et en élargissant son indépendance ;

- réexaminer la sûreté sur la totalité de la filière nucléaire, et en particulier sur l'ensemble de la chaîne du transport de combustibles usés ;

étendre le champ d'application de l'échelle internationale des événements nucléaires (échelle INES, qui va de 1 à 7) au transport des matières radioactives ;

demander au ministère de la santé davantage de vigilance, de transparence et d'information en matière de radioactivité médicale.

CHAPITRE V -

PRÉPARONS LA TRANSPOSITION
DES DIRECTIVES " ÉLECTRICITÉ " ET " GAZ NATUREL " EN DROIT FRANÇAIS

Précisons d'emblée que les développements qui suivent se situent dans la perspective de la transposition prochaine de la directive sur le marché intérieur de l'électricité en droit national77(*).

Bien que présentant un certain nombre de spécificité, la directive concernant le marché intérieur du gaz naturel s'en inspire largement. C'est pourquoi, les principes qui sous-tendent les propos du présent rapport sur l'électricité valent largement pour le gaz.

Votre commission d'enquête estime que la transposition de la directive sur le marché intérieur du gaz naturel devrait obéir aux mêmes exigences et poursuivre les mêmes objectifs que ceux qu'elle expose ci-après pour la directive sur l'électricité.

Cette dernière ne fait en définitive qu'accompagner l'évolution rapide -pour ne pas dire la mutation- que connaît le secteur électrique dans le monde et en Europe.

Il convient d'avoir ce constat à l'esprit pour fixer les nouvelles règles du jeu qui s'appliqueront à l'ensemble des acteurs du secteur, en particulier à l'opérateur public.

Dans cette perspective, plusieurs exigences s'imposent : il s'agit de définir un service public ambitieux, de donner à l'opérateur public -Electricité de France- toutes les chances de réussir dans la compétition, de garantir la loyauté et l'effectivité de la concurrence et de préparer l'avenir78(*).

I. L'ÉLECTRICITÉ : UN SECTEUR EN MUTATION RAPIDE

A. GARDONS-NOUS DE SOUS-ESTIMER CETTE RÉALITÉ

Les évolutions technologiques (cogénération, etc...) dans le secteur de l'électricité se révèlent moins connues aux yeux de nos concitoyens que celles du secteur des télécommunications par exemple. Elles n'en sont pas moins réelles.

De même, le fait que la France se félicite d'avoir obtenu une ouverture progressive et maîtrisée du marché79(*) ne doit pas l'amener à considérer que notre pays pourra se contenter de quelques modestes aménagements de son système d'organisation et de régulation.

Sous-estimer la réalité de la concurrence mondiale actuelle et à venir, " endormir " les acteurs principaux en leur laissant entendre que rien -ou si peu- changera, serait faire preuve d'un manque de lucidité qui, très rapidement, jouerait au détriment de l'opérateur public : EDF et, en définitive, de l'intérêt national.

Ces attitudes dangereuses pour l'avenir sont-elles à craindre ? A cet égard, on ne peut nier que certaines déclarations ou récentes initiatives du Gouvernement80(*) inquiètent de nombreux spécialistes du secteur, l'opérateur public lui-même, et jusques les syndicats...


Le mardi 21 avril dernier, les cinq fédérations syndicales CGT, CFDT, CGT-FO, CFE-CGC et CFTC ont, en effet, diffusé un communiqué de presse par lequel elles " dénoncent l'accélération du processus de transcription de la directive européenne de l'électricité imposé par le Gouvernement qui empêche tout débat constructif et démocratique. Elles rappellent les dangers pour l'entreprise :

- de la sous-estimation délibérée des effets de la concurrence et des mécanismes du marché ;

- de la centralisation de tout le pouvoir dans les mains du ministre chargé de l'énergie ;

- de la préparation d'une concurrence déloyale qui organise la mort programmée d'EDF
 ".

L'accélération du processus de transposition de la directive " ainsi dénoncé résulte probablement du caractère tardif de ce dernier, ouvert seulement quelques mois avant la date-butoir prévue par la directive, alors que celle-ci a été adoptée le 19 décembre 1996.

De même, ce n'est que le 13 mars dernier que le Gouvernement a saisi le Conseil de la Concurrence afin de lui demander son avis sur les modalités d'établissement et de mise en oeuvre des règles du jeu en matière de concurrence dans le secteur, lui laissant seulement quelques semaines pour se prononcer sur un sujet éminemment complexe...

Il faut toutefois se féliciter de certaines des modalités d'organisation du débat : Livre Blanc du Gouvernement paru en février 1998, suivi d'un débat à Bercy le 26 mars dernier, de la nomination de notre collègue député, M. Dumont, chargé par le Gouvernement de procéder à une large consultation sur cet important dossier, et de la demande d'avis du Conseil économique et social sur la future organisation électrique française, du Conseil de la Concurrence et du Conseil supérieur de l'électricité et du gaz.

Votre Commission d'enquête forme le voeu que cette tardive mais active mobilisation des parties prenantes permettra d'aboutir à des solutions satisfaisantes pour tout le monde.

Elle souhaite apporter ici sa contribution à ce stade de leur élaboration.

B. LE SECTEUR ÉLECTRIQUE N'ÉCHAPPE PLUS À LA CONCURRENCE INTERNATIONALE

Le marché de l'électricité est devenu mondial comme de nombreux autres marchés, bien que plus récemment. La concurrence multiforme, exercée par un nombre restreint de groupes puissants et diversifiés, qui en résulte en est encore au stade émergent, mais elle n'en est pas moins promise à être rapidement vive.

1. Les facteurs d'accélération de la concurrence

On peut en dénombrer quatre principaux :

l'évolution contrastée des marchés de l'électricité (saturation des pays développés, forts besoins des pays en voie de développement) appelle un repositionnement des acteurs à une échelle mondiale, pour réaliser des économies d'échelle ; par là même, elle leur impose le développement d'une offre compétitive ;

- dans ce contexte, les pouvoirs publics de nombreux pays développent des politiques introduisant des éléments de concurrence et le recours tant à des opérateurs internationaux qu'à des capitaux privés ;

à l'amont, la mondialisation des équipementiers, le faible prix des énergies fossiles, les nouvelles technologies (comme celles des équipements au gaz, aux moindres effets de taille, la cogénération) ont rendu possible et souhaitable une concurrence à la production ;

à l'aval, les attentes des clients évoluent sensiblement : les industriels gros consommateurs d'électricité, soumis à une concurrence internationale de plus en plus contraignante, exigent des prix plus compétitifs. Par ailleurs, pour l'ensemble des clients et depuis une dizaine d'années, on assiste à un déplacement de la demande de kilowatts/heure " bruts " vers davantage de services et de valeur ajoutée (optimisation énergétique, confort thermique, etc...) ainsi qu'au croisement de cette demande avec celle d'autres services publics (gaz, eau, télécommunications...).

2. Les formes de la concurrence : internationalisation des offres et concentration des acteurs

L'internationalisation des opérateurs est la première caractéristique de la nouvelle donne électrique.

S'appuyant sur une réussite industrielle et commerciale et un savoir-faire développés sur leur territoire national, dans un cadre régulé, les électriciens des pays industrialisés tentent de valoriser leurs compétences dans d'autres pays. Pour ce faire, ils recourent à une grande variété de moyens juridiques, ceci tant au niveau de la production que du transport et de la distribution.

C'est ainsi, par exemple, que nombreux sont ceux -dont EDF d'ailleurs- qui cherchent à construire et/ou exploiter des centrales (en Chine, dans les pays de l'Est ou en Amérique latine...) ou à reprendre des compagnies de transport ou de distribution pour en améliorer la gestion (les exemples sont nombreux qu'il s'agisse des régies italiennes de Turin, de Milan, des " Stadtwerke " de Berlin ou de la distribution de l'électricité de Rio ou de Buenos Aires...).

La mise en concurrence des opérateurs internationaux par de nombreux pays en développement prend des formes juridiques et financières très variées : de la privatisation de compagnies existantes (comme au Brésil, par exemple) aux joint ventures, avec de nombreuses variantes contractuelles (à la production, par exemple : centrales clés en main ou transfert partiel de technologie, ce qui est de plus en plus le cas, l'exemple de la Chine le prouve).

Par ailleurs, en aval, le client final commence à pouvoir exercer directement la mise en concurrence du fait de l'assouplissement de la réglementation. Ceci laisse présager une forte évolution des offres dans plusieurs directions : prix adaptés aux spécificités du client ; fourniture multi-sites pour un même client à une échelle nationale ou multinationale ; fourniture multi-fluides voire multi-services ; ventes à terme et couverture de risques... C'est ainsi que le métallurgiste Arbed demande une offre groupée pour ses six sites européens et que le distributeur britannique Northern vend un service de gestion énergétique multi-sites à des chaînes d'hôtels-restaurants.

Dans ce contexte, tout laisse penser qu'apparaîtront des marchés complexes d'énergies et de services, avec des acteurs disposant :

- de portefeuilles larges et diversifiés d'actifs et de compétences : un parc de centrales dans leur zone historique, d'autres parcs ou centrales en Europe, des contrats d'approvisionnement d'électricité ou de gaz, des filiales d'exploitation et de services ;

- et, en regard, de portefeuilles de clientèle, eux-mêmes larges et diversifiés : un éventuel marché captif sur leur zone historique, des entités de distribution, de gros clients industriels disposant d'une implantation multi-sites au niveau européen.

Au total, le marché de l'électricité s'internationalise et se complexifie. Il nous faut en prendre conscience et en tenir compte au moment où nous sommes amenés à fixer des nouvelles règles pour l'organisation du secteur électrique français.

Cette évolution du marché s'accompagne d'une forte concentration des acteurs du secteur

Ce nouveau contexte incite nécessairement les opérateurs à conquérir de nouveaux marchés pour atteindre une taille critique, tout en s'engageant dans de nouveaux métiers afin de se diversifier. Pour ce faire, ils mènent des opérations de concentration et nouent des partenariats.

La situation est encore -on l'a vu81(*)- très hétérogène, mais ces phénomènes sont extrêmement rapides.

Certains opérateurs sont historiquement puissants et diversifiés, tels que les groupes allemands Veba, Viag ou RWE. D'autres opéraient auparavant dans un contexte très fragmenté, mais -c'est le cas aux Etats-Unis- se voient aujourd'hui autorisés par les pouvoirs publics à développer et diversifier leurs activités. Enfin, on observe la constitution de groupes privés d'un poids considérable intervenant dans de multiples secteurs, comme le nouveau groupe Suez-Lyonnaise, qui contrôle l'opérateur belge Tractebel.

Le secteur est donc en voie de recomposition.

Des entreprises performantes de taille moyenne pourront occuper notamment des " niches ". Mais, le secteur sera structurera autour de groupes industriels puissants, disposant d'une palette de compétences étendue et intervenant sur la plupart des maillons de la chaîne technique de l'électricité.

Conscients de cette mutation du secteur et de ses enjeux, les pays européens -dont le processus de transposition est, en règle générale plus avancé qu'en France- mettent en place des règles du jeu destinées à favoriser la compétitivité de leurs opérateurs.

C. NOS PARTENAIRES EUROPÉENS TENDENT À LIBÉRALISER PLUS LARGEMENT LEUR MARCHÉ TOUT EN FAVORISANT LA COMPÉTITIVITÉ DE LEURS OPÉRATEURS

1. Une tendance à une assez large ouverture du marché à la concurrence

Nos voisins européens ont déjà, pour certains, procédé à une libéralisation et à une assez large ouverture de leur marché électrique à la concurrence ou projettent de le faire dans des délais plus brefs et avec des seuils d'ouverture plus bas que ne l'impose la directive82(*).

On rappellera83(*) brièvement que la Grande-Bretagne est l'un des précurseurs de ce mouvement. Elle vient certes de repousser de six mois l'ouverture totale du marché, qui permettra à l'ensemble des consommateurs de choisir leur fournisseur. Mais le schéma n'est pas remis en cause, seule la complexité des systèmes informatiques à mettre en place expliquant ce report.

L'Allemagne vient, quant à elle, de décider une ouverture théorique de son marché de 100 %84(*). 95 % du marché danois pourraient être prochainement ouvert à la concurrence, tandis que 62 % du marché néerlandais le seraient en 2002. La Belgique projette d'atteindre un seuil d'ouverture d'environ 50 % en 2006. L'Espagne accompagne ce mouvement et prévoit que la concurrence pourra accéder à 38 % du marché en 2002 (seuil de 5 Gwh à cette date, puis de 1 Gwh en 2004).

En définitive, l'ouverture moyenne du marché électrique de l'Union européenne atteindra 60 % dès l'année prochaine, alors que la directive n'impose qu'un seuil de 25 % dans un premier temps.

2. La tentation de favoriser la compétitivité des opérateurs nationaux

Cette tentation est légitime et partagée. Elle prend cependant des formes variées : offensives dans certains cas, défensives dans d'autres.

Là où le secteur est fragmenté, la concentration va bon train. Les Pays-Bas ont l'ambition de regrouper leurs quatre opérateurs dominants en un seul, afin de lui donner une chance dans la restructuration du secteur électrique européen. En Espagne, où la recomposition du secteur électrique est engagée depuis dix ans, deux opérateurs (Endesa et Iberdrola) dominent le marché, dont ils détiennent 80 %.

Là où le producteur est déjà de bonne taille mais un peu faible au plan du contrôle de la distribution, le régulateur lui permet de se concentrer. C'est ainsi qu'en Suède, Vattenfall, l'opérateur public qui détient 50 % du marché national de la production et plus de la moitié des réseaux régionaux, s'est constitué une part de marché de 15 % de la distribution en peu de temps grâce à des rachats ; Sydkraft -deuxième producteur avec 23 % de parts de marché- fait de même, sachant que l'aval de la filière est très morcelé.

Par ailleurs, un certain nombre d'Etats membres favorisent les alliances dans le secteur de l'énergie ou dans d'autres secteurs, dans une perspective de diversification des opérateurs.

Si c'est depuis longtemps le cas en Allemagne -où les électriciens font partie de groupes puissants et largement diversifiés-, on a pu observer ce mouvement récemment dans d'autres pays. C'est ainsi qu'en Italie, tandis que l'on continue à évoquer diverses hypothèses de restructuration de la compagnie nationale ENEL. Cette dernière a établi des partenariats avec le gazier Enron et l'électricien américain Entergy et a constitué avec Deutsche Telekom et France Télécom une co-entreprise destinée à briguer la troisième licence de téléphonie mobile ainsi qu'une entrée dans la téléphonie fixe. En Espagne, ENDESA, compagnie à actionnaire dominant public déjà fortement implantée en Amérique latine, se développe fortement dans les secteurs de l'eau, des télécommunications, du gaz et du traitement des déchets.

Dans cet environnement en voie de recomposition accélérée, l'effectivité de l'ouverture à la concurrence sera sans doute progressive et parfois freinée par certaines modalités de nature à favoriser les opérateurs historiques.

C'est ainsi, par exemple, que les compagnies allemandes de distribution (les " Stadtwerke ") garderont la possibilité d'être " acheteur unique " jusqu'en 2006.

Certains pays, lorsque leurs compagnies nationales se trouvent mal placées en termes de compétitivité, ont recours à la faculté ouverte par la directive de faire prendre en charge par l'ensemble des acteurs ou des consommateurs ce qu'on appelle les " coûts échoués ", c'est-à-dire le coût des engagements passés généralement imposés par les pouvoirs publics et mettant la compagnie en situation inégalitaire face à ses concurrents. L'Espagne et l'Italie chiffrent, l'une et l'autre, à rien de moins que 80 milliards de francs le montant des coûts de ce type à récupérer sur 10 ans...

II. ORGANISONS DES RÈGLES DU JEU PERMETTANT DE CONCILIER SERVICE PUBLIC AMBITIEUX AVEC TRANSPARENCE ET RÉALITÉ DE LA CONCURRENCE

La directive européenne85(*) représente un point d'équilibre entre deux exigences divergentes :

- d'une part, la volonté d'introduire la concurrence, en amont (au stade la production) et partiellement en aval (libre-choix de leurs fournisseurs par les clients éligibles86(*)), pour adapter l'appareil de production et de distribution européen à la nouvelle donne énergétique mondiale,

- et, d'autre part, la nécessité de prendre en compte des " missions d'intérêt économique général ", c'est-à-dire de missions de service public, afin d'assurer la satisfaction d'objectifs de politiques publiques pouvant difficilement être atteints par la voie du marché.

La loi transposant cette directive en France aura donc à définir un système de régulation garantissant le respect de cet équilibre et assurer une articulation cohérente entre ces deux exigences.

Il conviendra, dans cette perspective, de préciser les rôles respectifs des pouvoirs publics et de la future autorité de régulation, en cohérence avec ceux des autorités aujourd'hui en charge du droit de la concurrence en France.

A. AUX POUVOIRS PUBLICS, LA DÉFINITION DES MISSIONS DE SERVICE PUBLIC, DES CRITÈRES D'ÉLIGIBILITÉ ET DE LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE

1. La définition des missions de service public

L'article 3 de la directive permet aux Etats membres qui le souhaitent " d'imposer aux entreprises du secteur de l'électricité des obligations de service public, dans l'intérêt économique général, qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité d'approvisionnement, la régularité, la qualité et les prix de la fourniture, ainsi que la protection de l'environnement ".

Chaque état de l'Union dispose en conséquence d'une grande latitude pour déterminer le champ et l'étendue des missions de service public ou d'intérêt général qu'il entend fixer aux opérateurs présents sur son territoire.

Cette latitude est cependant encadrée. Les régimes juridiques des obligations de service public diffèrent selon la nature de ses obligations.

 Les obligations qui relèvent du service public de l'électricité stricto sensu -le " coeur " du service public- seront, en France, à la charge d'EDF (et, le cas échéant, des distributeurs non nationalisés).

Ces obligations consistent essentiellement à assurer la connexion de tout consommateur à un réseau de qualité, la continuité de la fourniture d'électricité, ceci au meilleur coût, dans le cadre de la péréquation tarifaire. Sont également visés, le secours et le raccordement des clients éligibles en cas de défaillance de leur fournisseur, le service de transport et de distribution, EDF ayant vocation à être désignée comme le gestionnaire unique du réseau.

En contrepartie de ces obligations, l'opérateur pourra se voir accorder des droits exclusifs ou spéciaux, tels que le monopole -sur tout ou partie du territoire national- du transport, de la distribution87(*) et de la fourniture de l'électricité aux consommateurs non éligibles88(*).

Pour l'application de ce régime, il suffit89(*) que la loi charge explicitement l'opérateur de la gestion d'un service d'intérêt économique général, définisse la " mission particulière " qui en résulte et montre que les droits exclusifs accordés sont nécessaires pour permettre l'accomplissement de cette mission " dans des conditions économiques acceptables ".

 Par ailleurs, des obligations spécifiques -hors champ du service public électrique au sens strict- pourront également être imposées à l'opérateur historique.

A titre d'exemple, on peut citer la satisfaction d'objectifs concernant la politique énergétique, la protection de l'environnement ou l'aménagement du territoire.

Le monopole ne pourra servir de support au financement de ces obligations. En revanche, leur charge pourrait être répartie équitablement entre l'ensemble des consommateurs, " captifs " comme éligibles. Est ainsi permise la constitution d'un fonds de financement alimenté par un prélèvement perçu sur l'ensemble des factures. Cette solution semble préférable, car plus transparente en termes de concurrence, à celle qui consisterait à imputer ces charges sur le prix du transport de l'électricité.

Des analogies peuvent être effectuées avec les règles posées par la directive postale dans le domaine de l'aménagement du territoire, par exemple90(*). Le surcoût de la densité du réseau postal peut ainsi être financé par un fonds de compensation de cette nature.

S'agissant du secteur électrique, pourraient être englobés dans ce dispositif les coûts liés à la péréquation tarifaire en faveur de la Corse et des départements d'outre-mer, le soutien au plan charbonnier national, l'obligation d'achat de l'électricité provenant de la cogénération91(*) et des énergies renouvelables...

Il apparaît, en effet, normal que les producteurs indépendants et les consommateurs éligibles participent au financement de certaines missions d'intérêt général.

Il sera essentiel de fixer précisément les limites de ces deux catégories de missions et de définir de manière transparente le surcoût résultant pour l'opérateur de sa contribution à des politiques publiques spécifiques exorbitantes du service public électrique stricto sensu.

2. La détermination des critères d'éligibilité

Les pouvoirs publics devront, dans le cadre de la loi de transposition, définir les critères que devront remplir les clients dits " éligibles ", c'est-à-dire autorisés à choisir leur fournisseur.

Dès lors, plusieurs choix s'ouvrent à eux :

- Faut-il calculer le pourcentage d'ouverture du marché à la concurrence en termes de consommation par site ou par client ? Dans son Livre Blanc, le Gouvernement penche pour un seuil d'éligibilité fondé sur la consommation d'électricité par site. Cette solution introduirait cependant des distorsions de concurrence, comme le souligne le rapport du Conseil de la concurrence, dans on avis du 28 avril 1998, que votre commission d'enquête a demandé au Gouvernement de lui communiquer.

En tout état de cause, la prise en compte du degré de dépendance des entreprises vis à vis de l'électricité permettrait de traiter de façon équitable des entreprises en concurrence sur les mêmes marchés.

- Les grossistes (ou revendeurs) doivent-ils être éligibles, au risque d'entraîner rapidement une ouverture du marché plus importante que ne l'impose la directive ?

- Surtout, les régies municipales-qui représentent environ 5 % de la distribution d'électricité- doivent-elles être éligibles ? Nombre d'élus locaux le souhaitent.

Rappelons que l'organisation actuelle du système électrique français associe l'Etat et les collectivités locales pour assurer le service public de l'électricité, les communes étant les autorités organisatrices de la desserte en énergie électrique sur le territoire.

Au total la transposition de la directive en droit interne doit être l'occasion de confirmer et de renforcer les compétences des collectivités locales et les missions de service public qui leur incombent en la matière.

Il conviendra sans doute de tenir compte des situations différentes qui prévalent selon la taille des régies.
Si les grosses régies peuvent avoir les moyens de rechercher le fournisseur le plus compétitif, les petites régies pourraient, quant à elles, continuer à bénéficier des tarifs issus de la péréquation tarifaire effectuée par EDF. L'éligibilité des régies, au moins les plus grosses d'entre elles, aurait en outre pour avantage - en vertu du principe de réciprocité - de permettre à EDF de proposer ses services aux collectivités ou compagnies régionales étrangères, telles que les " Stadtwerke " allemandes.

La possibilité offerte aux régies de choisir leur fournisseur devrait cependant leur être spécifique et ne pas entraîner d'augmentation du seuil d'ouverture du marché à la concurrence.

3. La définition et la mise en oeuvre de la politique énergétique

a) Pour une planification à long terme

Il appartient, on l'a dit92(*), aux pouvoirs publics de fixer les objectifs de la politique énergétique et de définir les conditions d'organisation et de fonctionnement du secteur énergétique.

Les pouvoirs publics français devront, dans cette optique et comme la directive les y autorise, mettre en oeuvre une planification à long terme.

La sécurité des approvisionnements restant un impératif absolu, il leur faudra avoir une claire vision du bilan énergétique souhaitable pour la France à l'horizon de dix, vingt ans et plus. Il conviendrait également qu'ils fixent les règles du jeu permettant de satisfaire ces objectifs dans le cadre d'une programmation à long terme dont les contours devront évoluer en fonction des mutations technologiques, des impératifs environnementaux, du prix comparé des différentes sources d'énergie, etc...

b) Pour une loi d'orientation énergétique

Tous les acteurs économiques et sociaux appellent aujourd'hui à un débat démocratique sur la politique énergétique de la France. Ce voeu n'est pas nouveau, mais il est resté lettre morte depuis les forums organisés au niveau national et dans les régions à l'occasion du rapport Souviron de 1994 sur " l'énergie et l'environnement ". Il a été de nouveau formulé avec insistance en réaction à la décision unilatérale du Gouvernement de fermer Superphénix. Un débat au Parlement, suivi d'un vote, donnerait assurément un gage de transparence et de démocratie à des choix d'importance qui engagent l'avenir.

Mais, au-delà, votre commission d'enquête propose que, à l'instar d'autres secteurs93(*), le domaine énergétique fasse l'objet d'une loi d'orientation quinquennale, destinée à fixer le cadre de la politique à mener. Elle définirait notamment la programmation à long terme des investissements de production d'électricité. Elle pourrait, pour ce faire, s'appuyer sur des quotas par combustibles, de façon à atteindre l'équilibre recherché entre les sources d'énergie primaire.

Il reviendrait ainsi aux pouvoirs publics de décider des modalités de renouvellement du parc nucléaire, comme de l'ampleur des efforts à consentir en faveur des énergies renouvelables.

Sur cette base, le Gouvernement serait habilité à accorder ou à refuser aux producteurs des autorisations de construction d'installations de façon claire, transparente et non discriminatoire. Il pourrait également lancer des appels d'offres en cas de carence des offres concernant des créneaux non compétititifs mais dont le développement serait souhaitable (protection de l'environnement, indépendance nationale...).

La loi d'orientation, que votre commission d'enquête appelle de ses voeux, déterminerait aussi le contenu et les conditions de financement de certaines missions d'intérêt général, la définition des productions relevant du régime d'obligation d'achat...

Une telle loi ne pourrait-elle, par ailleurs, donner une cohérence aux schémas de services collectifs de l'énergie que le Gouvernement semble envisager94(*) ? On voit mal, en effet, aujourd'hui ce que recouvre tant ce concept que son contenu et surtout comment le Gouvernement envisage de les articuler avec la planification évoquée ci-dessus.

B. À UNE AUTORITÉ ADMINISTRATIVE INDÉPENDANTE, LA RÉGULATION TECHNIQUE ET LE CONTRÔLE DU RESPECT DES RÈGLES DU JEU

1. Pour une autorité de régulation indépendante des parties et de l'administration

La directive, on l'a vu, impose aux Etats membres de confier le règlement des litiges nés de l'application des nouvelles règles du jeu à une autorité compétente, indépendante des parties. Les Etats doivent également créer des mécanismes appropriés et efficaces de régulation, de contrôle et de transparence afin d'éviter tout abus de position dominante et tout comportement prédateur.

Dès lors se pose la question de l'organisation à mettre en place pour satisfaire à ces obligations. Les grandes règles étant fixées par les pouvoirs publics, qui devra assurer la fonction de régulation ?

Il s'agira de régler -dans le cadre qu'auront fixé la loi et ses décrets d'application- les questions relatives à l'accès aux réseaux, à la gestion du système électrique ainsi qu'au contrôle de l'action de l'opérateur sur le marché libre du kilowattheure et sur les marchés de services, toutes questions cruciales pour un développement satisfaisant de la concurrence.

Le Gouvernement, dans son Livre Blanc, envisage que cette fonction continue à être assurée directement par l'Etat, une direction du ministère chargé de l'industrie -distincte de celle chargée de la tutelle d'EDF- pouvant s'en voir spécifiquement confier la mission. Une telle solution semble peu souhaitable.

En effet, comme le souligne l'avis précité du Conseil de la concurrence : "  le processus de régulation de l'opérateur français se réduit [....] pour l'instant, dans les faits, à un tête à tête assez peu transparent entre les pouvoirs publics et lui. Or, pareil face-à-face apparaît aujourd'hui inadéquat, tant la demande de débat public sur la politique énergétique est forte, tandis que les collectivités locales sont désireuses de s'impliquer dans le contrôle des sociétés de distribution et que l'arrivée de nouveaux acteurs paraît indispensable. "

En outre, les compétences requises pour traiter ces aspects seront particulièrement larges et, toujours selon le Conseil de la concurrence, elles devront : " être mobilisées au bénéfice égal de tous les intervenants sur le marché, donc sans subir l'influence de l'administration de tutelle qui est aussi " actionnaire " de l'opérateur public. "

Or, concentrer ces compétences au sein d'une administration ne risque-t-il pas d'inciter les opérateurs autres qu'EDF -voire les institutions européennes elles-mêmes- à douter de la transparence et de l'impartialité d'un Etat actionnaire et traditionnellement tuteur de l'établissement public ? " L'indépendance des parties " exigée par la directive serait-elle réellement assurée ?

EDF n'aurait-elle pas elle-même tout à gagner à voir une autorité de régulation indépendante de l'administration, mais adossée à l'Etat, s'assurer du respect des règles du jeu et régler les litiges qui ne manqueront pas de surgir ?

Différentes formules possibles sont possibles: direction du ministère, section spécialisée du Conseil de la Concurrence, autorité administrative autonome, mais cette dernière solution est " naturellement porteuse de symboles et de dispositions qui crédibilisent l'idée de concentration de l'expertise et le souci d'indépendance vis-à-vis de la tutelle de l'opérateur, notamment aux yeux de la Commission européenne et de la Cour de Justice. Son choix est de nature à limiter les contentieux de régulateur auprès de Bruxelles et donc les transferts indus de responsabilités ".

On dispose d'ailleurs d'une référence récente dans le secteur des industries de réseaux avec l'Autorité de Régulation des Télécommunications (ART)95(*), dont on pourrait utilement s'inspirer. Cette dernière semble fonctionner dans des conditions globalement satisfaisantes, même si sa jeunesse et la nécessité de forger une doctrine ont suscité quelques critiques.

Votre commission d'enquête souhaite que soit créée une autorité de régulation indépendante à la fois des opérateurs et de l'administration, mais liée à l'Etat.

Une telle instance devrait être dotée d'un pouvoir de sanction, gage de l'efficacité de ses décisions.

Cette indépendance des parties et de l'administration ne doit cependant pas être synonyme d'indépendance totale à l'égard des pouvoirs publics.

Votre commission d'enquête souhaite que cette autorité de régulation soit amenée à rendre compte de ses activités chaque année devant le Parlement.

Elle juge, en outre, indispensable de coordonner l'action des pouvoirs publics, de l'autorité de régulation et du Conseil de la Concurrence et de prévoir, par ailleurs, une possibilité d'appel devant les juridictions de droit commun des décisions de cette autorité.
Là encore, le schéma retenu pour l'ART pourrait utilement guider le travail du législateur.

Il faut souligner que le Conseil de la concurrence, estime lui aussi nécessaire que la régulation du secteur soit confiée à une autorité indépendante.

2. Pour une autorité de régulation commune à l'électricité et au gaz

La Grande-Bretagne a choisi de confier la régulation du marché de l'électricité et du gaz à deux autorités indépendantes distinctes : respectivement l'OFFER et l'OFGAS. Les inconvénients de cette formule semblent cependant susciter la volonté des autorités britanniques de procéder à la fusion de ces deux instances.

Ces deux marchés sont, en effet, liés et votre commission d'enquête souhaite que l'autorité qui pourrait être créée ait, à terme, également vocation à assurer la régulation du marché du gaz.

III. DONNONS À EDF TOUTES LES CHANCES DE RÉUSSIR DANS UNE COMPÉTITION LOYALE

Nouvelle donne énergétique oblige, notre opérateur public -qui exercera ses activités à la fois sous monopole et hors monopole- devra être en mesure de se confronter à armes égales avec ses compétiteurs, français et étrangers.

EDF dispose de nombreux atouts pour s'imposer dans la bataille qui s'annonce. Encore convient-il qu'elle ne soit pas entravée à l'excès pour les valoriser et puisse, par conséquent, exercer pleinement ses activités d'opérateur industriel.

A. NOTRE " GÉANT " NATIONAL DISPOSE DE NOMBREUX ATOUTS À VALORISER

1. Un beau jeu d'atouts humains et commerciaux

EDF est le premier électricien mondial en termes de production en volume, de chiffre d'affaires (plus de 186 milliards de francs en 1997), ainsi qu'en nombre d'employés (près de 117.000).

Ses tarifs restent parmi les plus compétitifs, à preuve : elle exporte une part non négligeable de sa production, contribuant de façon décisive à notre excédent commercial.

Ses agents constituent l'une de ses principales richesses. Ils disposent d'une compétence largement reconnue, sont animés d'une légitime fierté professionnelle et se montrent attachés tant à leur métier qu'au service public.

La qualité du service fourni est appréciée des consommateurs : 93 % des Français estiment EDF efficace96(*).

Son équipe dirigeante apparaît consciente des défis qui s'annoncent. Elle a introduit un processus de planification stratégique, des réformes de structures et d'organisation, qui ont permis à la fois une plus grande responsabilisation des agents et des gains de productivité.

Ces améliorations de la productivité ont permis à EDF de réduire progressivement, mais sensiblement, ses tarifs. Au total, sur les quatre années du contrat d'entreprise (1997-2000), ces baisses tarifaires atteindront 14 %. Pour 1999 et 2000, elles devraient être en moyenne de 2,2 % par an. Elles représentent une diminution de 13,6 milliards de francs des factures de ses clients en 1998, par rapport à celles de 1996.

Déjà soumise à la concurrence de l'énergie de substitution qu'est le gaz, EDF a donc pour partie anticipé l'introduction de la concurrence sur son coeur de métier et réagit positivement à cet aiguillon, ceci au plus grand bénéfice des consommateurs.

Ses efforts devront cependant être poursuivis, d'autant plus que, d'après l'Union des industries utilisatrices d'énergie (UNIDEN), l'avantage concurrentiel d'EDF a tendance à se réduire, notamment à l'égard des clients industriels gros consommateurs d'énergie, compte tendu de l'évolution des offres de ses compétiteurs.

2. Une nécessaire mobilisation de l'entreprise

Forte de ses atouts, l'entreprise -et ses personnels- n'en doivent pas moins se mobiliser afin de s'adapter à la nouvelle donne.

La puissance d'EDF mérite d'être relativisée.

En effet, elle n'arrive plus en tête des classements quand on la compare aux opérateurs diversifiés (multi-énergies et multi-services) qui sont ses futurs concurrents. C'est ainsi, par exemple, que les compagnies privées allemandes VEBA et RWE réalisent des chiffres d'affaires globaux supérieurs respectivement de 32 % et 16 % au sien. De même, EDF n'arrive plus qu'au 51e rang en termes de bénéfice réalisé.

En outre, ce classement n'intègre pas les multinationales telles que les compagnies françaises des eaux. Le groupe Suez Lyonnaise des Eaux, par exemple, réalise un chiffre d'affaires global de 190 milliards de francs dont 40 % dans le secteur énergétique. Les activités dans ce dernier concernent à la fois la production d'électricité, le transport de gaz, les réseaux de chaleur et la cogénération. Il a, notamment, développé un parc de centrales nucléaires en Belgique.

Les Français attendent d'elle qu'elle améliore encore ses performances.

D'après le sondage précité, les Français ne sont plus que 41 % à estimer l'opérateur public compétent et 35 % à le juger à l'écoute des clients.

Les Français sont, par ailleurs, conscients des modifications qu'introduira la concurrence. Ils jugent majoritairement qu'elle aura des conséquences positives sur les prix (73 %) et sur la qualité (66 %).

Face aux attentes du public, EDF ne devra donc pas s'endormir sur ses lauriers -car ce sont les lauriers tressés hier dans le cadre de son monopole-, au moment où ses concurrents européens s'engagent résolument sur des dynamiques d'évolution et de baisses de prix importantes.

B. EDF DOIT EXERCER LA CONCURRENCE DANS DES CONDITIONS ÉQUITABLES ET TRANSPARENTES

Il convient de concilier l'existence d'un acteur public dominant devant allier efficacité industrielle et service rendu au public, avec le développement d'une concurrence réelle et loyale à l'échelle européenne, assortie de garanties envers l'ensemble des acteurs du marché.

Ces garanties concernent l'équilibre des droits et obligations des producteurs, la régulation des prix pratiqués par EDF, les règles applicables au gestionnaire de réseau et l'accès aux infrastructures de transport et de distribution.

1. L'organisation de la production

a) Autorisations ou appels d'offres ?

L'ouverture à la concurrence d'une partie de la production d'électricité implique que des procédures clairement définies encadrent les conditions de lancement des nouveaux moyens de production.

Pour ce faire, la directive " électricité " laisse aux Etats membres le choix entre la procédure d'autorisations et celle des appels d'offres pour développer le parc de production.

Ces deux types de procédures se distinguent sur les deux points suivants :

- l'initiative
: pour l'autorisation, elle appartient au producteur lui-même ; pour l'appel d'offres, elle relève des pouvoirs publics ;

la plus ou moins grande lourdeur du processus : dans le cadre assez souple de l'autorisation, le producteur doit seulement satisfaire un certain nombre de critères fixés par les pouvoirs publics, mais sa demande peut être encadrée par le jeu d'une programmation à long terme incluant, par exemple, le choix d'un équilibre déterminé entre les énergies primaires ; la procédure de l'appel d'offres, beaucoup plus lourde et complexe, est entièrement gérée par les pouvoirs publics.

Le Gouvernement semble envisager d'appliquer le système des appels d'offres à EDF et de soumettre au système des autorisations : les auto-producteurs et les producteurs indépendants qui souhaiteront vendre leur électricité à des clients éligibles (ou à EDF dans le cadre de l'obligation d'achat).

Ce choix semble contestable pour les principales raisons suivantes :

- le recours aux appels d'offres apparaît nécessaire à une mise en concurrence des producteurs quand le marché aval (c'est-à-dire celui des clients finaux) n'est pas ouvert, dans la mesure où il est naturellement associé à la planification à long terme des moyens de production ainsi qu'au contrôle des coûts. Mais, l'introduction de la liberté de choix du fournisseur -dont disposeront les clients éligibles- introduira une composante d'incertitudes et de volatilité qui pourrait remettre en cause le lien entre planification des besoins, planification énergétique et appels d'offres. Ce point apparaît d'autant plus important que les seuils d'éligibilité ne seront sans doute pas intangibles97(*) dans le temps ;

- à l'inverse, avec l'ouverture à la concurrence, les électriciens devront assurer le risque de marché et pouvoir disposer de toute la responsabilité industrielle nécessaire à sa maîtrise. Dans ce contexte, est-il souhaitable que l'Etat impose à EDF à la fois le moment et la nature des investissements à réaliser, au risque de la mettre en situation d'inégalité avec ses concurrents ?

Ces arguments conduisent votre commission d'enquête à considérer qu'il conviendrait d'appliquer également à EDF le régime de l'autorisation, qui permet en tout état de cause à l'Etat d'imposer le respect de certains critères.

Un système mixte, qui limiterait les appels d'offres aux clients captifs d'EDF lui semble tout à fait inadapté, dans la mesure où il entraînerait une séparation du marché de l'électricité en deux marchés distincts (l'un pour les clients éligibles, l'autre pour les clients non éligibles) et, par conséquent, un découplage des prix entre ces deux marchés. EDF risquerait alors de ne plus pouvoir gérer de manière intégrée les différents moyens de production de son parc, dans la mesure où le fait de substituer un moyen de production issu de la procédure d'appel d'offres par un moyen issu de celle de l'autorisation, serait considéré comme une subvention croisée entre catégories de clientèle, ce qu'interdit bien sûr la directive.

Dès lors, se pose le problème de la fourniture de l'électricité au moindre coût à tous les consommateurs.

La concurrence devra alors jouer pleinement son rôle en obligeant EDF à recourir à des moyens de production compétitifs. En outre, l'autorité de régulation contrôlera ses tarifs et devra s'assurer que l'entreprise assure bien la fourniture de ses clients au moindre coût, sans subventions croisées au détriment des clients non-éligibles, et assure la rentabilité de ses investissements.

En revanche, les pouvoirs publics pourraient recourir au système des appels d'offres en cas de carence de l'initiative des producteurs.

Telle est d'ailleurs la position défendue par le Conseil de la concurrence.

Si, en application du régime de l'autorisation à l'ensemble des opérateurs, les pouvoirs publics estiment que les objectifs définis dans le cadre de la planification à long terme des moyens de production n'ont pas été atteints -s'agissant, par exemple de la proportion d'énergie nucléaire ou d'électricité produite par des éoliennes, des installations solaires ou de la biomasse-, ils auront la possibilité de lancer des appels d'offres pour y remédier.

Encore faut-il que le système n'ait pas été biaisé par d'autres mécanismes, tel que celui de l'obligation d'achat par EDF de l'électricité de certains producteurs indépendants.

b) La nécessité de restreindre l'obligation d'achat par EDF de l'électricité de certains producteurs indépendants

QU'EST-CE QUE L'OBLIGATION D'ACHAT ?

La loi de nationalisation de l'électricité et du gaz du 8 avril 1946 a laissé la possibilité d'un développement de moyens de production d'électricité par des producteurs indépendants, notamment lorsque la puissance de l'outil de production est inférieure à 8 MW.

Dans ce cadre, le décret du 20 mai 1955 prévoit l'obligation pour EDF de passer des contrats d'achat pour l'électricité produite par les producteurs autonomes. Une modification a été apportée à ce décret en décembre 1994 pour que cette obligation :

- soit dorénavant permanente pour les installations utilisant des techniques de cogénération ou celles utilisant des énergies renouvelables ou des déchets,

- et puisse, pour les autres installations, être suspendue par arrêté du Ministre chargé de l'énergie, lorsqu'il est constaté que les moyens de production existants sont suffisants pour faire face à la demande dans des conditions économiques satisfaisantes de production, transport et distribution.

C'est dans ce contexte que le Ministre de l'industrie a levé, le 23 janvier 1995, l'obligation pour EDF de passer de nouveaux contrats (hors donc le cas des installations qui utilisent des énergies renouvelables -petite hydroélectricité, énergie éolienne, solaire...- des déchets ou des techniques de cogénération).

Un tel dispositif n'est pas sans entraîner certains effets pervers.

Il impose en fait à l'établissement public d'acheter une électricité dont le pays n'a en réalité pas besoin, mais pouvant présenter un intérêt en termes de diversification des sources de production, d'environnement, d'efficacité énergétique ou de décentralisation des modes de production. Cependant, il emporte comme inconvénient majeur la création de rentes de situation, dans la mesure où il revient à faire subventionner par EDF des installations, le cas échéant, non rentables.

Les enjeux financiers de ce dispositif ne sont pas négligeables, puisque cette obligation d'achat coûterait environ 2 milliards de francs par an à EDF.

Cette obligation d'achat a, de plus, été étendue par les pouvoirs publics à des installations de cogénération de plus de 8 MW, dans des conditions très avantageuses pour le producteur. L'opérateur public achète cette électricité à un prix supérieur d'environ un tiers au prix du marché.

Or, on ne voit plus ce qui justifierait son maintien alors que les centrales de cogénération de taille grande ou moyenne sont devenues aujourd'hui rentables, grâce à l'amélioration des technologies concernées. Cela n'a plus de sens de les subventionner, dès lors que les producteurs n'auront bientôt plus à passer sous les " fourches caudines " du monopole.

Des pays, tels que les Etats-Unis ou l'Italie, qui avaient mis en place une obligation d'achat du même type ont d'ailleurs décidé de la lever.

Votre commission d'enquête propose, par conséquent, que l'obligation d'achat soit levée lorsque les technologies arrivent à maturité et s'avèrent compétitives. Tel semble être aujourd'hui le cas pour la cogénération de grande taille. Tel pourrait être le cas demain pour certains types d'énergies renouvelables.

2. Les garanties concernant la transparence

a) La régulation des prix pratiqués par EDF

Le régulateur devra, on l'a dit, contrôler les tarifs pratiqués par l'opérateur public à l'égard de ses clients " captifs ", c'est-à-dire non éligibles. Ces tarifs devront être publics et refléter les coûts de fourniture de l'électricité. EDF devrait, en revanche, pouvoir négocier ses prix avec les clients éligibles, à l'instar de ses compétiteurs.

Il importe toutefois de garantir l'absence de toute subvention croisée entre ces deux catégories de clients. L'opérateur public doit bien évidemment se voir interdire -comme l'impose d'ailleurs la directive- toute possibilité de s'appuyer sur sa part de marché sous monopole pour conquérir des clients hors du périmètre de ce monopole dans des conditions déloyales.

A cet effet, ses charges fixes devront être équitablement réparties entre clients éligibles et clients non éligibles, dans le respect des règles fixées et approuvées par le législateur.

b) L'accès au réseau de transport

Le Gouvernement prévoit de confier la gestion du réseau de transport à l'opérateur public, ce dernier devant cependant garantir qu'il gère de façon réellement autonome cette fonction essentielle de la nouvelle organisation électrique, en tout état de cause indépendamment de ses activités de production et de distribution.

Le Conseil de la concurrence juge ces précautions insuffisantes. Votre commission d'enquête ne peut que souscrire à son avis, selon lequel la création d'un établissement public distinct d'EDF et totalement autonome sur le plan de la gestion donnerait la meilleure garantie d'indépendance du gestionnaire du réseau de transport.

Les modalités de tarification de l'accès au réseau devront donner toutes les garanties de transparence. Les prix du transport devront être régulés, transparents et publics.

Ils devront naturellement refléter les coûts directement associés au transport. Mais, au-delà, la question se pose de savoir s'il convient de leur imputer des " coûts échoués "98(*).

Sans doute faut-il répartir certains de ces coûts sur l'ensemble des clients. Mais leur imputation directe sur la facture des consommateurs semble préférable à leur prise en compte au stade du prix de transport.

Dans tous les cas, les pouvoirs publics français devront impérativement veiller à ce que, dans l'ensemble des Etats membres, le calcul d'éventuels " coûts échoués " n'en fasse pas un instrument destiné à remettre à niveau les " mauvais ". Il ne s'agit pas, comme certains pourraient y être tentés99(*), d'effacer toutes les erreurs du passé, au risque de nuire réellement à la loyauté de la concurrence.

Votre commission d'enquête estime que les pouvoirs publics doivent être vigilants sur ce point et adopter des règles concernant les " coûts échoués " cohérentes avec celles retenues par les autres pays européens.

3. Une séparation comptable aux résultats incontestables

La transparence ne pourra être acquise qu'au prix d'une séparation comptable des différentes activités d'EDF, le caractère intégré de l'entreprise ne devant pas être remis en cause.

Il lui faudra donc rapidement être en mesure d'établir un bilan et un compte de résultats pour chacune de ses activités et élaborer des règles incontestables d'imputation de ses charges et recettes.

Telle est la condition sine qua non pour garantir la transparence de son activité et l'absence de subventions croisées entre les activités de transport, distribution et celles concernant la production ou d'autres secteurs.

C. ÉLARGIR LE PRINCIPE DE SPÉCIALITÉ D'EDF

En vertu du principe de spécialité applicable aux établissements publics industriels et commerciaux, EDF ne peut exercer d'autres activités que celles liées à son coeur de métier.

Ainsi, l'article 46 de la loi du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l'électricité et du gaz lui interdit d'intervenir " au-delà du compteur ", c'est-à-dire sur les installations intérieures. De même, EDF n'est-elle pas habilitée à élargir la panoplie de ses activités pour y intégrer des prestations de services complémentaires à la fourniture d'énergie.

Peut-on continuer à cantonner EDF dans ses métiers de base, alors que ses concurrents seront, pour certains, des intégrateurs de services à même de répondre à l'évolution des technologies100(*) et de la demande des clients101(*) ?

Votre commission d'enquête ne le croit pas. Elle juge nécessaire d'élargir le principe de spécialité d'EDF, de façon à lui permettre d'adapter son offre vers une offre multi-services. Les textes à prendre devront cependant imposer à EDF de respecter le tissu industriel existant et d'associer les PMI au développement de ses nouvelles activités.


En outre, comme l'indique le Conseil de la concurrence dans son avis précité, les interventions d'EDF sur les marchés concurrentiels devront être encadrées par des règles tenant compte des situations spécifiques de concurrence de chacun d'ente eux. Plus précisément, les mécanismes par lesquels l'opérateur affecte ses coûts entre marché libre et marché captif du kWh devront être spécifiés.

IV. PRÉPARONS L'AVENIR

EDF doit rester un opérateur public au service du pays. Elle doit néanmoins faire évoluer ses modes de gestion. Si le statut de ses personnels doit être préservé, comment ne pas s'interroger cependant sur son coût ? Comment ne pas s'interroger sur son adaptation à un contexte de concurrence ? Comment ne pas s'interroger enfin sur l'évolution des charges de retraites qui en découlent pour l'opérateur ?

A. QUELLE ÉVOLUTION POUR L'ÉTABLISSEMENT PUBLIC ?

1. EDF : un opérateur public à mettre " sous tension "

Votre commission d'enquête estime qu'on ne saurait en aucun cas remettre en cause le caractère public d'EDF, ceci en raison d'impératifs tant d'indépendance énergétique que de sûreté nucléaire.

Mais, la transposition de la directive " électricité " doit être l'occasion de faire évoluer notre opérateur historique et le secteur électrique dans son ensemble.

Il ne nous suffit pas d'accompagner les évolutions, mais si possible de les anticiper en menant une stratégie résolument offensive. Protéger EDF, c'est la mettre sous tension.

La frilosité et le comportement " trop souvent " défensif adopté par la France pour défendre ses entreprises publiques se sont généralement retournés contre ces dernières. Ils ne leur ont pas permis de se préparer correctement et rapidement à la réalité du marché. L'exemple du transport aérien en est une illustration.

2. La nécessité d'entrer dans une logique de gouvernement d'entreprise

Les médias ont largement évoqué, ces derniers mois, les regrettables dysfonctionnements qui se sont fait jour aux niveaux les plus élevés de l'entreprise.

Au-delà, d'aucuns dénoncent l'absence de véritable contrôle de l'établissement public par son actionnaire, l'Etat. Ce dernier est-il d'ailleurs le mieux à même de concevoir une stratégie industrielle ? Il est permis d'en douter.

A l'inverse, le contrôle exercé par Conseil d'administration est-il effectif et efficace ?

L'existence de tels doutes amène votre commission d'enquête à souhaiter que le projet de loi destiné à transposer la directive soit aussi l'occasion de revoir les modes de gestion et de contrôle de l'entreprise.

Ne pourrait-on, par exemple, s'inspirer des organes de direction d'une société anonyme, avec un directoire et un conseil de surveillance ?

3. Vers une société anonyme à capitaux publics ?

Des évolutions positives peuvent certes être entreprises dans le cadre de l'établissement public : élargissement du principe de spécialité -on l'a vu-, amélioration des modes de gestion et de contrôle.

Mais, comme l'exprime le Conseil de la concurrence, dans son avis précité : " du point de vue de la concurrence l opérateur français apparaît lié plus que tout autre opérateur européen aux pouvoirs publics du fait de son statut d'EPIC. [...]. Sa stratégie est contrôlée directement par l'Etat en sa qualité " d'actionnaire unique ", jusqu'à présent avec des moyens modestes et sur un mode largement administratif.

Dans ces conditions, pourquoi ne pas envisager la transformation de l'établissement public en société anonyme à capitaux publics ?

Une telle structure juridique aurait pour avantage de permettre à l'opérateur public de contracter des alliances industrielles et de créer plus facilement des filiales. Elle permettrait aussi de mieux associer ses personnels à son projet, en leur accordant une fraction de son capital.

Elle apparaît peut-être d'un intérêt encore plus grand pour Gaz de France, pour qui les alliances internationales sont encore plus urgentes et indispensables. Celles-ci rendront sans doute même nécessaire l'ouverture minoritaire du capital de GDF.

Pour les deux entreprises publiques, elle serait un moyen de faciliter leur nécessaire développement international.

B. COMMENT PERMETTRE LA PRÉSERVATION DU STATUT DES PERSONNELS ?

1. Le poids des charges de retraites sera difficilement supportable pour l'entreprise

Le Gouvernement affirme que le statut des personnels d'EDF sera préservé. Votre commission d'enquête partage ce souhait.

C'est pourquoi, elle s'inquiète du fait que le Gouvernement ne semble pas, pour l'instant, se préoccuper du poids croissant des charges de retraites, qui sera vite difficilement supportable pour l'entreprise.


Rappelons que les retraites de ses agents sont réglées par le régime spécial des industries électriques et gazières102(*). EDF a versé à ce régime, au titre de la contribution patronale, 13 milliards de francs en 1998. Cette somme se montera à 22,6 milliards de francs en 2020. La dérive est régulière, mais enregistrera une accélération à partir de 2015-2020, en raison des nombreux départs en retraite correspondants aux embauches réalisées dans les années 1980.

Dès aujourd'hui, cette charge des cotisations retraites représente 50 % de la masse salariale, alors qu'elle est inférieure à 25 % dans le secteur privé. Elle atteindrait 100 % de cette dernière en 2020 !

Dès lors, comment EDF pourra-t-elle rester compétitive, si aucune mesure n'était prise ?

2. On voit mal comment le statut pourrait être étendu à l'ensemble des acteurs du secteur

Ces charges de retraites expliqueraient la moitié du surcoût de la main d'oeuvre d'EDF, évalué à 50 % par rapport à celui de ses éventuels concurrents, selon des études internes à l'entreprise citées par " Le Monde "103(*).

Pourra-t-on imaginer pour EDF un dispositif similaire à celui appliqué à France Télécom, avec le paiement d'une soulte par ce dernier, en contrepartie d'une prise en charge par l'Etat de la dérive des retraites ? Il faut toutefois relever, à cet égard, que les agents d'EDF n'ont pas le statut de fonctionnaires, à l'instar des télécommunicants.

Ce surcoût s'expliquerait pour le reste essentiellement par la générosité des oeuvres sociales d'EDF -qui représenteraient 8 % de sa masse salariale, contre 2,5 % au plus par les autres entreprises- et le mode de calcul des heures supplémentaires1.

On voit mal, dans ces conditions, comment ses futurs concurrents pourraient accepter que leur soit étendu le statut d'EDF, comme semble l'envisager le Gouvernement...

On voit mal comment nos partenaires européens, qui ont le marché mondial en ligne de mire, pourraient s'enthousiasmer à l'idée d'une telle extension à leurs opérateurs.

On voit encore plus mal les Américains ou les Asiatiques s'engager dans cette voie...

En bref, pourquoi ceux qui bénéficient d'un avantage de compétitivité le transformeraient-ils en handicap ?

Il n'appartient pas à votre commission d'enquête d'apporter aujourd'hui une solution à ces graves problèmes. Il lui appartient, en revanche, de tirer la sonnette d'alarme.

V. REGAIN D'INTÉRÊT POUR LE GAZ

A. LE RÔLE DU GAZ DANS LA GÉNÉRATION ÉLECTRIQUE

Le gaz naturel représentait 13,8 % du bilan énergétique de la France en 1995. 26,3 millions de tep ont été consommées à hauteur de 61 % par les secteurs résidentiel et tertiaire et de 38 % par l'industrie.

Pour l'avenir, le Gouvernement prévoit que le développement de la consommation (2,5 à 3 % de croissance par an) devrait relever pour l'essentiel des débouchés traditionnels. Trois nouveaux marchés sont également évoqués : la climatisation au gaz naturel, la cogénération au gaz naturel pour laquelle 1 300 MW constituent la puissance envisagée à la fin de 1999, et le gaz naturel pour véhicules (GNV).

Dans ces conditions, le gaz naturel continuerait donc à être quasiment absent de la génération électrique, sauf par le biais de la cogénération.

C'est dans ce contexte qu'il convient de rappeler les conclusions de l'étude de la Direction du gaz, de l'électricité et du charbon (DIGEC) sur les coûts de référence de l'électricité104(*) et les observations de Pierre Terzian, auteur d'un rapport sur le gaz naturel rédigé à la demande du Commissariat Général du Plan105(*).

Selon cette étude de la DIGEC réalisée en 1997, le cycle combiné au gaz ressort clairement comme le moyen de production le plus compétitif pour la production d'électricité en semi-base.

Aussi Pierre Terzian s'interroge-t-il sur l'opportunité, à l'avenir, de miser sur le nucléaire autant qu'on l'a fait par le passé. Il demande en particulier : " Peut-on concevoir que le premier électricien du monde (EDF) ne dispose pas d'une expérience industrielle dans le gaz aussi, alors que dans le monde entier, la convergence gaz-électricité est flagrante ? "

Il observe que la France dispose de deux atouts considérables pour jouer un rôle important dans le secteur gazier de demain :

- une position solide dans le stockage du gaz, résultant d'un effort considérable d'investissement ;

- une position géographique lui permettant de jouer un rôle de transit gazier plus important qu'aujourd'hui : le gazoduc Norfra, qui achemine 6 Gm3/an de gaz norvégien vers la Suisse, via Dunkerque, met ainsi la France au coeur des routes gazières ; GDF va recevoir, à Montoir de Bretagne, 3,5 Gm3/an de gaz naturel liquide achetés par la compagnie italienne, Enel auprès de la Compagnie nigérianne, NLNG ; enfin, l'artère des Hauts de France doit amener dès 1998 le gaz norvégien de Dunkerque à la région parisienne.

Ces arguments plaident pour un accroissement de la part du gaz dans la génération électrique de demain.

Il s'agit également de se prémunir contre l'affaiblissement du poids de Gaz de France dans la négociation des contrats d'approvisionnement. Pierre Terzian écrit,  en effet, : " On doit se demander si la position de négociation de la France dans la recherche d'approvisionnements gaziers ne sera pas affectée, demain, par l'absence de consommation gazière dans son secteur électrique. "

B. UN POINT D'ACTUALITÉ : LA DESSERTE GAZIÈRE

S'il est, on l'a dit, prématuré d'évoquer la transposition de la directive " gaz ", l'article 35 du projet de loi portant diverses dispositions d'ordre économique et financier que le Sénat vient d'adopter le 7 mai dernier, fournit l'occasion de faire le point sur un sujet d'importance : le problème de la desserte des communes en gaz naturel.

1. La nécessité de répondre à l'accusation d'abus de position dominante de GDF

Cet article a pour objet de permettre aux communes non desservies en gaz de faire appel à l'opérateur de leur choix.

Il fait suite à une mise en demeure, le 9 juin 1995, de la Commission européenne qui a relevé un abus de position dominante de la part de Gaz de France dès lors que l'établissement public s'oppose, au nom du monopole de distribution qui lui a été confié par la loi du 9 avril 1946, à l'intervention d'autres distributeurs dans les zones non encore desservies, alors même qu'il n'envisage pas lui-même d'assurer la desserte de ces zones.

Rappelons que l'article 3 de la loi de nationalisation du 8 avril 1946 a confié à Gaz de France le monopole de la desserte en gaz naturel du territoire.

Certes, ce monopole n'est pas absolu dans la mesure où cette loi autorisait le maintien en activité des services locaux existants, exploités sous forme de régies, de sociétés d'économie mixte dans lesquelles les collectivités détenaient plus de la majorité du capital ou bien de SICAE (Sociétés d'intérêt collectif agricole pour l'électricité), ou de coopératives d'usagers.

On recensait 17 distributeurs de gaz naturel non nationalisés qui desservaient 174 communes, à la fin de 1997.

Mais, ces derniers n'étant pas autorisés à s'étendre, Gaz de France se trouve de fait en position quasi-monopolistique.

Or, contrairement à d'autres entreprises de service public, Gaz de France n'est pas tenu de desservir la totalité du territoire.

Aux termes d'une circulaire du 2 octobre 1985, tout projet de desserte nouvelle doit, en effet, être précédé d'une étude technico-économique faisant ressortir l'intérêt et la rentabilité de l'opération projetée. Deux circulaires ultérieures ont fixé le seuil minimal de rentabilité des investissements à 0,3.

En conséquence, les communes dont le raccordement au réseau ne permettrait pas à Gaz de France de satisfaire ce critère de rentabilité ne peuvent prétendre être desservies par l'opérateur public. Comme elles ne peuvent pas non plus être desservies par les sociétés d'économie mixte et régies non nationalisées, l'accès au gaz naturel leur est interdit.

L'article 35 du projet de loi précité, dont le principe avait été annoncé en décembre 1997 pendant les négociations communautaires sur l'ouverture du marché du gaz, vise donc à exaucer la demande de la Commission européenne en tentant de remédier à un problème majeur posé par le monopole de Gaz de France.

On comprend l'intérêt stratégique d'une telle démarche : en prenant les devants alors que la Commission s'apprêtait à utiliser les moyens que lui accorde l'article 90, paragraphe 3, du Traité, le gouvernement français a pu obtenir que le maintien de son système actuel de distribution qui repose sur le principe de service public soit approuvé dans le projet de directive sur l'ouverture du marché gaz, au titre du principe de subsidiarité106(*).

2. Une timide brèche dans le monopole de distribution de GDF

L'article 35 du projet de loi précité prévoit l'établissement par les services de l'Etat d'un plan de desserte gazière. Ce plan comprendrait deux volets.

Dans un premier volet, seraient inscrites les communes non encore desservies qui souhaitent être alimentées en gaz naturel ; elles devraient impérativement être desservies par Gaz de France dans un délai maximum de trois ans107(*). Gaz de France se trouverait ainsi incité à accélérer l'extension de son réseau, ce qu'aucune obligation légale ne l'obligeait à faire jusqu'à présent.

Dans un deuxième volet, figureraient les communes connexes à des communes déjà desservies par une régie existante qui manifestent leur souhait d'être desservies par ces mêmes régies ou SEM.

Le texte précise cependant que ne peuvent figurer au plan, parmi les communes qui en font la demande, que les communes dont la desserte donne lieu à des investissements pour lesquels la rentabilité est au moins égale à un taux fixé par décret.

Pourront choisir de s'adresser au secteur libre, les communes -ou groupements de communes- qui ne disposent pas d'un réseau public de gaz et qui ne figurent pas dans le plan, ou dont les travaux de desserte prévus n'auront pas été engagés dans le délai de trois ans par GDF.

Le projet de loi initial a cependant été modifié par l'Assemblée nationale, de telle façon que les opérateurs privés n'auront pour clients potentiels que les communes pour lesquelles la desserte en gaz n'est pas rentable, ce qui n'était pas la volonté exprimée par le Gouvernement.

En outre, les députés ont réservé la possibilité d'intervenir comme opérateurs aux seules entreprises dans lesquelles au moins 30 % du capital est détenu, directement ou indirectement, par l'Etat ou des établissements publics.

Le Sénat a, quant à lui, prévu que les collectivités territoriales pourraient figurer au nombre des actionnaires détenant 30 % du capital des nouveaux opérateurs.

La brèche ainsi autorisée dans le monopole de distribution de GDF est, on le voit, de portée modeste.

En outre, cette disposition interdit à des sociétés gazières étrangères qui posséderaient des canalisations à proximité de nos frontières de desservir les communes frontalières, sauf à créer des filiales détenues à 30 % par l'Etat, une collectivité locale, ou un établissement public français. Or, la Commission européenne fait clairement référence, dans sa lettre de mise en demeure, à la possibilité pour les communes proches des frontières de recevoir des fournitures de gaz en provenance d'autres Etats membres. Elle considère notamment qu'en limitant la distribution du gaz sur le territoire national, GDF entrave le développement du commerce entre Etats membres.

Aussi, sera-t-il sans doute nécessaire de réexaminer ce problème de la desserte gazière à l'occasion de la transposition de la directive concernant le marché intérieur du gaz naturel.

CHAPITRE VI -

ADAPTER NOTRE POLITIQUE PÉTROLIÈRE

Le secteur du raffinage en Europe se caractérise par d'importantes surcapacités de production évaluées à 10 %108(*), les restructurations latentes depuis plusieurs années ayant été différées compte tenu des coûts élevés de fermeture de raffineries (de l'ordre de 550 millions de francs pour une usine de 6,5 Mt/an).

Dans le contexte de marges chroniquement faibles que ces surcapacités induisent, des investissements considérables à rentabilité incertaine vont être requis pour suivre l'évolution du marché pétrolier, tant en quantité qu'en qualité, avec le souci constant d'une poursuite de l'amélioration de l'environnement.

L'industrie du raffinage française est, en outre, confrontée à la concurrence agressive des grandes et moyennes surfaces pour la distribution et à la forte demande de gazole résultant d'une fiscalité indûment attractive, demande que son outil de production ne peut satisfaire.

Or, le raffinage français représente 20 000 emplois (directs et induits) et assure une valeur ajoutée de 12 milliards de francs par an. Au-delà de la sécurité de l'approvisionnement en produits pétroliers qu'il contribue à assurer, ce secteur représente un savoir-faire qui permet à la France d'être bien placée dans l'exportation de technologies.

Dans ces conditions, votre commission d'enquête considère qu'il appartient à la puissance publique de prendre les mesures fiscales nécessaires au maintien d'une industrie du raffinage compétitive. Or, non seulement la loi de finances n'a réduit qu'à la marge le différentiel de taxation entre l'essence et le gazole, mais elle a de surcroît supprimé un dispositif essentiel pour atténuer l'incidence des variations des cours du pétrole dans les résultats imposables des raffineurs, la " provision pour fluctuation des cours ".

I. SAUVEGARDER NOTRE INDUSTRIE DU RAFFINAGE

A. LA VULNÉRABILITÉ DU RAFFINAGE FRANÇAIS

Dans la compétition qui va s'engager entre les sites de raffinage, la plate-forme française est particulièrement vulnérable en raison des handicaps qui altèrent sa compétitivité109(*) :

- frais de fabrication les plus élevés d'Europe dus notamment à des surcoûts spécifiques français de l'ordre de 13 F/tonne (obligation de pavillon, frais portuaires, taxe professionnelle, coûts salariaux) ;

- demande excessive de gazole favorisée par la fiscalité, et excédents d'essence : en 1997, la France a produit 3 Mt d'essence en excédent (20 % de la production française) et a dû importer 8 Mt de gazole au prix fort (18 % des besoins), le surcoût étant estimé à 200 millions de francs ;

- faible demande de fioul lourd du fait du développement de l'énergie nucléaire ;

- faibles marges de raffinage : sur la base d'un coût de raffinage de 100 en moyenne en Europe, l'indice atteint 111 dans l'Hexagone ;

- concurrence du réseau de distribution des grandes et moyennes surfaces (GMS) qui pèse fortement sur la marge de distribution des pétroliers (coût estimé à 700 millions de francs par an).

Le tableau ci-après retrace les marges de transport-distribution des raffineurs français comparées à celles des raffineurs de plusieurs pays de l'Union européenne.



- suppression de la provision pour fluctuation des cours : comme indiqué dans l'encadré ci-après, la provision pour fluctuation des cours permettait d'atténuer les conséquences fiscales des plus ou moins-values latentes enregistrées sur les stocks de pétrole des compagnies de raffinage ; sa suppression risque donc de fragiliser ces dernières face à la concurrence de compagnies européennes qui ne pâtissent pas de la variation des cours compte tenu de l'utilisation de méthodes de comptabilisation des stocks différentes (méthode dite du " dernier entré, premier sorti ", ou LIFO).

A défaut donc de réformer la législation comptable, votre commission d'enquête souhaite que soit introduit rapidement en France un nouveau système de lissage des plus ou moins-values sur stocks.

LE PROBLÈME DE LA VARIATION DES COURS DU PÉTROLE

Les industries qui transforment des matières premières acquises sur les marchés internationaux ou le territoire national sont exposées aux fluctuations permanentes des cours de ces matières qui affectent le coût de renouvellement des stocks nécessaires à leur exploitation.

Or, bien que les stocks de ces entreprises doivent être renouvelés à un volume constant ou croissant, la différence entre la valeur comptabilisée du stock à la clôture d'un exercice et la valeur du même stock à l'ouverture de l'exercice fait partie intégrante du résultat imposable. Le profit sur stock ainsi constaté est soumis à imposition alors même qu'il est affecté d'une obligation de réemploi et ne constitue donc pas un profit disponible susceptible d'être distribué aux actionnaires.

Dans de nombreux pays, cette difficulté est résolue par la valorisation des stocks selon la méthode " dernier entré, premier sorti " (DEPS ou LIFO) : les stocks étant consommés à une valeur proche de leur coût de remplacement, l'augmentation de la valeur des stocks ne touche pas le stock comptable tant que le stock outil reste stable. Cette méthode permet donc de neutraliser la quasi-totalité des variations de prix affectant les stocks de base indispensables à la poursuite de l'exploitation.

Cette méthode, bien que prévue par la 4ème directive comptable européenne, n'est jusqu'à présent pas admise par la législation fiscale française, qui, conformément à la législation comptable, prévoit l'évaluation des stocks selon le prix d'acquisition historique. Les produits sont en effet réputés vendus dans l'ordre chronologique de leur comptabilisation. Sans mécanisme correcteur, les entreprises françaises paieraient donc d'avantage d'impôt que leurs concurrentes tenant leur comptabilité en LIFO.

Pour éviter que ces règles restrictives compromettent l'activité des entreprises qui transforment en France des matières premières dont les prix sont soumis aux variations des cours internationaux, la législation française permettait depuis 1948 à ces entreprises de constituer, en franchise d'impôt, une provision pour fluctuation de cours (PFC) représentative de la dérive des coûts d'un stock de base strictement défini.

Le principe était simple : lorsque les cours augmentaient, les entreprises provisionnaient, puis elles réintégraient ces provisions lorsque les cours baissaient. Ainsi, elles pouvaient effacer de l'assiette imposable des profits sur stocks en période de hausse des cours (profits seulement latents puisque non réalisés) et réduire leurs pertes en période de baisse.

La loi de finances pour 1998 a supprimé ce dispositif et a contraint les entreprises qui en bénéficiaient à réintégrer dans leurs résultats les provisions constatées sur une période de trois ans (la loi de finances prévoit cependant une franchise de 60 millions de francs pour éviter de pénaliser les petites entreprises de transformation des matières premières). Cette mesure devrait se traduire par une charge de plus de 3 milliards de francs d'impôt pour l'industrie française du raffinage déjà handicapée par rapport à ses concurrents et confrontée à des besoins d'investissements massifs. Elle laisse en outre non résolu le problème de l'enrichissement sans cause résultant de l'impact de la variation des cours internationaux du pétrole sur le stock de base des raffineurs. Or, une loi du 31 décembre 1992 rend obligatoire la constitution de stocks stratégiques afin d'assurer la sécurité de l'approvisionnement énergétique français.

La commission des finances du Sénat observait fort justement dans son rapport sur la loi de finances pour 1998 que " sans un mécanisme d'effet équivalent à la PFC, la France serait le seul pays d'Europe à faire payer à ses entreprises le coût de l'enrichissement sans cause. Il en résulterait une dégradation de la compétitivité des entreprises françaises de transformation des matières, une chute des investissements, des licenciements et des délocalisations ".

Le taux de rendement des capitaux employés dans le secteur du raffinage ne ressort ainsi qu'à 4,4 %, contre 20 % pour l'industrie pharmaceutique, 17 % pour l'exploration-production de pétrole ou 12 % pour la chimie.

B. LE POIDS DES CONTRAINTES ENVIRONNEMENTALES

Les contraintes sur la qualité des produits vont rester le facteur déterminant dans la politique d'investissements des compagnies de raffinage européennes. Pour satisfaire la teneur maximale autorisée en soufre de 500 parties par million (ppm) dans le gazole, la capacité totale d'hydrotraitement et d'hydrodésulfuration en Europe a augmenté d'environ 15 % sur les trois dernières années.

Or, les directives européennes fixant les nouvelles normes 2000 sur les émissions des véhicules automobiles et les caractéristiques des carburants devraient être beaucoup plus sévères110(*).

Le raffinage français va donc devoir accroître son effort d'investissement à l'horizon 2000-2005 pour se mettre en conformité avec ces nouvelles réglementations
. Sur la base des efforts déjà prévus à l'échelle de l'Europe, la part des investissements incombant au raffinage français est évaluée à :

- 13 milliards de francs de 1997 à 2010 pour l'amélioration de la qualité de l'air dans les villes (après 19 milliards entre 1991 et 1997), soit l'équivalent de 1 milliard de francs par raffinerie ;

- la même somme111(*) pour la protection accrue des écosystèmes sensibles (contre les pluies acides) par de nouvelles réductions des émissions de soufre et d'oxydes d'azote (soit 1 milliard de francs par raffinerie).

Le coût de la maîtrise des émissions de dioxyde de carbone (CO2), faisant suite aux engagements européens pris à la Conférence de Kyoto n'a pas été estimé, mais il risque d'être élevé pour le raffinage.

La mise en oeuvre de l'ensemble de ces contraintes sur le soufre demandera une restructuration complète de l'outil de raffinage avec la construction d'unités de conversion profonde et de nouvelles unités de raffinage à l'hydrogène (hydrocraquage ou hydrodésulfuration poussée). Cela induira nécessairement une reconfiguration du raffinage français avec vraisemblablement des stratégies d'alliance, la définition de sites de taille internationale, notamment par le biais d'accords locaux de coopération commerciale.

Il faut espérer que l'industrie du raffinage mette à profit cette restructuration pour développer ses capacités de production en essences " reformulées ". Enrichies en composants oxygénés inoffensifs, les carburants reformulés permettraient en effet de réduire les émissions de monoxyde de carbone (CO), d'hydrocarbures imbrûlés (HC), de composés organiques volatils (COV) et de benzène.

Largement utilisés aux Etats-Unis et dans les pays nordiques112(*), ces carburants présentent, en outre, l'avantage d'avoir un impact immédiat sur les émissions de l'intégralité du parc automobile, alors qu'il faudrait attendre au moins dix ans pour voir les effets d'une substitution de véhicules plus propres au parc automobile actuel.

II. LE PROBLÈME DE LA DISTRIBUTION DE CARBURANT

A. LA DIMINUTION DU NOMBRE DE STATIONS-SERVICE

On comptait 47.500 stations-service dans l'Hexagone fin 1975 et 34.600 en 1985. Il n'en subsistait plus que 17.514 fin 1997. L'an dernier, encore 450 points de vente ont disparu. 70 000 emplois ont ainsi été perdus notamment en zones rurales ou au coeur des villes, une station-service classique utilisant cinq fois plus de personnel qu'une station de grande surface par m3 de carburant vendu.

Ce phénomène a essentiellement affecté les détaillants - qu'il s'agisse des distributeurs du réseau des compagnies pétrolières ou des distributeurs indépendants - dont la part de marché a diminué de 80 à 53 % depuis 1985, tandis que celles des grandes et moyennes surfaces (GMS) s'accroissait de 20 à 47 % au cours de la même période. La part de marché de ces dernières est estimée par l'UFIP à 51,1 % en 1997.

Ces fermetures résultent donc en partie de la concurrence des GMS qui utilisent les carburants comme produits d'appel, allant même jusqu'à pratiquer des prix de vente qui ne couvrent pas l'ensemble des coûts de distribution de ces produits. En 1972, un arrêté tentait d'en limiter les débordements mais, par la suite, la réglementation s'est efforcée de légaliser a posteriori les remises sans cesse croissantes accordées par les GMS.

Ainsi, de 1975 à 1980, avec un rabais autorisé de 6 centimes par litre, le nombre de stations classiques a diminué de 14 % et celui des stations des GMS a augmenté de 51 %. De 1980 à 1985, les rabais autorisés sont passés progressivement de 10 c/l à 17 c/l : les évolutions respectives ont été de - 26 % et + 50 %. De 1985 à 1990, dans un contexte concurrentiel exacerbé par des pratiques alors devenues légales (la liberté des prix est intervenue en 1985), les évolutions ont été de - 30 % et + 67 %. Enfin, de 1990 à 1995, les évolutions ont été de - 30 % et + 5 %, la quasi-totalité des supermarchés ayant été équipés de pompes avant 1990.

Il faut noter également que les grandes surfaces, qui s'approvisionnent auprès des raffineurs, bénéficient de la baisse des prix des produits raffinés résultant du déséquilibre créé par le poids du gazole. En effet, alors que les raffineries françaises ne disposent pas de l'outil de raffinage suffisant pour faire face à l'accroissement de la demande de gazole, elles sont obligées d'exporter les quantités de supercarburants qu'elles raffinent en excédent.

En conséquence, les centrales d'achat des grandes surfaces sont en mesure, dans le climat actuel de très forte concurrence et de bas prix du pétrole, d'obtenir des prix base exportation de la part des raffineurs puisque ces derniers n'ont pas d'alternative et qu'à l'exportation ils supporteraient des frais de logistique supplémentaires. Ces bas prix au stade du raffinage entraînent des prix finaux déprimés au niveau de l'ensemble de la distribution d'essence.

Certes les pouvoirs publics ont tenté de remédier à ce phénomène de " raréfaction " de la desserte du territoire en carburants.

La loi n° 96-603 du 5 juillet 1996 relative au développement et à la promotion du commerce et de l'artisanat prévoit ainsi l'obtention d'une autorisation spéciale pour l'implantation de stations-service et l'extension de la taxe sur les surfaces commerciales de la grande distribution aux surfaces de leurs stations de vente de carburant au profit du Comité Professionnel de la Distribution des Carburants (CPDC). Cet organisme est chargé de distribuer des aides destinées à favoriser la maintien d'un nombre suffisant de points de vente en zone rurale.

Mais, outre que cette loi est sans effet sur le réseau actuel, ses textes d'application n'ont pas encore été publiés. Enfin, les 60 millions de francs que devrait rapporter la taxe sur les surfaces de vente de carburants ne représente que 20 000 F par an par détaillant, ce qui paraît insuffisant pour assurer sa survie.

Les professionnels regrettent en conséquence que leurs propositions visant à modifier le régime d'interdiction de la revente à perte113(*) ou à étendre le régime législatif des prix abusivement bas à la vente des carburants n'aient pas été acceptées par le Gouvernement, en dépit d'un avis favorable du Parlement. Ils font valoir que l'obligation d'intégrer l'ensemble des coûts de distribution dans les prix de vente aurait permis, à un coût modique pour les consommateurs (hausse moyenne de 3 c/l pour l'ensemble de la distribution pétrolière), de faire cesser la pratique des prix prédateurs et contribué au sauvetage des petites stations situées dans la zone d'influence des grandes et moyennes surfaces.

Au total, le nombre de points de vente devrait continuer à décroître au cours des prochaines années, bien que plus lentement. Il faut espérer que les Français, qui se disent de moins en moins prêts à faire un détour pour payer moins cher leur essence114(*), agissent en conséquence.

Il est important d'observer que les futures normes imposées aux stations-service en matière environnementales seront beaucoup plus faciles à amortir pour des stations des GMS qui vendent plus d'un million de litres par mois, que pour les stations du réseau traditionnel qui écoulent en moyenne 150 000 à 200 000 litres par mois.

B. LE MARCHÉ PÉTROLIER FRANÇAIS DE GROS

Le marché pétrolier de gros se caractérise également par une concurrence sévère entre trois types d'acteurs : les filiales des grandes et moyennes surfaces, les raffineurs-distributeurs et leurs filiales, et les indépendants traditionnels.

Les dix dernières années ont été marquées par la forte croissance des GMS sur le marché des supers et du gazole, ainsi que la reprise par les raffineurs-distributeurs de nombreux indépendants, souvent parmi les plus gros. Les filiales des GMS ont ainsi gagné 27 points de parts de marché sur le marché de gros des carburants-auto en dix ans, pour atteindre 39 %, au détriment en premier lieu des indépendants traditionnels et des raffineurs-distributeurs (44,2 %). S'agissant des seules ventes de super sans plomb, les filiales des GMS assurent l'approvisionnement de 37,5 % du marché.

S'agissant du fioul domestique, les raffineurs-distributeurs ont porté leur part à 79,1 % du marché, au détriment des indépendants traditionnels qui tombent à 19,4 % sur un marché dont ils détenaient 33 % environ il y a dix ans.

Le créneau des fiouls lourds est le seul créneau sur lequel les indépendants traditionnels progressent.

III. RÉVISER LA FISCALITÉ PÉTROLIÈRE

Il n'entre pas dans les intentions de votre commission d'enquête d'intervenir dans la polémique sur les avantages et inconvénients supposés des moteurs diesel par rapport aux moteurs à essence.

Elle constate simplement qu'en raison d'un traitement fiscal privilégié des possesseurs de véhicules diesel et du gazole, la pénétration des véhicules diesel sur le marché français excède largement les besoins des conducteurs qui réalisent un nombre important de kilomètres. En outre, la demande de gazole moteur anormalement élevée qui en résulte ne peut être satisfaite par le raffinage français. Un rééquilibrage de la taxation entre les différents carburants semble dès lors justifié, à condition qu'il soit effectué prudemment et qu'il soit programmé sur le long terme.

A. L'ÉCART DE TAXATION ENTRE LES DIFFÉRENTS CARBURANTS ROUTIERS DÉSTABILISE LE RAFFINAGE

Le différentiel de taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) entre le super sans plomb et le gazole est aujourd'hui d'environ 1,43 franc par litre. Ainsi, alors que le prix hors taxes d'un litre de gazole est sensiblement égal à celui d'un litre de supercarburant sans plomb (1,21 franc contre 1,25 franc), la TIPP est de 2,41 francs dans un cas contre 3,84 francs dans l'autre. La Finlande mise à part, il s'agit de l'écart le plus important au sein de l'Union européenne (l'écart de prix TTC est de près de 1,8 franc par litre en faveur du gazole).

Il convient de préciser toutefois que le gazole n'est pas moins taxé en France que dans les autres pays de l'Union européenne. Ce sont les autres carburants routiers (supercarburants) qui le sont davantage. La TIPP représente ainsi 61 % du prix TTC du supercarburant sans plomb 95, contre 54 % du prix TTC du gazole.

Le tableau ci-après illustre les écarts de taxation (toutes taxes comprises) entre supercarburant sans plomb et gazole dans plusieurs pays de l'Union européenne :



Ce différentiel a conduit à un taux de diésélisation du parc de véhicules français qui reste aujourd'hui inégalé dans le monde, même si certains pays ont fait connaître leur volonté d'accroître leur parc de véhicules diesel. La part du diesel dans l'ensemble du parc automobile français est ainsi de 38,1 %. Pour les voitures particulières, elle est de 30,8 % au 1er janvier 1998, en hausse de 1,5 point par rapport à 1996. La motorisation diesel concerne 39 % des immatriculations nouvelles. Elle est en légère baisse.

A titre de comparaison, la part de marché des véhicules diesel est de 14,6 % en Allemagne, de 10,3 % en Italie et de 22 % en Europe.

Le graphique ci-après illustre la très forte croissance de la demande de gazole qui résulte de l'avantage accordé à ce carburant en France, pour les seuls véhicules particuliers. Il montre a contrario l'infléchissement de la consommation d'essence.



Or, les inconvénients des particules en suspension émises par les véhicules diesel sur la qualité de l'air sont avérés par de nombreuses études convergentes.

De plus, la déformation de la structure de consommation des carburants sous l'effet de la fiscalité fait diverger de plus en plus lourdement la demande par rapport aux possibilités de l'outil de raffinage français. Il en résulte des surcoûts d'import et d'export et des besoins d'investissement lourds pour ajuster les schémas de raffinage qui fragilisent le raffinage français par rapport aux autres pays européens.

Le rapport sur l'utilisation du gazole transmis par le Gouvernement de M. Alain Juppé au Parlement en septembre 1996, en application de la loi de finances pour 1996, indique à cet égard : " L'industrie du raffinage ne peut que séparer dans certaines proportions les produits pétroliers préexistant dans les pétroles bruts mais on ne sait pas transformer de l'essence en gazole et inversement. Tant que la demande de produits se trouve dans la plage de flexibilité de l'industrie du raffinage, il n'y a pas de problème particuliers. Mais, dès qu'on sort de la plage de flexibilité de l'industrie, les raffineries ne peuvent pas adapter leur production à la demande. C'est ce qui se passe en France du fait du développement rapide du marché du gazole. "

En outre, les investissements pour améliorer la qualité du gazole seront particulièrement élevés en France, vu l'importance de la demande par comparaison avec les autres pays européens.

Par ailleurs, le développement du carburant le moins taxé (le gazole) au détriment du plus taxé (le super) altère significativement les recettes de l'Etat. Une réduction de l'écart actuel au niveau de l'écart moyen constaté dans l'Union européenne (0,92 franc par litre) générerait un supplément de recettes de l'ordre de 14 milliards de francs et de 39 milliards de francs en cas d'alignement des fiscalités appliquées au gazole et au supercarburant sans plomb. Pour tenir compte de l'impact que ne manquerait pas d'avoir un rééquilibrage de la fiscalité sur la structure du parc automobile français, il n'est pas irréaliste d'estimer à 7 milliards de francs la perte de recettes fiscales réelle résultant de l'écart de fiscalité.

Enfin, les raisons qui justifiaient le maintien d'une fiscalité plus favorable pour le gazole ont disparu : en effet, non seulement les progrès réalisés par la motorisation diesel ont considérablement accru leurs performances, mais le souci de préserver l'indépendance énergétique de la France en privilégiant les véhicules les plus économes apparaît paradoxal dès lors qu'il a pour conséquence d'accroître les importations françaises.

Tous ces éléments plaident pour une réduction de l'écart de taxation entre l'essence et le gazole. Pour autant, il ne faut pas sous-estimer les obstacles à un tel rééquilibrage.

B. LE RÉÉQUILIBRAGE DOIT ÊTRE PRUDENT ET PROGRESSIF

Il convient, en premier lieu, de préserver les ménages d'une hausse excessive de la fiscalité applicable à un carburant que les pouvoirs publics les ont encouragé, du moins implicitement, à consommer.

Un tel souci doit conduire à ce que toute réforme de la fiscalité soit annoncée longtemps à l'avance et programmée sur une période suffisamment longue pour permettre aux agents économiques d'opérer leurs arbitrages. Il implique, en outre, que la réforme soit opérée à recettes globales constantes : il faut donc se livrer à l'exercice délicat consistant à compenser par une baisse de la TIPP pesant sur les supercarburants, la hausse de la TIPP pesant sur le gazole, pour que l'impact de la réforme sur le volume total des recettes de TIPP soit neutre.

Il convient, en second lieu, de ne pas déstabiliser l'industrie automobile française qui a adapté son outil de production à la structure domestique de la demande.

C'est ainsi qu'en 1995, une voiture sur trois produite par les constructeurs français était un véhicule diesel, contre une sur cinq pour les constructeurs allemands et une sur dix pour les constructeurs italiens. Cette proportion est même supérieure à 40 % pour PSA Peugeot-Citroën, premier producteur mondial de voitures particulières diesel. Il ne faudrait donc pas mettre en péril une industrie qui représente 313 000 emplois et sacrifier notre avance dans le domaine de la maîtrise de la technologie du diesel.

Néanmoins, le reflux des véhicules diesel sur le marché domestique en cas de rééquilibrage de la fiscalité française - qui ne saurait être, comme nous l'avons vu, que très progressif - pourrait être aisément compensé par la conquête de parts de marché à l'exportation si certains pays s'engagent résolument dans la voie du diesel.

Or, aux Etats-Unis, où le diesel est inexistant, le vice président Al Gore a récemment exprimé un vif intérêt pour le diesel. L'Italie s'est également donnée pour objectif de porter la part du diesel de 10 à 40 % du parc d'ici 2005. Enfin, le gouvernement allemand a modifié ses dispositions fiscales afin d'accroître la diffusion du diesel.

Dès lors, rien n'empêche le rééquilibrage de la fiscalité des carburants vers plus de neutralité, sans oublier qu'il ne s'agit pas ici de condamner le diesel mais de concentrer son usage entre les mains des conducteurs qui réalisent un nombre important de kilomètres, ce qui devrait aboutir à réduire le taux de diésélisation du parc à 25 % environ.

Le relèvement de 8 centimes de la TIPP pesant sur les carburants routiers dans la dernière loi de finances a certes réduit l'écart en valeur relative entre les supercarburants et le gazole, mais il l'a maintenu en valeur absolue. Or, c'est l'écart en valeur absolue qui est significatif pour le consommateur et non l'écart en valeur relative.

Votre commission d'enquête appelle donc à une action plus résolue des pouvoirs publics vers un alignement de l'écart de TIPP entre le gazole et le supercarburant sur l'écart moyen européen (0,92 francs par litre au lieu de 1,43 francs aujourd'hui). Cet alignement devrait être programmé sur une période de 5 à 10 ans.

C'est également ce que préconise la mission d'information commune de l'Assemblée nationale sur la situation et les perspectives de l'industrie automobile en France et en Europe115(*).

Parallèlement, des solutions devront être trouvées pour que la compétitivité du secteur des transports routiers et du secteur automobile n'en souffrent pas.

C. LE MODE DE CALCUL DE LA PUISSANCE FISCALE DES VÉHICULES A ÉTÉ RÉFORMÉ DANS LE SENS D'UNE PLUS GRANDE NEUTRALITÉ

L'attractivité des véhicules diesel était encore accrue jusqu'à présent par une fiscalité du véhicule (vignette, carte grise, taxe sur les véhicules de société) plus favorable pour les véhicules diesel, compte tenu du mode de calcul de la puissance administrative des véhicules sur laquelle cette fiscalité repose.

En effet, la formule mathématique permettant de déterminer la puissance fiscale des véhicules (qui prenait en compte la cylindrée du véhicule et la démultiplication de la transmission), se trouvait affectée d'un coefficient égal à 1 pour les moteurs à essence et 0,7 pour les moteurs diesel, ce qui revenait à accorder un abattement de puissance d'un tiers à ces derniers.

En conséquence, un véhicule diesel ayant une cylindrée de 15 ou 30 % supérieure à celle d'un véhicule à essence pouvait avoir une puissance fiscale inférieure de 20 à 30 % de celle de ce dernier. Cela se traduisait par des écarts de 1 à 2 chevaux pour les véhicules du bas de la gamme, de 2 à 3 chevaux en milieu de gamme et de 3 à 5 chevaux fiscaux pour le haut de gamme.

Le Gouvernement vient d'y mettre un terme en proposant, à l'initiative du Sénat, une formule de calcul plus neutre, prenant en compte la puissance réelle des véhicules et les émissions de dioxyde de carbone116(*).

Une telle réforme, qui devrait rester globalement neutre pour les finances des collectivités territoriales, demeure favorable aux véhicules diesel compte tenu de la prise en compte au numérateur de la nouvelle formule, des émissions de dioxyde de carbone (CO2) que les moteurs diesel produisent en moins grande quantité que les moteurs à essence. Il faut saluer cette innovation : elle marque le souci de la France de lutter contre l'effet de serre.

On peut néanmoins regretter que d'autres émissions polluantes comme le dioxyde d'azote (NOX) ou les particules fines, dont les moteurs diesel sont de gros producteurs, ne soient pas concernées.

LES PROPOSITIONS DETAILLÉES
DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

REDONNER UNE PRIORITÉ À LA MAÎTRISE DE L'ÉNERGIE

1-1 Cibler les actions sectorielles les plus efficaces


Dans l'industrie, il faut encourager la mise en oeuvre des prises de décisions, notamment par le biais d'expertises et d'incitations fiscales.

Dans l'habitat, il convient :

- d'optimiser la consommation d'énergie dans les logements (amélioration des performances techniques, travaux d'isolation, séparation des différents types de consommation, ...) ;

- de rendre obligatoires certaines normes d'efficacité énergétique, plutôt que d'imposer une performance globale minimale, en laissant au maître d'ouvrage le choix des moyens ;

- de contrôler le respect de la réglementation thermique.

Dans le secteur tertiaire, votre commission d'enquête propose :

- d'harmoniser les exigences sur celles des logements individuels ;

- de faire des bâtiments publics des exemples ;

-  d'introduire, dans les règles applicables aux marchés publics, l'obligation de retenir l'offre dont le coût global (investissement + exploitation) est le plus faible ;

- de s'assurer du respect de la réglementation.

Dans le secteur des transports :

- de promouvoir des véhicules et des modes de transport économes en énergie ;

- d'améliorer les conditions d'utilisation des véhicules ;

- d'encourager les carburants alternatifs ;

- de rétablir les conditions d'une concurrence équitable en mettant à la charge des usagers des transports les " externalités " (en termes d'impact sur l'environnement, par exemple) ;

- d'intégrer le facteur énergétique dans la décision publique, notamment quand elle a trait à l'urbanisation.

1-2 Encourager les citoyens à participer à la politique d'économies d'énergie, au travers d'une amélioration des actions d'information, de conseil et d'incitation.

1-3 Conforter les missions de maîtrise de l'énergie de l'ADEME et assurer la pérennité de ses moyens.

Ceci implique que la maîtrise de l'énergie redevienne le coeur des activités de l'ADEME, et que lui soient donnés les moyens correspondants.

DÉVELOPPER LA DIVERSIFICATION DES ÉNERGIES EN METTANT EN OEUVRE DES TECHNOLOGIES JUSQU'ICI TROP NÉGLIGÉES

2-1 Développer la cogénération " utile "

Ceci devrait se faire, en particulier, par la trigénération (association de la cogénération et de la production de froid) et le recours à des sources d'énergies de récupération (déchets urbains, résidus pétroliers).

En revanche, il conviendrait de supprimer l'obligation d'achat par EDF de l'électricité produite par des installations rentables.

2-2 Encourager les technologies favorisant l'utilisation propre du charbon (charbon pulvérisé avec traitement des fumées, filière du lit fluidisé circulant, gazéification) etc..

SOUTENIR NOTRE INDUSTRIE PÉTROLIÈRE

- il est nécessaire de prendre les mesures fiscales nécessaires au maintien d'une industrie du raffinage compétitive ;

- et d'aller vers un alignement des taxes applicables au gazole et aux supercarburants.

DÉVELOPPER NOTRE SAVOIR-FAIRE EN MATIÈRE D'ÉNERGIES RENOUVELABLES


Les énergies renouvelables méritent d'être encouragées sous certaines conditions, comme énergie d'appoint ou dans le cadre de projets décentralisés auxquels les collectivités locales doivent être si possible associées, même si elles ne représentent qu'une part limitée de notre bilan énergétique.

4-1 Recourir aux énergies renouvelables, soit en exploitant les niches de rentabilité, soit en développant des technologies susceptibles d'être compétitives à terme

- pour l'énergie éolienne : cibler précisément le marché potentiel, à savoir petites éoliennes pour des sites éloignés du réseau, petits réseaux collectifs en cas d'insularité et technologies à valoriser à l'export ;

- pour l'énergie solaire : développer la filière photovoltaïque pour électrifier des sites isolés et exporter notre savoir-faire ;

- poursuivre le développement de la " petite " hydraulique ;

- encourager la production de biomasse : réactiver le plan énergie-bois et créer des filières structurées d'approvisionnement en bois ; au travers du biogaz, valoriser nos 3 millions de tonnes de déchets agro-alimentaires ;

- pour les biocarburants : continuer à favoriser leur production; soutenir la recherche en vue d'améliorer leur compétitivité ; publier les décrets d'application des dispositions de la loi sur l'air et sur l'utilisation rationnelle de l'énergie du 30 décembre 1996.

4-2 Mettre en place des financements adaptés

- il s'agit d'organiser la coopération entre les promoteurs d'énergies renouvelables et le Fonds d'amortissement des charges d'électrification (FACE) ;

- si des subventions à l'investissement et l'obligation d'achat par EDF de l'électricité ainsi produite sont nécessaires en phase de lancement d'une technologie, elles doivent être suspendues dès lors que celle-ci atteint maturité et rentabilité.

CONSOLIDER NOS ACQUIS DANS LE NUCLÉAIRE POUR ASSURER L'AVENIR

5-1 Dépassionner le débat sur le nucléaire en améliorant l'information


mieux informer les Français sur l'ensemble des risques et incidents concernant les diverses sources d'énergie ainsi que les autres industries, chimiques notamment ;

créer un organisme chargé de recueillir les données contradictoires en ce domaine et de remettre chaque année un rapport public au Gouvernement et au Parlement.

5-2 Améliorer la transparence du secteur et la crédibilité de la sûreté :

- organiser un contrôle de sûreté et de radioprotection moins " éclaté " entre différents organismes et plus indépendant ;

- réexaminer la sûreté sur l'ensemble de la filière et en particulier sur la chaîne du transport de combustibles usés ;

étendre le champ d'application de l'échelle internationale des événements nucléaires (échelle INES, qui va de 1 à 7) au transport des matières radioactives.

5-3 Développer la coopération internationale en matière de sûreté et de recherche

5-4 Améliorer la gestion de l'aval du cycle


Il est nécessaire de poursuivre conjointement les recherches concernant les trois axes définis par la loi du 30 décembre 1991, car ils sont complémentaires.

Il convient de conforter le choix du retraitement des combustibles usés, qui permet de diviser par quatre le volume des déchets ultimes à stocker et par dix leur radiotoxicité ;

En ce qui concerne la fermeture de Superphénix : revenir sur cette grave erreur qui a pour conséquences de :

-  dilapider un savoir-faire considérable et des moyens techniques nécessaires pour garantir l'avenir de la filière des neutrons rapides ;

- se priver d'un outil de recherche de taille industrielle sur la transmutation des déchets hautement radioactifs et à vie longue. Ce réacteur apparaît indispensable car Phénix et Superphénix sont complémentaires et non substituables ; en outre, rien ne garantit aujourd'hui que Phénix, même " relifté " sera autorisé par les autorités de sûreté à mener l'ensemble des programmes de recherche que le Gouvernement souhaite lui voir mener.

A tout le moins, organisons un débat, suivi d'un vote, au sein des assemblées parlementaires.

En tout état de cause, le Gouvernement doit rapidement autoriser l'implantation et l'exploitation d'au moins deux laboratoires souterrains, afin que soient poursuivies les recherches sur le stockage des déchets ultimes en zone géologique profonde, en s'attachant à maintenir ouverte l'option de la réversibilité ;

Il faut poursuivre parallèlement les recherches concernant l'entreposage de longue durée en surface.

5-5 Préparer le nucléaire du futur :

- construire au plus tôt un prototype du réacteur franco-allemand EPR (European Pressurized Reactor) et proposer un site pour l'accueillir ;

- lancer un démonstrateur expérimental permettant de valider la technologie des réacteurs hybrides ;

- poursuivre activement les programmes de recherche, engagés dans le cadre européen, dans le domaine de la fusion nucléaire.

TRANSPOSONS AVEC LUCIDITÉ ET RÉALISME LES DIRECTIVES EUROPÉENNES " ÉLECTRICITÉ " ET " GAZ NATUREL " EN DROIT FRANÇAIS

6-1 Il appartient aux pouvoirs publics de définir :

les missions de service public, celles qui relèvent du service public de l'électricité stricto sensu devant être financées par le monopole, les obligations résultant d'autres politiques publiques relevant d'un fonds alimenté par l'ensemble des consommateurs ;

les critères d'éligibilité, les régies municipales de distribution d'électricité devant être éligibles - c'est-à-dire pouvoir choisir leur fournisseur - sans pour autant que cela n'entraîne d'augmentation du seuil d'ouverture du marché à la concurrence ;

la politique énergétique, par le biais d'une loi d'orientation énergétique quinquennale, en fixant les objectifs et les moyens en termes d'organisation et de fonctionnement du secteur, ceci dans le cadre d'une planification à long terme.

Il convient cependant de distinguer clairement les différentes missions de l'Etat (autorité de tutelle et actionnaire).

6-2 Il appartient à une autorité administrative indépendante des opérateurs et de l'administration d'assurer la régulation technique et le contrôle du respect des règles du jeu sur le mode de l'autorité de régulation des télécommunications (ART) :

- cette autorité devra être commune à l'électricité et au gaz ;

- elle devra rendre compte de ses activités chaque année devant le Parlement ;

- ses activités devront être coordonnées avec l'action des pouvoirs publics et du Conseil de la concurrence ;

- il devra pouvoir être fait appel de ses décisions devant les juridictions de droit commun.

6-3 La concurrence doit s'exercer dans des conditions équitables et transparentes

 Pour l'organisation de la production, appliquer la procédure de l'autorisation pour le lancement de nouveaux moyens de production, à l'ensemble des opérateurs, y compris EDF, et recourir à la procédure d'appel d'offres en cas de carence de l'initiative des producteurs (pour développer les énergies renouvelables, par exemple).

 Pour garantir la transparence :

- il importe de garantir l'absence de subvention croisée entre clients " captifs " et clients " éligibles " ;

- les tarifs appliqués à l'accès au réseau de transport pour les clients éligibles devront être régulés, transparents et publics ;

- EDF - dont le caractère intégré ne devra pas être remis en cause - devra cependant opérer une séparation comptable de ses différentes activités, dont les résultats devront être incontestables.

 Pour donner à EDF toutes les chances de réussir dans une compétition loyale :

- il convient de lever l'obligation d'achat par EDF dans les conditions précisées ci-dessus ;

- les règles concernant les " coûts échoués " doivent être cohérentes avec celles retenues par les autres pays voisins ;

- il apparaît nécessaire d'élargir le principe de spécialité d'EDF de façon à lui permettre de proposer une offre multiservices, à l'instar de ses concurrents, en imposant cependant à l'opérateur public de respecter le tissu industriel existant et d'associer les PMI au développement de ses nouvelles activités.

6-4 Mettre EDF " sous tension "

- le caractère public d'EDF ne saurait être remis en cause, pour des motifs tant d'indépendance énergétique que de sûreté nucléaire ;

- il faut toutefois revoir les modes de gestion et de contrôle de l'établissement public et le faire entrer dans une logique de gouvernement d'entreprise ;

- on pourrait aussi envisager sa transformation en société anonyme à capitaux publics, ce qui aurait pour triple avantage de faciliter la création de filiales, les alliances industrielles et l'association des personnels à ses projets.

6-5 Chercher les moyens de préserver le statut des personnels

- le Gouvernement doit se préoccuper du poids croissant des charges de retraites qui deviendra vite insupportable pour l'entreprise (50 % de la masse salariale aujourd'hui, 100 % en 2020, contre moins de 25 % pour les concurrents privés !) ;

- il ne faut pas se faire d'illusion sur la possibilité d'étendre ce statut à l'ensemble des acteurs du secteur, dans la mesure où son surcoût par rapport au statut du secteur privé serait évalué à 50 %...

6-6 Le gaz

-  les principes qui sous-tendent les propositions de la commission pour la transposition de la directive " électricité " valent également pour la directive " gaz naturel ", en tenant cependant compte des spécificités du secteur ;

- il convient de permettre, sous certaines conditions, aux communes que GDF ne peut desservir, de faire appel à un autre fournisseur. Il importe ainsi de répondre à l'accusation d'abus de position dominante faite à GDF ;

- GDF pourrait être transformé en une société anonyme dont le capital pourrait être partiellement ouvert.

CONCLUSION

La commission d'enquête tient à remercier tous ceux qui, lors de ses auditions et de ses déplacements, tant en France qu'à l'étranger, ou au travers de leurs observations écrites, ont contribué au bon déroulement de ses travaux.

*

* *

Réunie le jeudi 14 mai 1998 sous la présidence de M. Jacques Valade, Président, la commission d'enquête a adopté le rapport présenté par M. Henri Revol, rapporteur.

Les explications de vote des commissaires appartenant au groupe socialiste ainsi qu'au groupe communiste, républicain et citoyen, qui se sont abstenus, sont reproduites ci-après.

EXPLICATIONS DE VOTE DES SÉNATEURS SOCIALISTES, MEMBRES DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

Le 19 novembre dernier, le Sénat décidait la création d'une commission d'enquête " chargée de recueillir tous les éléments relatifs aux conditions d'élaboration de la politique énergétique en France et aux conséquences économiques, sociales et financières des choix effectués ".

Compte tenu du sujet retenu mais aussi du contexte, les parlementaires socialistes se sont interrogés sur le bien fondé de la création de cette commission d'enquête. Ils remarquent que la majorité sénatoriale n'a souhaité la création d'aucune commission d'enquête durant toute la précédente législature et les a multipliées alors que le Gouvernement issu des élections législatives de mai 1997 n'était en place que depuis six mois à peine. Il leur aurait paru par ailleurs plus opportun de confier cette mission à l'office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques qui dispose d'une expertise en ces domaines ou encore à une mission d'information, s'il s'agissait de mener une réflexion prospective sur l'avenir de notre politique énergétique.

La question énergétique est un sujet trop important pour le dynamisme de nos entreprises, pour l'emploi mais aussi pour la qualité de vie de l'ensemble de nos concitoyens et à l'échelle planétaire, pour l'équilibre de notre écosystème, pour n'être traitée qu'en vertu de l'opportunité politique, voire politicienne. Elle nécessite une réflexion approfondie. Elle nécessite du temps, ce que ne permet pas toujours une commission d'enquête puisque ses travaux sont limités à six mois : à l'échelle " nucléaire ", un tel délai est infinitésimal...

Ils regrettent que la majorité sénatoriale ait pris essentiellement prétexte de l'annonce par le Premier Ministre de la fermeture du surgénérateur Superphénix pour demander la création de cette commission d'enquête. Ils rappellent que ce choix, annoncé lors de sa déclaration de politique générale, a été approuvé par scrutin public à l'Assemblée nationale le 19 juin dernier et qu'il ne remet nullement en cause le rôle central du nucléaire dans la politique énergétique de la France, comme d'ailleurs l'ont confirmé l'ensemble des ministres, mais aussi les différents experts entendus par la Commission.

Dans de telles conditions, les sénateurs socialistes membres de la commission d'enquête ont décidé de ne pas prendre part au vote, bien qu'ayant participé activement à ses réunions. Ils ont apprécié la qualité des travaux ainsi que des personnes entendues.

Les sénateurs socialistes estiment que la politique énergétique menée par la France depuis le premier choc pétrolier de 1973 se caractérise par une grande continuité qui, globalement a donné des résultats plutôt satisfaisants :

- L'objectif d'indépendance énergétique a été atteint : le taux d'indépendance est passé de 22 % en 1973 à 50 % aujourd'hui ;

- Notre approvisionnement énergétique s'est diversifiée : le pétrole qui représentait 70 % de nos sources d'énergie en 1973 n'en représente plus que 40 % actuellement ;

- Le recours au nucléaire pour la production d'électricité a permis d'asseoir notre indépendance énergétique et d'être parmi les pays les moins émetteurs de dioxyde de carbone (trois fois moins que les Etats-Unis par habitants).

A l'heure où il s'agit de réfléchir à l'avenir de notre politique énergétique, ce bilan mérite d'être nuancé : en effet, la politique de maîtrise de l'énergie s'est, au fil du temps, relâchée ; la question de l'aval du cycle nucléaire n'a pas été résolue : et enfin, les besoins en matière de transport qui ont été toujours croisants ont maintenu une forte dépendance de notre pays à l'égard de l'extérieur -à hauteur de 95 % pour notre approvisionnement en pétrole-, alors même que cette énergie ne connaissait pratiquement aucune autre alternative.

Par ailleurs, les sénateurs socialistes remarquent que de nouvelles préoccupations ont vu le jour :

- Il s'agit en premier lieu de la nécessaire prise en compte des critères environnementaux par la promotion de la notion de développement durable dans le cadre de la définition de la politique énergétique. On entend par développement durable, toute politique qui consiste, tout en assurant nos besoins, à veiller à ne pas compromettre ceux des générations futures. Il est à noter que ce concept, qui a été formalisé au niveau mondial lors du Sommet de la Terre à Rio en 1992, a été au centre des préoccupations du législateur lorsqu'à la suite des travaux des députés socialistes Christian Bataille et Jean-Yves Le Déaut, il a adopté la loi du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs.

- Il s'agit enfin de la nécessité de construire l'Europe de l'énergie et dans ce cadre, de conforter tout en le modernisant, notre service public de l'énergie.

Les sénateurs socialistes estiment que l'énergie nucléaire doit rester le pilier de l'approvisionnement énergétique français. Cependant, ils remarquent que ce poids central dans notre bilan énergétique n'est pas sans poser quelques interrogations sur le long terme.

Cette filière est aujourd'hui arrivée à maturité. La période d'équipement intense est terminée. Se posent à l'échéance 2010 deux grandes questions : le traitement de l'aval du cycle nucléaire c'est-à-dire la gestion du combustible nucléaire usé et de ses déchets à haute activité et à vie longue et le renouvellement du parc. Et plus fondamentalement, se pose une autre question pour l'avenir de la filière nucléaire : son acceptation par la population, en France mais aussi à l'étranger, ce qui implique que le contrôle, la sûreté et la sécurité de ce secteur soient assurés de manière lisible par tous et selon les principes démocratiques.

Les sénateurs socialistes souscrivent sans aucune réserve aux nouvelles orientations en matière de politique nucléaire telles que définies par le Premier Ministre le 2 février dernier.

Il s'agit tout d'abord dans le souci de l'efficacité économique et l'application du principe de précaution de diversifier nos ressources en énergie. Ceci passe par la relance de la politique d'utilisation rationnelle de l'énergie et le développement des énergies renouvelables. Celles-ci constituent un enjeu important : elles assurent déjà 40.000 à 50.000 emplois (18.000 pour l'électricité hydraulique et 25.000 pour le bois-combustible), contribuent à équilibrer la balance des paiements (30 Mtep économisent 20 MDF d'importations), à notre indépendance énergétique et alimentent une filière industrielle.

Il s'agit enfin pour ce qui est de la filière nucléaire, de la maîtrise de l'aval du cycle et enfin de l'indépendance et de la pluralité de l'expertise en ce domaine. Le Premier Ministre a annoncé des mesures allant dans ce sens. Il a rappelé l'attachement du Gouvernement à l'application stricte de la loi de 1991 sur la gestion des déchets radioactifs et a confirmé que chacun des trois axes de recherche définis par la loi -la séparation et la transmutation des éléments à vie longue ; le stockage réversible ou non en couche géologique profonde ; l'entreposage de longue durée en surface- sera poursuivi pour qu'aux termes de la loi, le Parlement puisse prendre les décisions qui lui incombent.

Quant au renouvellement du parc nucléaire, des études sont actuellement en cours, avec le réacteur franco-allemand, l'EPR, l'European pressurized Reactor.

S'agissant du surgénérateur Superphénix, les sénateurs socialistes rappellent que l'objet initial de ce programme lancé dans les années 1970 était de produire de l'électricité et de valider la faisabilité de réacteurs surgénérateurs susceptibles de produire davantage de matière fissiles que d'en consommer et ce dans la perspective d'une tension sur le marché de l'uranium naturel et de pénurie d'énergie. Le contexte a aujourd'hui changé : le parc de centrales classiques suffit à subvenir à nos besoins en matière d'électricité et le prix de l'uranium est resté modéré. La surgénération est devenue moins intéressante et surtout trop coûteuse, comme l'a clairement démontré un rapport de la Cour des Comptes. Il est des expériences technologiques qu'il faut savoir suspendre, dès lors que leur intérêt économique, scientifique et industriel n'est plus avéré, même si les recherches dans le domaine des réacteurs à neutrons rapides doivent être poursuivies pour l'avenir.

Par ailleurs, ils indiquent que la fermeture de Superphénix ne remettra nullement en cause la recherche en matière de transmutation. Le redémarrage de Phénix jusqu'en 2004, plus souple que Superphénix pour l'expérimentation du fait de la brièveté du cycle et conçu dès le départ à des fins de recherche, devrait permettre de respecter les termes de la loi de 1991.

S'agissant enfin des modalités de fermeture de la centrale de Creys-Malville, ils considèrent que la vigilance des parlementaires doit bien entendu s'exercer aussi bien sur le volet technique de la fermeture de la centrale que sur les modalités économiques, sociales et financières d'accompagnement de cette décision. Mais là encore, le Premier Ministre à pris des engagements clairs.

Il est aussi un autre domaine stratégique pour mener à bien notre politique de maîtrise de l'énergie, de sécurité d'approvisionnement et respecter nos engagement sen matière de lutte contre l'effet de serre, c'est celui des transports.

La progression de la consommation énergétique liée au transport devrait s'accroître de 1,6 % en moyenne d'ici 2010 (+ 1,7 % pour la route ; + 2,2 % pour l'aérien) et les émissions de gaz à effet de serre de 10 à 15 % durant la même période. 40 % de ces gaz auraient ainsi pour origine les transports. Par ailleurs, même si la France produit aujourd'hui 50 % de l'énergie qu'elle consomme, le secteur des transports dépend pour 95 % du pétrole importé. C'est dire l'enjeu de mener une politique ambitieuse dans le secteur des transports pour tout à la fois maîtriser notre consommation d'énergie, assurer notre indépendance énergétique et respecter les engagements que nous avons souscrits à Kyoto en matière de lutte contre l'effet de serre.

Ainsi, même s'il apparaît opportun de travailler à l'amélioration des carburants, des performances des véhicules et de la réglementation technique pour lutter contre cette évolution, cela n'est pas suffisant.

Il faut désormais promouvoir une autre politique des transports, moins axée sur le tout routier, plus harmonieuse, pour une meilleure qualité de vie, une plus grande efficacité économique et un développement équilibré et durable des territoires. C'est d'ailleurs l'un des engagements du Gouvernement.

La priorité accordée au transport ferroviaire dans le budget du Ministère des transports pour la loi de finances pour 1998, doit être soutenue pour les années à venir. L'effort budgétaire en faveur du transport ferroviaire a été incontestable. Au total, les concours publics au secteur ferroviaire ont progressé en 1998 de près de 2,5 MDF, soit une augmentation en terme de moyens engagés de près de 8 %. Des ressources supplémentaires en faveur du transport ferroviaire et du transport combiné ont aussi été mobilisées sur le FITTVN (1,635 MDF), soit une augmentation de 33 % par rapport aux crédits mobilisés l'année dernière. Une politique de coopération entre les réseaux ferroviaires est en train de naître. Et le développement des transports collectifs en zone urbaine est encouragé dans le cadre de l'établissement des plans de déplacement urbain.

Par ailleurs, dans le cadre de la révision prochaine de la loi d'orientation pour l'aménagement et le développement du territoire, les schémas sectoriels seront aussi modifiés pour mieux prendre en compte la demande des usagers. Ils s'inscriront dans le cadre des schémas de services. Les schémas de transports -au nombre de cinq actuellement : schéma directeur routier national, schéma directeur des voies navigables, schéma du réseau ferroviaire, schéma des infrastructures aéroportuaires et schéma des ports maritimes- seront remplacés par deux schémas intermodaux, l'un relatif au transport des voyageurs, l'autre au transport des marchandises. Il s'agit là d'une évolution fondamentale en matière de politique des transports, puisque pour la première fois serait définie une politique intermodale des transports, jouant sur les complémentarités et non sur la simple concurrence, prenant en compte l'externalité des coûts et ce, au profit de tous.

Enfin, le nouveau paysage énergétique qui est en train de se dessiner au niveau international mais surtout européen doit être l'occasion de poser une définition claire et moderne du service public de l'énergie. La construction de l'Europe de l'énergie et la transcription en droit interne des directives sur le gaz et l'électricité nous en donnent l'occasion. Au-delà de l'inscription dans la loi de la définition des missions de service public qui doivent être déclinées en vertu des principes d'universalité, d'égalité, de qualité, de continuité et d'adaptabilité, les sénateurs socialistes considèrent que d'autres notions reconnues au plan européen doivent figurer en bonne place au titre des missions d'intérêt général. Il s'agit de l'aménagement du territoire et de la protection de l'environnement. Par ailleurs, ils jugent nécessaire de veiller à ce que la transposition de ces directives respecte le caractère intégré des différentes activités de ces deux grandes entreprises que sont EDF et GDF ainsi que le statut de leurs personnels.

Ces différents observations ne sont pas bien entendu exhaustives. Les sénateurs socialistes ont simplement souhaité faire part des quelques points qui, pour l'avenir de notre politique énergétique mériteraient d'être pris en compte.

EXPLICATIONS DE VOTE DU COMMISSAIRE APPARTENANT AU GROUPE COMMUNISTE, RÉPUBLICAIN ET CITOYEN,
MEMBRE DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

Le groupe communiste républicain et citoyen, en décidant sa participation à la commission d'enquête chargée de recueillir l'ensemble des éléments relatifs aux conditions d'élaboration et aux conséquences économiques, sociales, financières de la politique énergétique de la France, a souhaité contribuer au nécessaire débat national qui doit être l'affaire de tous.

Les données scientifiques, économiques et sociales dont rend compte le rapport de la commission d'enquête, éclairent les acteurs de la politique énergétique et les citoyens sur les choix de notre politique énergétique auxquels est confrontée, dès aujourd'hui, la France.

Sur la base d'une analyse comparative des ressources en énergie d'une part, et des différentes politiques nationales d'autre part, il apparaît clairement une spécificité française dans ce domaine dont il convient de préserver les acquis et de garantir les résultats. Ceux-ci justifient l'attachement de notre peuple à l'indépendance énergétique de la France.

Notre groupe est évidemment favorable à la diversification des sources d'approvisionnement dans la mesure où celle-ci permet de satisfaire les besoins d'aujourd'hui et ceux des générations futures.

Nous sommes convaincus que notre parc nucléaire qui assure 80 % de la production d'électricité reste un atout majeur pour notre indépendance et pour la pérennité de notre approvisionnement. Bien que cette situation nous conduise à être l'un des meilleurs en matière de lutte contre l'effet de serre, les préoccupations environnementales et le souci de la sécurité des populations doivent demeurer des objectifs essentiels.

Nous réaffirmons notre opposition à la fermeture programmée du surgénérateur Superphénix dont nous ne voulons pas croire qu'elle constitue l'un des maillons de l'abandon de notre filière nucléaire.

En effet, le rapport montre bien les conséquences désastreuses d'un tel abandon tant pour notre pays que pour son rayonnement international.

L'énergie est un bien de première nécessité qui ne peut être soumis aux règles de la libre concurrence sans porter atteinte aux principes de péréquation tarifaire et d'égalité de traitement des usagers qui fondent le service public.

En conséquence, nous renouvelons notre désaccord de voir transposer en droit français, des directives européennes ouvrant droit à la concurrence des secteurs de l'électricité et du gaz sur notre territoire.

A notre avis, l'ouverture à la concurrence ne constitue en rien une réponse aux exigences des usagers, des salariés et des élus en faveur d'un service public rénové, démocratisé et renforcé, bien au contraire.

EDF et GDF qui ont fait la démonstration de la réussite du service public à la française nous conduisent à penser que la France est en mesure de promouvoir un autre modèle en utilisant son droit de subsidiarité.

Nous nous prononçons pour que EDF et GDF demeurent les instruments d'une politique publique de l'énergie dont les usagers seront les parties prenantes. Le statut du personnel doit être conservé et amélioré tout en permettant des pouvoirs accrus aux salariés dans la gestion de l'entreprise et dans la définition des choix stratégiques.

Les sénateurs du groupe communiste républicain et citoyen ne partagent pas les orientations de la Commission européenne dans ce domaine et les jugent néfastes pour l'unité et la pérennité du secteur public.

Nous n'approuvons pas certaines des propositions contenues dans le rapport qui s'inscrivent dans cette orientation libérale. Néanmoins, le rapport avance des éléments utiles au débat dont nous souhaitons qu'il se poursuive avec l'intervention des usagers et des acteurs de la politique énergétique pour la modernisation et la démocratisation du service public de l'énergie dans la satisfaction des besoins du pays.

Ces considérations amènent notre groupe à émettre un vote d'abstention.

ANNEXE 1 -

LISTE DES PERSONNALITÉS OFFICIELLEMENT ENTENDUES LORS DES AUDITIONS, ENTRETIENS ET RENCONTRES RÉALISÉS POUR LA PRÉPARATION
DU RAPPORT DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE
ET CONTRIBUTIONS ÉCRITES

LISTE DES AUDITIONS DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

I - POUVOIRS PUBLICS

1. Ministères concernés


M. Claude ALLEGRE, ministre de l'éducation nationale, de la recherche et de la technologie.

M. Dominique STRAUSS-KAHN, ministre de l'économie, des finances et de l'industrie.

M. Jean-Claude GAYSSOT, ministre de l'équipement, des transports et du logement.

Mme Dominique VOYNET, ministre de l'aménagement du territoire et de l'environnement.

M. Christian PIERRET, secrétaire d'État à l'industrie.

2. Conseil économique et social

M. Jean-Pierre CLAPIN, membre du Conseil économique et social, auteur du rapport sur " l'effet de serre et la prospective industrielle française ".

3. Organismes publics

M. Pierre BOISSON, président de la Commission énergie du Commissariat Général du Plan.

M. Bernard CABARET, président du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) et M. Jacques VARET, directeur du service géologique national.

M. Yannick d'ESCATHA, administrateur général du Commissariat à l'énergie atomique (CEA).

M. Claude MANDIL, directeur général de l'énergie et des matières premières au secrétariat d'État à l'industrie.

M. Pierre RADANNE, président de l'Agence pour le développement et la maîtrise de l'énergie (ADEME).

II - ENTREPRISES ET FÉDÉRATIONS PROFESSIONNELLES

M. Edmond ALPHANDERY, président d'Electricité de France (EDF).



M. André BOHL, président, M. Jacques BOZEC, délégué général de l'Association nationale des régies de services publics et organismes constitués par les collectivités locales ou avec leur participation (ANROC) et M. Gérard VINCENT, directeur général de l'usine d'électricité de Metz.

M. Pierre BOUVIER, président du Comité français pour le butane et le propane (CFBP).

M. Bernard CALVET, président de l'Union française des industries pétrolières (UFIP).

M. Pierre DAURES, directeur général d'Electricité de France (EDF).

M. Thierry DESMARETS, président du groupe Total.

M. Pierre GADONNEIX, président de Gaz de France (GDF).

M. Paul-Louis GIRARDOT, administrateur directeur général de la Compagnie générale des Eaux (CGE).

M. Pierre JACQUARD, président et M. Daniel MOREL, directeur général de l'Institut français du pétrole (IFP).

M. Philippe JAFFRÉ, président d'Elf Aquitaine.

M. Philippe de LADOUCETTE, président directeur général du groupe Charbonnages de France.

M. Jean-Sébastien LETOURNEUR, président de l'Union des industries utilisatrices d'énergie (UNIDEN).

M. Gérard MESTRALLET, président du Directoire de Suez - Lyonnaise des Eaux.

M. Josy MOINET, président de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR).

M. Dominique VIGNON, président de Framatome.

III - ORGANISATIONS REPRÉSENTATIVES DU PERSONNEL

M. Didier FRACHON et M. Jean-Pierre SOTURA, représentants de la Confédération générale du travail (CGT) du secteur de l'énergie.

M. Jean-Marc MAUCHAUFFÉE et M. Jean-Louis LEFRANC, administrateurs EDF-GDF, représentants de la Confédération française démocratique du travail (CFDT).

M. Robert PANTALONI, administrateur EDF, représentant de Force ouvrière (FO).

IV - ASSOCIATIONS

- de consommateurs


M. Alain CHAUSSON, secrétaire général adjoint et M. Vincent PERROT, directeur scientifique de la Confédération syndicale du cadre de vie (CFCV).

M. Eric GUERQUIN, trésorier adjoint de l'Union fédérale des consommateurs (UFC Que choisir).

- de défense de l'environnement

M. Nicolas HOUDANT, président directeur général de l'Institut d'évaluation des stratégies sur l'énergie et l'environnement en Europe (INESTENE).

M. Didier HOUI, chercheur au Centre national de la recherche scientifique (CNRS), membre de France nature environnement (FNE).

M. Jean-Luc THIERRY, chargé de mission sur l'énergie à Greenpeace France.

- divers

M. Willy DELBEN, président du Comité de soutien à Superphénix.

V - EXPERTS

M. le professeur Georges CHARPAK.

M. Hubert CURIEN, membre de l'Institut, ancien ministre de la recherche.

M. Roland DEBORDE, président de la Commission de recherche et d'information indépendante sur la radioactivité (CRIIRAD).

M. Jean-Charles HOURCADE, directeur du Centre international de recherche sur l'environnement et le développement (CIRED).

M. Raymond LEBAN, professeur d'économie et de management au Centre national des arts et métiers (CNAM).

M. Jacques PERCEBOIS, professeur à la Faculté des sciences économiques de Montpellier, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN).

Mme Monique SENÉ, présidente du groupement de scientifiques pour l'information sur l'énergie nucléaire (GSIEN).

La commission d'enquête a, de plus, procédé à sept auditions à huis clos.

LISTE DES PERSONNALITÉS RENCONTRÉES PAR LE PRÉSIDENT

ET LE RAPPORTEUR DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

M. Jean-Paul BOUTTES, maître de conférences à l'École polytechnique, adjoint au directeur de la stratégie d'EDF.

M. Claude HENRY, professeur d'économie publique à l'École polytechnique.

M. André-Claude LACOSTE, directeur de la Direction de la sûreté des installations nucléaires (DSIN).

M. Jean SYROTA, président et M. Philippe PRADEL, directeur adjoint de la branche combustibles et recyclage de la Compagnie générale des matières nucléaires (COGEMA).

LISTE DES PERSONNALITÉS RENCONTRÉES

LORS DES DÉPLACEMENTS

DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

I - EN FRANCE

Centrale de Phénix (1er avril 1998)

M. Bertrand BARRÉ, Directeur des réacteurs nucléaires

M. Xavier ELIE, chef du département de la centrale

M. Jacques ROUAULT, chef du service d'études et de développement des combustibles

Usine de retraitement de La Hague (5 mai 1998)

M. Christian GOBERT, Directeur Général adjoint du groupe COGEMA

M. Jean-Louis RICAUD, Directeur Branche Combustibles et Recyclage

II -À L'ÉTRANGER

Londres (4 et 5 février 1998)

M. Ian BLAKEY, Président du Major Energy Consumers'Council

Mme Yvonne CONSTANCE, Présidente des comités de consommateurs d'électricité

M. Arthur COOKE, Directeur régional de l'OFFER, représentant le régulateur de l'électricité

Lord GEDDES, Président de la commission de l'énergie, de l'industrie et des transports, ainsi que d'autres membres de la Chambre des Lords

Son Excellence M. Jean GUEGUINOU, Ambassadeur de France en Grande-Bretagne

M. Malcolm KEAY, Directeur de la politique énergétique au Département of Trade an Factory (Ministère du commerce et de l'industrie)

M. Jean-Yves PARÉ, Attaché commercial

M. Alain ROBB (National Grid Control Central) (Dispatching anglais)

Mme Clare SPOTTISWOODE, Directeur général du gaz, régulateur du secteur gazier OFGAS

Bruxelles (11 février 1998)

M. ANDRETA, Directeur chargé de la recherche énergétique (DG XII : Recherche)

M. ANTONAKOPOULOS, Directeur de Cabinet de M. PAPOUTSIS, Commissaire (DG XVII)

M. BENAVIDÈS, Directeur Général (DG XVII : Energie)

M. CHÊNE, Directeur de Cabinet de M. VAN MIERT, Commissaire (DG IV : Concurrence)

M. LAWRENCE, chargé de la Direction Qualité de l'Environnement (DG XI : Environnement, Sécurité nucléaire et protection civile)

M. RISTORI, Directeur de la politique énergétique (DG XVII : Energie)

Suède (8 avril 1998)

M. Häkan HEDEN, directeur général adjoint et ancien directeur général de l'Energie au ministère de l'industrie

M. Bo KÄLLSTRAND, PDG de Graninge

Mme Isabelle MATHIEU, déléguée EDF à Stockholm

M. Michael PELLIJEFF, directeur des achats

M. Lars REKKE, secrétaire d'Etat à l'Industrie et Président du Conseil d'Administration de Vattenfall

M. Edouard SICAT, Conseiller Economique et Commercial

M. Claes THEGESTRÖM, directeur général adjoint, responsable de l'activité de stockage en profondeur

Bonn (9 avril 1998)

Mlle AUTRET, attaché commercial

M. Rolf BIERHOFF, membre du directoire de RWE Energie

M. BRANDIS, conseiller en charge de la politique énergétique (Abteilung 4 - Gruppe 43)

M. DAVID, conseiller scientifique

M. FLATH, chef du bureau "questions générales de politique énergétique (Referat IIIA1)

M. Philippe GROS, Ministre Conseiller, chef du service d'expansion économique

M. LEYSER, sous-directeur (Unterabteilung IIIB "Secteur du gaz et de l'électricité, énergies renouvelables, utilisation rationnelle de l'énergie")

M. STEINKEMPER, sous-directeur (RS1) "sécurité des installations nucléaires"

Chine (14 au 19 avril 1998)

M. JU JIAREN (Assemblée nationale populaire)

M. ZHANG GUOBAO, Secrétaire général adjoint de la Commission d'Etat au Plan et au Développement

Son Excellence M. Pierre MOREL, Ambassadeur de France en Chine

M. CHEN GUANGYI, Président de la Commission des Affaires financières et économiques

M. JIANG XINXIONG, Vice-président de la Commission des Affaires financières et économiques

M. WANG TAO, Vice-président de la Commission de l'Environnement de l'A.N.P.

M. YANG ZENHUAI, Vice-président de la Commission des Affaires agricoles et rurales de l'A.N.P.

M. ZOU JIAHUA, Vice-président de l'A.N.P. (ancien Vice-Premier Ministre)

M. QU GEPING, Président de la Commission de l'Environnement et de la Protection des Ressources de l'A.N.P. et d'autres membres cette Commission

M. XU GUANHUA, Vice-Ministre de la Commission d'Etat de la Science et la Technologie

M. HUANG QITAO, Responsable de l'Administration nationale de la Sûreté nucléaire

M. Patrick BONNEVILLE, Ministre-Conseiller de l'Ambassade

M. LIU ZHANGDE, Vice-Maire de Dalian

M. YU XUEXIANG, Président de l'Assemblée municipale

Tokyo (27 et 28 avril 1998)

(Entretiens de M. Jacques Valade, Président, à l'occasion du voyage d'Etat du Président de la République au Japon.)

M. Robert CAPITANI, Président de COGEMA Japon

M. IKEGAME, Conseiller à Tokyo Electric

M. MORI, Vice-Président du Forum japonais des Industries nucléaires

M. TANIGUCHI, Directeur général adjoint de l'Agence de l'Energie et des Ressources naturelles (MITI)

LISTE DES CONTRIBUTIONS ÉCRITES AUX TRAVAUX

DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

M. Jean-Paul DELEVOYE, président de l'association des Maires de France.

Fédération nationale des syndicats du personnel de l'électricité et du gaz - CFTC.

M. Jean-François HERVIEU, président de l'Association permanente des Chambres d'agriculture (APCA).

M. Jean-Pierre LEROUDIER, directeur de l'association pour le développement des carburants agricoles.

M. Michel LUNG, ancien directeur à la Société générale pour les techniques nouvelles (SGN), diplômé de l'Institut national des sciences et techniques nucléaires.

M. Marc PELOUARD, président du syndicat CFE-CGC des Industries électriques et gazières.

M. Jacques VIALLEFOND, délégué général de l'Union des importateurs indépendants pétroliers

ANNEXE N° 2 -

CONSOMMATION ÉNERGÉTIQUE MONDIALE


ANNEXE N° 3 -

PRODUCTION MONDIALE D'ÉNERGIE
ET D'ÉLECTRICITÉ PAR SOURCE

ÉNERGIE



ÉLECTRICITÉ



Source : Agence pour l'énergie nucléaire (1997)

ANNEXE N° 4 -

RAPPORT 1997 DE LA DIRECTION DU GAZ,
DE L'ÉLECTRICITÉ ET DU CHARBON SUR LES COÛTS
DE RÉFÉRENCE DE LA PRODUCTION ÉLECTRIQUE

Les conclusions du rapport de la DIGEC

La présente étude "coûts de référence", menée dans un contexte où les moyens de production existants sont largement suffisants pour répondre à la demande, et où des décisions d'investissement ne sont pas nécessaires à court terme, répond surtout à la nécessité de donner un éclairage sur les évolutions techniques et économiques des différentes filières de production d'électricité, dans une perspective de long terme. Plusieurs conclusions peuvent être tirées de cette étude.

Toutes les filières de production sont dans une dynamique de progrès

D'une manière générale, l'étude montre que toutes les filières de production d'électricité sont dans une dynamique de progrès : amélioration de la disponibilité du nucléaire, baisse du coût d'investissement et amélioration du rendement des cycles combinés, perspective de développement d'une filière LFC (Lit Fluidisé Circulant) supercritique pour le charbon, baisse du coût et amélioration des performances des aérogénérateurs... Il en résulte une baisse significative des coûts de production par rapport aux évaluations faites en 1993.

Ce phénomène implique qu'il est indispensable, au-delà de la présente étude, de poursuivre une veille attentive sur ces évolutions.

Le nucléaire reste aujourd'hui un choix solide pour la production d'électricité en base

L'étude montre que le nucléaire reste aujourd'hui une option solide pour la production d'électricité en base, même si cette filière peut être concurrencée par les cycles combinés au gaz si les prix du gaz se maintiennent à un niveau durablement bas. Par ailleurs, le coût de production du nucléaire en base apparaît très stable dans tous les scénarios considérés, alors que le coût de production du cycle combiné varie fortement en fonction de l'hypothèse retenue sur le prix du gaz et sur le cours du dollar. A titre d'illustration, une variation de 0,1 $/MBtu sur le prix du gaz a un impact d'environ 0,5 c/kWh sur le coût de production en base du cycle combiné. Le nucléaire constitue ainsi une assurance contre les incertitudes sur les évolutions des prix des combustibles fossiles.

Il n'en reste pas moins que, compte tenu des progrès envisageables sur les cycles combinés à l'horizon 2005, le maintien de la compétitivité de la filière nucléaire sur le long terme dépendra en partie des améliorations que pourront apporter les réacteurs du futur. Une attention particulière devra donc être apportée à la réalisation des objectifs économiques du projet EPR.

Enfin, il apparaît que la compétitivité de la filière nucléaire dépend largement de la capacité de l'opérateur à mettre en oeuvre un programme comportant un nombre suffisant de tranches, avec une cadence d'engagement régulière, l'écart de coût entre un programme de 10 tranches et un programme réduit à 4 tranches étant significatif. Compte tenu des capacités très importantes qu'il sera nécessaire de mettre en oeuvre, cette condition devrait pouvoir être remplie lors du renouvellement du parc nucléaire actuel, même si ce renouvellement s'effectuera dans des conditions de concurrence entre producteurs.

Le cycle combiné au gaz domine la semi-base

En dehors de la question de la concurrence nucléaire-cycle combiné en base, le cycle combiné au gaz ressort clairement comme le moyen de production le plus compétitif en semi-base, c'est-à-dire pour des durées d'utilisation annuelles moyennes. Par ailleurs, des progrès supplémentaires sont attendus sur les cycles combinés à l'horizon 2005. Ceci donne à penser qu'à terme, cette filière devrait trouver une place non négligeable dans le parc de production. Toutefois, un développement très important de cycles combinés au gaz fonctionnant en semi-base pourrait engendrer des contraintes de stockage du gaz.

Le renforcement de la position des cycles combinés sur la semi-base se fait notamment au détriment des filières au charbon. Le domaine de compétitivité des filières au charbon apparaît aujourd'hui restreint, compte tenu de la baisse des coûts de production des cycles combinés au gaz, mais aussi de l'amélioraiton des performances du nucléaire (meilleure disponibilité notamment). Toutefois, la filière charbon LFC pourrait constituer une option intéressante en semi-base dans un scénario de hausse du prix du gaz, et conserve un intérêt en termes de diversification du parc de production. Il convient donc de suivre avec attention le développement de cette filière, d'autant que l'augmentation de la puissance unitaire des chaudières LFC et le passage en régime supercritique pourrait conduire à un gain significatif sur le coût de production de l'électricité à moyen terme.

On notera qu'en dessous des durées de fonctionnement justifiant l'appel aux cycles combinés au gaz (c'est-à-dire pour des durées d'appel inférieures à 1 600 ou 2 600 heures par an selon les scénarios), les moyens de production les plus compétitifs sont les turbines à combustion au gaz ou bien, pour la pointe proprement dite, au fioul domestique.

La production décentralisée d'électricité constitue une diversification intéressante du parc de production

La cogénération apparaît comme une solution alternative économiquement intéressante à la production centralisée pourvu, bien entendu, qu'existent des besoins de chaleur à proximité. Sur un plan strictement économique, les turbines à vapeur à contre-pression fonctionnant au charbon présentent une excellente compétitivité par rapport aux moyens de production centralisés pour un fonctionnement en base, mais leur développement est limité par le nombre de sites capables d'absorber les volumes de vapeur particulièrement importants produits par cette technique. Les turbines à gaz fonctionnant en cogénération sont également compétitives en base et en semi-base à partir d'une certaine taille. En revanche, les installations de cogénération de plus petite taille (turbines à combustion de moins de 10 MW, moteurs à gaz) présentent des coûts de production intrinsèques plus élevés sur les équipements centralisés ; ces installations conservent toutefois un intérêt dans la mesure où elle permettent d'économiser des coûts de transport et de distribution de l'électricité.

Les aérogénérateurs présentent aujourd'hui un coût de production relativement élevé par rapport aux moyens de production centralisés, mais la convergence est envisageable à l'horizon 2005 sur des sites très bien ventés. L'éolien constitue ainsi l'une des plus prometteuses filières de production d'électricité à partir des énergies renouvelables.

Enfin, la comparaison économique ne doit pas occulter les "externalités" des différentes filières : impact sur l'environnement, sécurité d'approvisionnement, indépendance énergétique, balance commerciale...

L'étude "coût de référence" fournit des éléments d'ordre purement économique, mais ne prend pas en compte l'ensemble des coûts sociaux et environnementaux qui, bien que difficilement quantifiables, sont particulièrement importants. Au-delà de son intérêt économique pour la production d'électricité en base, il faut rappeler que le nucléaire présente un intérêt majeur en termes de réduction des émissions de polluants atmosphériques et de lutte contre l'effet de serre.

Le nucléaire présente également des avantages indéniables par rapport aux moyens de production thermiques classiques en matière de sécurité d'approvisionnement et d'indépendance énergétique. Comme l'atteste la présente étude, il offre une assurance précieuse contre les évolutions des prix des combustibles fossiles et contre le risque de change, et constitue donc un facteur de stabilité des coûts.

ANNEXE N° 5 -

BILAN D'EXPLOITATION DE SUPERPHÉNIX
ANNEXE N° 6 -

COÛT DE L'ARRÊT DE SUPERPHÉNIX

(Fiche fournie par le ministère de l'économie des finances et de l'industrie à l'attention de la commission d'enquête.)

OBJET : IMPACT FINANCIER DE L'ARRÊT DE SUPERPHÉNIX

L'impact financier de l'arrêt de Superphénix doit s'analyser à différents niveaux :

- le coût global de la mise à l'arrêt du réacteur, soit 12,2 MdsF correspondant aux dépenses de démantèlement au sens large ;

- le coût global de la liquidation de la société NERSA, soit 23,1 MdsF, qui comprend, en plus des dépenses de démantèlement au sens large, le remboursement des titres et créances de la société ;

- la provision comptable passée en 1996 et 1997 par EDF, soit 14,2 MdsF, qui correspond au coût supporté par EDF.

1 - Le coût global de la mise à l'arrêt définitif du réacteur NERSA est estimé à 12,2 MdsF. Il correspond aux dépenses suivantes :

- post-exploitation : il s'agit de la phase qui commencera immédiatement après l'annonce de la fermeture définitive du site et qui correspond à la préparation de l'installation à la mise à l'arrêt définitif (confinement de l'installation, évacuation et entreposage du combustible et du sodium). EDF estime que ces opérations s'étaleront sur 10 ans, avec un pic en début de période, pour un coût total de 3,7 MdsF97.

- retraitement du combustible : EDF considère que le combustible serait retraité dans l'année de la mise à l'arrêt définitif, soit 10 ans après la fin de l'exploitation, pour un coût de 2,7 MdsF97.

- démantèlement de la centrale : les opérations de démantèlement proprement dites ne débuteront qu'après la mise à l'arrêt définitif pour un coût total estimé par EDF à 5,8 MdsF97 (soit conventionnellement 15% du coût d'investissement).

2 - Le coût de la mise à l'arrêt définitif pour EDF est estimé à 10,9 MdsF.

EDF détient 51% de la société NERSA, en charge de l'exploitation du réacteur Superphénix. En vertu des négociations intervenues entre les différents actionnaires de NERSA lors de la signature de la convention de 1995, il est prévisible que les partenaires d'EDF ne prendront à leur charge que leur quote-part des dépenses de retraitement, soit 1,3 MdsF, laissant à EDF l'intégralité des dépenses de post-exploitation et de démantèlement (soit 12,2 - 1,3 = 10,9 MdsF).

3 - Le coût de la liquidation de la société pour EDF devrait s'élever à 14,2 MdsF.

En plus des dépenses nécessaires à la mise à l'arrêt définitif du réacteur, EDF devra supporter sa quote-part des frais liés à la liquidation de la société NERSA, soit environ 5,3 MdsF. Ces frais sont de trois sortes : quote-part des dettes restant dues par EDF au titre de NERSA; perte au titre d'un litige fiscal en cours ; perte des fonds propres engagés par EDF dans NERSA. Les conditions d'exploitation n'étant pas remplies selon EDF, l'établissement a par ailleurs considéré qu'un prêt du CEA consenti à l'occasion de la construction de Superphénix pour un montant de 2 MdsF n'était plus remboursable. Le coût de la liquidation pour EDF ressort ainsi à 14,2 MdsF (10,9 + 5,3 - 2 = 14,2 MdsF).

4 - Face à cette charge liée à la liquidation de la société, EDF a passé dans ses comptes en 1997 une provision nette supplémentaire de 2,7 MdsF.

EDF avait en effet constitué une provision en 1996 en vue des pertes futures de NERSA d'un montant de 11,565 MdsF.

Dans ces conditions, la dotation à la provision nette passée en 1997 s'est élevée à 2,7 MdsF (soit 16,2 MdsF - 11,565 MdsF - 2 MdsF). Cette provision de 2,7 MdsF est portée dans les comptes d'EDF au titre de l'exercice 1997, certifiés par les commissaires aux comptes de l'entreprise et approuvés par le Conseil d'administration d'EDF.

5 - Le coût de l'arrêt du réacteur est peu sensible à la date d'arrêt de l'exploitation.

La date de la décision d'arrêt ne fait qu'avancer ou retarder des dépenses inéluctables et ne crée par de charges nouvelles à deux réserves près :

- les déficits d'exploitation attendus en cas de prolongement de l'exploitation : une année de production supplémentaire aurait dégagé un déficit d'exploitation de 400 MF dans l'hypothèse de production choisie par EDF étant données les contraintes techniques pesant sur le réacteur, soit 33% de disponibilité.

- le coût de la post-exploitation : EDF estime qu'une prolongation de la période d'exploitation de la centrale lui aurait permis de mieux préparer la post-exploitation et donc de réduire son coût. EDF estime ainsi que différer l'arrêt de la production de 2 à 3 ans aurait vraisemblablement réduit les dépenses de post-exploitation.

Au total, compte tenu des hypothèses d'EDF, retarder l'arrêt de l'exploitation de la centrale jusqu'à la fin de la convention entre les partenaires dans NERSA, soit fin 2000, aurait probablement été globalement neutre sur le plan financier.

Il convient de souligner, comme le fait le rapport annuel d'EDF, que l'ensemble de ces chiffres, qui sont les meilleures estimations connues à ce jour, est susceptible d'évoluer, notamment en fonction des négociations avec les partenaires et des résultats des études techniques en cours sur les modalités pratiques de la mise à l'arrêt définitif du réacteur.

ANNEXE N° 7 -

IMPACT DU RETRAITEMENT DU COMBUSTIBLE USÉ SUR LA RADIOTOXICITÉ
ANNEXE N 8 -

IMPACT DU FONCTIONNEMENT DE L'USINE DE RETRAITEMENT DE LA HAGUE SUR L'ENVIRONNEMENT
ANNEXE N° 9 -

SONDAGE SUR L'AVENIR DU SERVICE PUBLIC
DE L'ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ

Sondage effectué par la SOFRES, pour le CSC-CMP EDF-GDF et rendu public en mars 1998.

Enquête réalisée les 13 et 14 mars 1997 par téléphone auprès d'un échantillon national de 1 000 personnes représentatif de l'ensemble de la population âgée de 18 ans et plus.

Méthode des quotas (sexe, âge, profession du chef de ménage PCS) et stratification par région et catégorie d'agglomération.

Question : Diriez-vous qu'un débat sur les futurs choix énergétiques du pays pour le siècle à venir vous paraît indispensable, nécessaire, souhaitable mais sans plus ou pas nécessaire ?



 
 
 

- Indispensable............................................................

32

 
 
 

72

- Nécessaire............................................................... ..

40

 
 
 
 

- Souhaitable mais sans plus.......................................

24

 
 
 

27

- Pas nécessaire...........................................................

3

 
 
 
 

- Sans opinion.....................................

1

 
 
 
 
 

100 %

Question : Diriez-vous que les grandes décisions qui ont été prises ces trente dernières années dans le domaine de l'énergie ont été prises après un débat dans le pays sur les choix énergétiques ou ont été prises sans qu'il y ait un vrai débat ?



 
 

- Elles ont été prises après un débat dans le pays sur les choix énergétiques.................................................

17

 
 

- Elles ont été prises sans qu'il y ait un vrai débat.....

76

 
 

- Sans opinion.....................................

7

 
 
 

100 %

LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE DE LA FRANCE :
PASSION OU RAISON ?

Ce rapport de la commission d'enquête du Sénat dessine les contours de la politique énergétique française de demain.

Les orientations qu'il présente s'appuient sur les enseignements tirés du passé et une analyse des stratégies de nos principaux partenaires, dans ce domaine fondamental qui fonde la prospérité et la souveraineté des États.

Ce rapport souligne l'ampleur des défis que nous aurons à relever : défi environnemental, défi européen (eu égard au nouveau contexte concurrentiel dans les secteurs électrique et gazier) et défi nucléaire (avec l'enjeu du renouvellement de notre parc de centrales).

La commission d'enquête pose l'indépendance énergétique comme principe fort. Elle refuse les idées préconçues.

Parfois, elle affirme : les économies d'énergie doivent redevenir une priorité ; les énergies renouvelables doivent être développées, mais ne représenteront qu'une part limitée de notre bilan énergétique. Ne nous y trompons pas : la France et, au-delà, la planète, auront besoin de l'énergie nucléaire. Le développement de cette dernière n'est cependant concevable que si le problème des déchets est résolu et si la confiance des Français dans leurs industriels et leurs instances de sûreté est confortée.

La commission d'enquête trace, par ailleurs, les voies à suivre pour la transposition des directives européennes sur l'électricité et sur le gaz naturel en droit français. Ceci l'a conduite aussi à questionner : pour permettre à EDF et à GDF d'affronter la concurrence avec un maximum d'atouts, ne faut-il pas envisager leur transformation en société anonyme à capitaux publics ? Au-delà, eu égard au contexte particulier du marché gazier, l'avenir ne passerait-il pas alors par une ouverture minoritaire du capital de la SA Gaz de France ?

Ce rapport constitue la contribution du Sénat au débat démocratique qu'il revendique sur un secteur éminemment stratégique.





1 Commissariat Général du Plan. Énergie 2010. Rapport du groupe présidé par Michel PECQUEUR. Doc. Fr. 1991.

2 Tonne équivalent pétrole.

3 Million de tonne équivalent charbon.

4 1 tec = 0.619 tep.

5 Pour un coût d'extraction et de traitement inférieur à 130$/kg.

6 Selon la technologie adoptée...

7 Nucléaire + hydraulique - solde des échanges.

8 Conditions de vie et aspirations des Français - CREDOC.

9 Sondage IFOP des 13 et 14 janvier 1998.

10 Enquête du CREDOC réalisée en juin 1997.

11 Les programmes Auto-oil I et Auto-oil II, lancés en 1992 et en 1997, sont élaborés dans un cadre tripartite par la Commission européenne, les pétroliers (Europia) et les constructeurs automobiles (Acea). Ils sont à l'origine des directives en cours de discussion sur la qualité des carburants et sur les émissions des voitures particulières.

12 Voir la Communication de la Commission européenne du 23 avril 1997 : " Vue globale de la politique et des actions énergétiques ".

13 De toutes origines : fossiles, nucléaire, énergies renouvelables.

14 Il faut cependant rappeler que cette politique résulte d'une situation difficile, comme il a été exposé dans le Titre premier...

15 Rappelons que ces contrats d'approvisionnement à long terme, couvrant une période de 20 à 25 ans, ont pour but, d'une part, de garantir aux producteurs de gaz que les investissements très lourds auxquels ils procéderont pourront être amortis et, d'autre part, de sécuriser les approvisionnements des acheteurs. Ces contrats sont contraignants pour les deux parties : engagement de vendre pour les premiers, engagement d'acheter pour les seconds et de payer même s'ils ne peuvent acheter et enlever le gaz (d'où l'expression : " prendre ou payer ").

16 Voir le Titre II, chapitre IV : " Consolider nos acquis dans la nucléaire "

17 Voir le Titre premier, chapitre II.

18 Voir le Titre premier, chapitre 1er - II - B.

19 Voir le Titre II, Chapitre IV-B.

20 Ce qu'en langage économique on appelle les externalités : celles-ci sont positives lorsqu'elles sont bénéfiques aux tiers et négatives lorsqu'elles sont nuisibles.

21 Voir le Titre II, chapitre IV-IV-B.

22 Maîtrise de l'énergie. Rapport de l'instance d'évaluation présidée par Yves Martin. Comité interministériel de l'évaluation des politiques publiques, Commissariat général du Plan. Rapport édité par La documentation française, 1998.

23 Voir l'article de M. Michel Colombier : " Des dispositions tarifaires industrielles induites par la péréquation " paru dans Réalités industrielles d'août 1997.

24 Les usages spécifiques de l'électricité sont l'éclairage, la force motrice (notamment les moteurs électriques de l'électroménager), l'informatique et l'audiovisuel.

25 Voir en annexe.

26 Pour une durée d'utilisation donnée, le coût de production d'un équipement est obtenu en actualisant à la date de mise en service l'ensemble des dépenses d'investissement, d'exploitation et de combustible engagées sur la durée de vie de cet équipement, et en ramenant le coût ainsi obtenu à la somme actualisée de l'énergie produite. Ainsi, pour l'électronucléaire, sont pris en compte les dépenses " amont " (recherche) et " aval " (retraitement de combustible, stockage des déchets, démantèlement des centrales...).

27 Voir le Titre II, chapitre III-I-B

28 Washington Post. 2 février 1998.

29 Source : Les énergies renouvelables. Jacques Vernier. PUF - 1997.

30 Source : Énergie 2010-2020. Commissariat Général du Plan. Les défis du futur.

31 Le chiffre d'affaires réalisable en l'an 2000 est évalué à un milliard de francs soit le dixième du marché des services nucléaires. Source :
L'Usine nouvelle n° 2638. Avril 1998.

32 Ce courant correspond à un déplacement d'électrons, sous l'action des photons, à travers les différentes couches de silicium de la photopile.

33 Jacques Vernier. Les énergies renouvelables, PUF, 1997.

34 Discussion du projet de loi portant diverses dispositions d'ordre économique et financier. Amendement n° 8 de la Commission des Finances. Séance du 6 mai 1998.

35 World Energy Council. New Renewable Energy Resources, a Guide to the future. Kogan Page Ltd. 1994.

36 Source : SIDO (Société interprofessionnelle des oléagineux).

37 Source : Douanes.

38 Groupement d'intérêt scientifique constitué au sein de l'ADEME, entre partenaires publics et privés.

39 C'est ainsi, par exemple, que la ville de Dalien (à 500 kilomètres à l'est de Pékin) est passée, en 13 années, d'un petit village de pêcheurs à une ville de plus de 5 millions d'habitants accueillant désormais 1.300 entreprises chinoises et étrangères !

40 Rappelons la signature, le 16 mai 1997, de l'accord intergouvernemental franco-chinois pour la coopération sur l'utilisation pacifique de l'énergie nucléaire.


41 Ils viennent d'être rappelés : la France s'est dotée d'ensembles industriels puissants et de tout premier rang dans le monde (EDF, Framatome ou COGEMA), la qualité de sa recherche est internationalement reconnue ; en conséquence sa filière nucléaire est considérée -tant en France qu'à l'étranger, il convient de le souligner- comme un fleuron de la haute technologie française et nombre de nos partenaires nous envient d'avoir su mettre en oeuvre un programme électro-nucléaire ambitieux, dont l'impact positif sur notre économie est avéré (voir le Titre premier - chapitre III, I, D).

42 Cité par Georges Vendryes dans " Superphénix, pourquoi ? ".Nuclear (p. 63).

43 NERSA : Société anonyme centrale nucléaire européenne à neutrons rapides.

44 Il s'agit d'une annexe au réacteur destinée à recevoir dans une cuve remplie de sodium liquide les assemblages combustibles soit avant de les introduire à l'état neuf dans le réacteur, soit après les en avoir retirés.

45 Voir le tableau en annexe au présent rapport.

46 A l'occasion de son discours de politique générale prononcé à l'Assemblée nationale.

47 Rappelons que le contribuable n'a pas été sollicité.

48 Rapport intitulé : " Faut-il abandonner Superphénix ? ". Supplément n° 85 de la lettre des Républicains et Indépendants - octobre 1997.

49 Voir l'illustration en annexe, extraite du rapport précité du groupe des Républicains et Indépendants du Sénat.

50 Voir le document diffusé par le service de presse du Premier ministre à la suite des décisions gouvernementales du 2 février 1998.

51 Voir l'interview publiée dans le 50ème numéro de " Vert contact ", l'hebdomadaire des verts, daté du 2 mai 1998, et reprise par l'AFP.

52 Voir le Titre premier, chapitre II

53 Rapport sur les perspectives énergétiques mondiales.

54 Les observations formulées ci-dessus sur la politique chinoise amènent cependant à relativiser les probabilités de réalisation de cette hypothèse.

55 Rapport final de l'Atelier " Les défis du long terme ".

56 Voir le Titre premier, chapitre III - II - A

57 Il s'agit d'un réacteur de type RBMK, comme celui de Tchernobyl.

58 Le G8 réunit la Russie, les Etats-Unis, le Canada, le Japon, la Grande-Bretagne, l'Allemagne, l'Italie et la France.

59 Voir le rapport final de l'Atelier : " Les défis du long terme " - octobre 1997.

60 Voir le Titre premier, chapitre III, C.

61 A titre de comparaison, le coût de production du kilowatt/heure nucléaire s'élève aujourd'hui à 18 centimes. Ce coût comprend les charges d'investissement, d'exploitation et de combustibles.

62 Voir l'article de Dominique Gallois et Hervé Morin dans Le Monde du 7 mars 1998.

63 Voir, Titre premier - Chapitre III, II, C.

64 Celle-ci tend à diminuer avec l'amortissement des tranches nucléaires, mais ne faudra-t-il pas à un moment donné arbitrer entre opérations de maintenance lourde et nouveaux investissements ?

65 On appelle ici " réacteur hybride " une installation nucléaire où la réaction en chaîne n'est pas entretenue spontanément dans la matière fissile, qui reste en configuration sous-critique, mais grâce à un apport extérieur de neutrons supplémentaires. Ces neutrons sont produits en grande quantité, par spallation, c'est-à-dire par bombardement d'une cible de matériau lourd par un flux intense de protons accélérés à haute énergie.

66 Dans la mesure où la fusion nécessite du deutérium et du tritium, ressources inépuisables à l'échelle humaine.

67 Citée par Courrier International (2-8 avril 1998).

68 L'uranium résiduel (environ 95 %) et le plutonium (10%) ainsi récupérés peuvent être recyclés sous forme de nouveaux combustibles à uranium enrichi et max.

69 Millisievert : unité de mesure de l'impact des rayonnement sur l'homme.

70 Selon les chiffres avancés par la COGEMA.

71 Un tel excès a six chances sur cent d'être observé simplement par le fait du hasard.

72 Cité dans Enerpresse, mercredi 13 mai 1998

73 Dans son rapport du 31 décembre 1997, remis au Secrétaire d'Etat à l'Industrie et au ministre de l'Environnement.

74 Voir Titre premier, chapitre II.

75 Voir l'article de Sylvestre Huet dans Libération du 10 mars 1998.

76 Voir le Titre II, chapitre I-B

77 Le projet de loi de transposition de cette directive devra être examiné par le Parlement à l'automne prochain, afin de respecter l'obligation de l'appliquer à compter du 19 février 1999.

78 Il apparaît prématuré d'évoquer ici les modalités de la transposition de la directive sur le gaz qui vient d'être adoptée par le Conseil des ministres européen le 11 mai dernier. Rappelons que les deux directives font cependant l'objet d'une analyse comparative dans le Titre premier du présent rapport (chapitre III, B, 2).

79 Voir le Titre premier - Chapitre III, B, 2.

80 Il ne fait plus mystère pour personne que l'avant-projet de loi de transposition a fait l'objet de larges " fuites "...

81 Voir le Titre premier, chapitre II.

82 Voir le Titre premier, chapitre III, II, B.

83 Voir le Titre premier, chapitre III.

84 Voir l'article du Figaro du lundi 26 avril 1998.

85 Voir le Titre premier, chapitre III, II, B.

86 Représentant un quart puis, d'ici quelques années, un tiers du marché français).

87 Rappelons que la distribution de l'électricité est assurée, en France, par EDF et par environ 140 entreprises non nationalisées, chaque distributeur bénéficiant d'un monopole local sur la base d'une concession accordée par la commune.

88 Voir le Titre premier, chapitre III-II- B.

89 En application de l'interprétation de l'article 90-2 du Traité de Rome effectuée par la Cour de Justice des Communautés européennes dans son arrêt du 23 octobre 1997 relatif aux monopoles d'import/export d'électricité et de gaz.

90 Voir le rapport présenté par notre collègue M. Gérard Larcher, au nom de la Commission des Affaires économiques : " Sauver la Poste : devoir politique, impératif économique " (Titre premier, chapitre IV-, II).

91 On évoquera, ci-après, les difficultés liées au maintien d'une telle obligation dans un régime d'ouverture à la concurrence.

92 Voir le Titre II, Chapitre I, I, B.

93 Qu'il s'agisse des secteurs agricole, militaire, des transports intérieurs, etc...

94 Voir l'article du " Monde " des 19-20 avril 1998 de M. Jean-Paul Besset intitulé " Trois priorités pour aménager la France ".

95 Précisons que l'ART est constituée d'un collège de cinq membres nommés en raison de leur qualification dans les domaines juridique, technique et de l'économie des territoires, à raison de trois par le Gouvernement, un par l'Assemblée nationale et un par le Sénat. L'ART recourt à l'expertise technique de ses quelque 200 fonctionnaires.

96 Selon le sondage SOFRES réalisé à la demande du CSC-CMP d'EDF-GDF.

97 Voir le Titre premier, chapitre III, B, 2.

98 Ou coûts de la transition à la concurrence. Il s'agit du coût des investissements non amortis autorisés, voire parfois imposés, dans le passé par les pouvoirs publics.

99 Les observations exposées précédemment à propos de l'Espagne ou de l'Italie justifient ces craintes (voir A).

100 Il semble, par exemple, que des espoirs puissent être fondés sur le transport d'informations à forts débits (type Internet) sur courant porteur ligne.

101 Voir le même Chapitre, A.

102 Qui concerne EDF, GDF et les entreprises non nationalisées du secteur.

103 Voir l'article du " Monde " de Frédéric Lemaître du 2 mai 1998, intitulé " L'ouverture à la concurrence remet en cause les spécificités sociales d'EDF. "

104 Voir annexe n° 4.

105 Le Gaz naturel, Perspectives pour 2010-2020 (disponibilités, contraintes et dépendances), Pierre Terzian, Commissariat Général du Plan, Editions Economica, Avril 1998.

106 Voir le Titre premier, Chapitre IV.

107 Il est fait état d'un rythme de 1.000 à 1.200 communes desservies sur cette période contre 600 à 750 selon les objectifs assignés à Gaz de France par le contrat Etat-entreprise du 1er avril 1997.

108 La capacité européenne de raffinage est de 670 Mt/an pour une consommation de l'ordre de 590 Mt/an.

109 Source : Union des industries pétrolières (UFIP)

110 Voir programme Auto-Oil, Titre I, chapitre III, II, A.

111 Le coût serait de 55 milliards de francs si les recommandations du Parlement européen l'emportaient.

112 80 % des véhicules finlandais roulent désormais avec ce nouveau type de carburants, ce qui équivaudrait à un rajeunissement du parc automobile de cinq ans.

113 Ce régime ne prend en compte au titre des frais de commercialisation que les frais de transport du produit, à l'exception des autres frais (salaires, charges sociales, électricité, eau, entretien et réparation des appareils, taxes, amortissements des investissements...). Le Gouvernement a refusé d'inclure ces autres frais dans le calcul de la revente à perte au motif qu'il est difficile de les isoler.

114 Un sondage IPSOS, réalisé en avril 1998, révèle que 57 % des personnes interrogées sont prêtes à faire un détour pour acheter de l'essence moins chère contre 68 % en mars 1996. En revanche, le nombre de personnes interrogées prêtes à faire un détour pour être servies par un pompiste est passé de 34 % à 22 %.

115 Rapport d'information n° 530 de M. Gérard Fuchs intitulé " Un contrat automobile pour le développement et l'emploi ", Décembre 1997.

116 Article 39 du projet de loi portant diverses dispositions d'ordre économique et financier adopté par le Sénat en première lecture le 7 mai dernier.




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