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Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique

11 juillet 2012 : Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique ( rapport de commission d'enquête )
Audition de M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez

(7 mars 2012)

M. Ladislas Poniatowski, président. - Mes chers collègues, nous poursuivons nos travaux par l'audition de M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez.

Monsieur le président-directeur général, chacun des groupes politiques du Sénat dispose d'un droit de tirage annuel qui lui permet notamment de solliciter la création d'une commission d'enquête. Le bureau du Sénat a accepté la demande du groupe écologiste d'utiliser ce droit pour soulever la question du coût de l'énergie et du prix de l'électricité dans notre pays. Telle est la raison d'être de la commission d'enquête.

Comme la procédure le prévoit, je vais vous demander de prendre devant nous un engagement solennel.

Prêtez serment de dire toute la vérité, rien que la vérité, levez la main droite et dites : « Je le jure ».

(M. Gérard Mestrallet prête serment.)

M. Ladislas Poniatowski, président. - M. le rapporteur vous a préalablement adressé une série de questions, afin que vous puissiez préparer vos réponses. Nous cherchons en effet à obtenir des informations aussi nombreuses que possible, pour être aidés dans nos travaux.

Je commencerai donc par donner la parole à M. le rapporteur. Ensuite, vous prendrez le temps que vous souhaiterez pour répondre à ses questions. Enfin, mes collègues pourront vous poser un certain nombre de questions complémentaires et vous demander des précisions.

Monsieur le rapporteur, vous avez la parole.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Monsieur le président-directeur général, permettez-moi de vous rappeler les six questions, subdivisées en sous-questions, que je vous ai adressées.

Premièrement, les différents tarifs régulés de l'électricité reflètent-ils, selon vous, les coûts réels complets de production, de transport, de distribution et de fourniture ?

Par ailleurs, après la mise en place de la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité, dite « loi NOME », qui fait obligation à EDF de céder un quart de son électricité d'origine nucléaire à ses concurrents à un tarif spécifique, le prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, l'ARENH, permet-il aux fournisseurs alternatifs de concurrencer EDF ?

Enfin, après la mise en place de l'ARENH, peut-on considérer qu'il existe une rente nucléaire liée à la différence entre le coût de production et le prix de vente ? Et, dans l'affirmative, qui en bénéficie ?

Deuxièmement, que pensez-vous des récentes déclarations de M. Philippe de Ladoucette, président de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), selon qui les tarifs régulés de l'électricité devraient augmenter d'environ 30 % d'ici à 2016 ? Partagez-vous ce diagnostic, qu'il nous a confirmé ce matin ? Dans l'affirmative, pourquoi ? De manière générale, la France peut-elle rester durablement compétitive en Europe en matière de prix de l'électricité ?

Troisièmement, un groupe énergétique comme GDF Suez peut-il dresser un tableau réaliste des coûts actuels de la production d'électricité dans les différentes filières et de leur évolution prévisible au cours des dix ou vingt prochaines années ? En particulier, comment réagissez-vous aux conclusions de la Cour des comptes sur le coût de la filière nucléaire ? Enfin, quel sera demain, selon vous, un mix électrique compétitif et quelles conséquences aura-t-il sur le prix de l'électricité ?

Quatrièmement, quel jugement portez-vous, filière par filière, sur les mécanismes actuels de soutien aux différentes énergies renouvelables et à la cogénération, comme la contribution au service public de l'électricité, - la CSPE - et les dispositifs fiscaux ?

Cinquièmement, quelle est la manière correcte, selon GDF Suez, de fixer les prix de l'électricité ? Faut-il s'en remettre entièrement au marché, dont on perçoit la grande volatilité, en particulier en période de pointe électrique ? Ou bien un système tarifaire est-il légitime sur le long terme, au moins pour les particuliers ? Le cas échéant, la formule retenue par la loi NOME vous semble-t-elle pertinente ?

Sixièmement, l'acquisition à titre onéreux par les électriciens de l'ensemble de leurs quotas d'émission de gaz à effet de serre à compter de 2013 aura-t-elle des conséquences sur le prix de l'électricité ? Ou bien avez-vous d'ores et déjà complètement intégré ce prix dans vos conditions de vente ?

Telles sont, monsieur le président, les six séries de questions que j'ai adressées à M. Gérard Mestrallet.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Monsieur le président-directeur général, vous avez la parole.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames, messieurs les sénateurs, je vous remercie de m'avoir invité à m'exprimer devant vous.

Je vous propose de répondre dans l'ordre à toutes les questions que M. le rapporteur m'a posées.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Prenez pour cela le temps qu'il vous faudra.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - La première série de questions porte sur les différents tarifs régulés de l'électricité, les coûts réels, la mise en place de la loi NOME et l'ARENH.

D'abord, la notion de coûts réels doit être bien relativisée. Il n'existe pas une définition unique du coût de l'électricité, comme d'ailleurs la Cour des comptes l'a montré. Plusieurs définitions existent, qui dépendent de l'usage que l'on veut en faire et de l'objectif que l'on poursuit.

Par exemple, si l'on souhaite prendre une décision d'investissement pour l'avenir, il ne faut pas tenir compte du coût des installations anciennes, mais des coûts de développement des nouveaux réacteurs. Pour l'EPR actuel, la Cour des comptes évoque une fourchette de l'ordre de 70 à 90 euros par mégawattheure.

En revanche, si l'on souhaite fixer des tarifs pour aujourd'hui, il convient de veiller à couvrir, pour le nucléaire, les coûts de démantèlement, les coûts opérationnels et une rémunération normale du capital.

S'agissant de ce dernier point, dont je reparlerai, il faut bien distinguer, comme la Cour des comptes l'a fait, le capital qui n'a pas été amorti, dont la rémunération est parfaitement légitime, et le capital déjà amorti, qui, si on le rémunère, est en réalité rémunéré deux fois.

Si l'on couvre les coûts que je viens d'indiquer, on arrive à 32 ou 33 euros par mégawattheure. Cette évaluation fait consensus puisqu'elle est commune à la Commission de régulation de l'électricité et du gaz de Belgique, la CREG, à la commission Champsaur sur l'organisation du marché de l'électricité, à la Cour des comptes...

M. Jean Desessard, rapporteur. - Tout en bas ! Il s'agit d'un montant plancher.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Ce montant n'est pas une fourchette basse pour la Cour des comptes, qui le définit de manière extrêmement précise : à 32 euros par mégawattheure, il correspond à la couverture des coûts hors coût du capital ; à 33 euros, il intègre en plus la rémunération du capital non amorti.

La Cour des comptes mentionne en outre deux autres montants. Au total, il y a donc quatre niveaux de coût, qui ont été très bien résumés par le ministère de l'énergie dans un communiqué que j'ai sous les yeux.

Les deux premiers niveaux, de 32 et 33 euros par mégawattheure, sont pertinents pour déterminer les coûts réels du nucléaire.

Un montant de 39,9 euros par mégawattheure a été obtenu par la Cour des comptes par la méthode du coût comptable complet de production, c'est-à-dire en tenant compte de l'amortissement, de la rémunération du capital non amorti et du remplacement des réacteurs. Mais il est évident qu'on ne peut pas inclure dans un tarif payé aujourd'hui le coût d'un remplacement qui devra être financé le moment venu, c'est-à-dire dans dix, quinze ou vingt ans - et qui sera d'ailleurs l'investissement le plus rentable qui soit.

Le dernier chiffre, celui de 49,5 euros par mégawattheure, a été le plus médiatisé parce qu'il pouvait correspondre aux intérêts de certains. Mais il est absolument hors de propos, puisqu'il comprend le coût de la rémunération du capital investi à l'origine en tenant compte de l'inflation, de sorte que ce capital déjà amorti serait rémunéré une seconde fois, ce qui ne serait pas légitime.

Je le répète, les chiffres de 32 et 33 euros par mégawattheure ont été donnés par le rapport Champsaur, la CRE et la Cour des comptes. J'ajoute que c'est le seul chiffre que le Président de la République ait cité, à propos du coût du nucléaire, dans le discours qu'il a prononcé à Fessenheim. Et il a évidemment raison...

Les coûts dont je viens de parler sont essentiellement ceux d'EDF. Je vais maintenant vous donner des éléments de référence qui concernent la Belgique, où nous-mêmes avons sept centrales nucléaires.

Il s'agit de centrales à eau pressurisée, de même modèle que les centrales françaises. Les deux parcs ont été construits au même moment et de façon assez parallèle. D'ailleurs, ils l'ont été en coopération, puisque EDF détient 50 % de l'une de nos sept tranches, Tihange 1, et que, de notre côté, nous détenons des droits de copropriété sur Chooz B et Tricastin. Nous connaissons donc bien nos coûts respectifs.

La CREG, qui est le régulateur belge, a été invitée par le gouvernement à évaluer ce qu'on a appelé la rente nucléaire, c'est-à-dire la différence entre un prix de vente et un coût de production.

Pour cela, elle a évalué le coût de revient de nos centrales dans une fourchette de 17 à 21 euros par mégawattheure. C'est sur la base de ces chiffres officiels que la CREG a estimé la marge réalisée par les électriciens nucléaires belges - nous gérons toutes les centrales, mais nous partageons une partie de leur propriété avec EDF et E.ON. C'est aussi sur la base de ces chiffres que la taxe nucléaire a été fixée à 550 millions d'euros pour les sept centrales.

Nous avons contesté cette évaluation du régulateur : pour notre part, nous estimions le coût direct d'une centrale à 23,5 euros par mégawattheure.

En outre, nous considérions que, pour déterminer le niveau à partir duquel il faudrait considérer qu'il y a une marge - une rente -, il conviendrait d'ajouter à ce montant 5 euros correspondant au coût de réserve. En effet, comme une centrale doit être arrêtée de temps en temps, si l'on veut fournir à un consommateur une bande continue pendant plusieurs années, il faut ajouter au coût direct ce qu'on appelle un back-up, que nous avons évalué à 5 euros.

Au total, nous estimions donc à 28,5 euros par mégawattheure le prix de revient de nos centrales nucléaires en Belgique. D'où vient la différence avec le montant de 32 euros qui concerne EDF, dont les centrales sont à peu près les mêmes que les nôtres ? Simplement du fait que, en Belgique, nos centrales tournent à peu près 10 % de plus que celles d'EDF en France.

Autrement dit, le taux de disponibilité de nos centrales est proche de 90 %, alors que celui des centrales d'EDF se situe historiquement plus près de 80 %, même s'il s'est amélioré l'année dernière. Le prix de revient du mégawattheure produit par EDF est donc supérieur d'environ 10 % à celui de notre mégawattheure. Et si l'on augmente de 10 % le montant de 28,5 euros, on retrouve à peu près le chiffre de 32 ou 33 euros mentionné par la Cour des comptes.

Ce chiffre est donc donné par quatre sources différentes, la cinquième étant la validation suprême par le discours du Président de la République à Fessenheim.

La deuxième sous-question de M. le rapporteur porte sur les modalités de mise en oeuvre de la loi NOME. Il s'agit de savoir si le niveau de l'ARENH permet aux fournisseurs alternatifs de concurrencer EDF.

La réponse est : oui, dans une certaine mesure, pour les clients ne bénéficiant par de tarifs réglementés, c'est-à-dire essentiellement pour les anciens clients du tarif réglementé transitoire d'ajustement de marché, le TaRTAM.

Le cas de GDF Suez est d'ailleurs assez illustratif puisque avant le TaRTAM, au moment de l'ouverture des marchés pour les clients industriels - laquelle s'est faite progressivement, en commençant par les très gros consommateurs -, nous avions pris petit à petit 7 à 8 % du marché. Ensuite, lorsque le TaRTAM a été mis en place, nous avons perdu à peu près tous ces clients et nous avons été conduits à vendre directement sur le marché. Grâce à l'instauration de l'ARENH, nous avons commencé à retrouver peu à peu quelques-uns de ces gros clients industriels.

En revanche, l'ARENH n'atteint absolument pas son objectif pour la clientèle particulière et tous ceux qui bénéficient de tarifs réglementés. En effet, il existe un ciseau tarifaire, c'est-à-dire un écart entre le coût d'achat pour le fournisseur alternatif et le prix de vente aux clients finaux, déterminé par référence aux tarifs réglementés.

Il en résulte qu'on ne peut pas concurrencer EDF sur le marché des clients particuliers, puisqu'il n'est évidemment pas possible de mener une activité économiquement équilibrée en achetant à 42 euros - le niveau de l'ARENH - pour revendre à 35 ou à 36 euros - le niveau du tarif bleu.

Au passage, j'observe qu'en vendant son électricité à 42 euros par mégawattheure EDF réalise une marge très significative, pour la raison qu'elle réalise déjà une marge considérable en vendant son électricité à 35 euros par mégawattheure à tous les Français. Il est extrêmement simple de comprendre qu'EDF ne pourrait pas dégager sur le marché français un EBITDA de plusieurs milliards d'euros si le prix de revient de son électricité vendue à 35 euros était de 42 euros.

Une marge existe donc bien et, du point de vue des concurrents potentiels, il est clair que le prix de l'ARENH fixé à 42 euros par mégawattheure ne permet pas une ouverture à la concurrence du marché des particuliers - d'ailleurs, cette ouverture n'a pas lieu.

Je note que la CRE, dans son avis de juin 2011, a signalé l'existence de ciseaux tarifaires de l'ordre de 3 à 4 euros entre les tarifs réglementés et le prix de l'ARENH. Plus précisément, elle a estimé ce ciseau tarifaire à 3,2 à 3,5 euros par mégawattheure pour le tarif bleu, 3,1 euros par mégawattheure pour le tarif jaune et 2,6 euros par mégawattheure pour le tarif vert, sur la base d'un prix de marché de 55 euros par mégawattheure - ce qui est encore son niveau aujourd'hui.

Ce ciseau tarifaire et l'impossibilité d'introduire de la concurrence pour les clients bénéficiant de tarifs réglementés tiennent à la fixation arbitraire du prix de l'ARENH au niveau trop élevé de 42 euros, qui est exactement celui que demandait EDF.

Pour estimer le bon coût du nucléaire amorti en vue de fixer un tarif, il faut tenir compte des coûts d'exploitation - ce point ne fait pas débat -, mais aussi, s'agissant des coûts passés, c'est-à-dire de la valorisation des actifs, de l'amortissement du parc et de la rémunération du capital non amorti.

S'agissant des coûts futurs, il est normal de tenir compte des coûts non productifs, comme les coûts de démantèlement et de traitement des déchets. Ils sont inclus dans les chiffres de 32 et 33 euros par mégawattheure que j'ai indiqués et dans le coût de 17 à 21 euros par mégawattheure que le régulateur belge nous impute. Autrement dit, pour le régulateur belge, l'estimation de 17 à 21 euros par mégawattheure inclut les coûts de démantèlement et de traitement des déchets.

En revanche, il n'est pas normal d'inclure dans les coûts futurs les coûts de prolongation, de mise à niveau et de renouvellement, qui ne devront être intégrés aux tarifs que lorsqu'ils seront constatés par le régulateur. En effet, il n'y a aucune raison de faire préfinancer par le consommateur d'aujourd'hui des dépenses productives qu'EDF engagera dans quinze ou vingt ans.

D'ailleurs, le fait de prolonger la durée de vie des centrales nucléaires existantes de 30 à 40 ans ou de 40 à 50 ans est l'investissement le plus rentable que je connaisse. Chaque fois que cet allongement par rapport à la durée finale d'amortissement a été envisagé en Europe, ce qui s'est produit en Allemagne - avant les décisions récentes -, aux Pays-Bas et en Belgique, ce sont les États qui ont demandé aux opérateurs de payer et non l'inverse.

On a l'impression qu'il faudrait faire payer le consommateur d'aujourd'hui pour une décision d'investissement visant à allonger, dans dix ou quinze ans, la durée de vie de centrales nucléaires - une décision qui, d'ailleurs, reste à prendre.

Or, indépendamment du fait que ces dépenses sont décalées dans le temps, puisque la question ne se pose pas aujourd'hui, c'est aux opérateurs que, dans tous les autres pays d'Europe, on a demandé de payer.

En Belgique, par exemple, j'ai négocié avec M. Van Rompuy, qui était Premier ministre.

Sur les sept centrales que nous avons dans le pays, trois vont arriver à l'âge de 40 ans en 2015 ; les quatre autres y arriveront seulement en 2025. Or la loi belge prévoit que les centrales doivent être fermées au bout de quarante ans, sauf si le gouvernement en décide autrement pour des raisons de sécurité d'approvisionnement.

Avec M. Van Rompuy, qui était convaincu de la nécessité de garder le nucléaire, nous avons négocié, dans une première étape, la prolongation de 10 ans des trois centrales les plus âgées. En échange, il a été convenu que nous paierions chaque année au budget de l'État belge une somme comprise entre 215 et 245 millions d'euros.

Aux Pays-Bas, où il n'y a qu'une seule centrale nucléaire, l'allongement a été négocié en échange d'investissements réalisés par l'opérateur, à la place de l'État, dans les énergies renouvelables et les infrastructures.

En Allemagne, à l'époque où Mme Merkel envisageait de prolonger des centrales - depuis, elle a décidé de les fermer -, elle avait négocié un allongement d'une durée moyenne d'environ douze ans, en échange duquel les opérateurs nucléaires allemands étaient invités à contribuer au budget fédéral pour 2,3 milliards d'euros.

Je le répète : il n'est pas question de prendre en compte les coûts de prolongation des centrales.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Si vous le permettez, monsieur le président-directeur général, je souhaite vous poser une question. Vous avez été très clair, mais je veux être certain d'avoir bien compris.

Vous considérez donc que, dans le prix de revient de 28 euros par mégawattheure pour la Belgique, vous intégrez les coûts de démantèlement et de traitement des déchets ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Oui, monsieur le rapporteur.

Pour ce qui est des coûts de mise à niveau post-Fukushima, il sera normal de les intégrer lorsqu'ils devront être supportés, mais pas avant.

S'agissant, enfin, des coûts de renouvellement, si jamais on devait fermer des centrales anciennes pour en construire de nouvelles, il faudrait les prendre en compte dans le paquet global au moment où les investissements seraient réalisés. Mais, de toute façon, seule la centrale de Flamanville est aujourd'hui en cours de construction. Cette question est donc marginale.

Cette approche avait conduit la commission Champsaur, le régulateur et la Cour des Comptes à retenir, pour le prix de l'ARENH, une fourchette de 32 à 33 euros par mégawattheure - à comparer au prix actuel de 42 euros par mégawattheure.

La troisième sous-question de M. le rapporteur porte sur la notion de rente, qui nous semble assez discutable s'agissant d'activités industrielles. Vous la définissez comme l'écart entre le coût de production et le prix de vente, ce qui correspond en fait à une marge. Le terme de rente est un peu particulier.

En tout cas, on peut dire qu'il n'existe pas vraiment de rente nucléaire, ou que cette rente est relativement faible, pour la part de la production vendue au niveau des tarifs réglementés. La rente est redistribuée aux consommateurs d'électricité via ces tarifs, qui correspondent à un coût sous-jacent du nucléaire compris entre 32 et 34 euros par mégawattheure.

En revanche, on peut dire qu'une rente existe pour les mégawatts vendus au prix de l'ARENH, c'est-à-dire à 42 euros par mégawattheure. En effet, entre un prix de vente de 42 euros et un prix de revient de 32 ou 33 euros, il y a 9 ou 10 euros de marge - de rente, selon votre définition - qui ne bénéficient pas aux consommateurs, mais à l'opérateur.

Si le prix de l'ARENH était porté à 50 euros par mégawattheure et les tarifs réglementés alignés sur cette valeur conformément à la loi NOME, un transfert supplémentaire, représentant des montants considérables, serait opéré des consommateurs vers l'opérateur.

Je tiens à souligner que la rente nucléaire française ne bénéficie en aucun cas aux opérateurs alternatifs. Du reste, c'est parfaitement normal. Nous n'avons jamais réclamé qu'il en aille autrement ni eu l'intention de piller qui que ce soit.

Nous connaissons le prix de revient du nucléaire, non seulement parce que nous sommes coactionnaires du nucléaire français, mais aussi parce que nous avons, en Belgique, des centrales identiques aux centrales françaises.

À l'époque, nous demandions que le prix de l'ARENH soit fixé à 35 euros par mégawattheure parce que c'est le niveau du prix de l'électricité dans le tarif bleu. Nous considérions qu'EDF réalisant de très grosses marges en vendant de l'électricité aux Français à 35 euros par mégawattheure - il suffit de voir le niveau de ses bénéfices dans ses comptes -, le fait de vendre aux fournisseurs alternatifs à un prix identique ne lui ferait pas perdre un euro.

Comme nous aurions pu proposer à nos clients des tarifs de l'ordre de 35 euros par mégawattheure, la différence ne se serait pas vraiment faite sur ce plan, tout le monde proposant des prix assez voisins. Mais le consommateur aurait eu un vrai choix, la différence se faisant sur la qualité des services, des prestations et le dynamisme commercial.

Nous n'avons pas été suivis. Mais il n'était pas question pour nous de capter une quelconque rente nucléaire d'EDF. Nous demandions simplement qu'EDF nous vende de l'électricité au prix pratiqué dans les tarifs réglementés aux particuliers.

Je m'excuse d'avoir été un peu long dans ma réponse à cette première série de questions. Je serai beaucoup plus bref pour répondre aux questions suivantes.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Nous vous en serons reconnaissants car, de cette façon, mes collègues pourront vous poser quelques questions complémentaires.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - La deuxième série de questions de M. le rapporteur concerne les déclarations de M. Philippe de Ladoucette à propos d'une augmentation de 30 % du tarif régulé de l'électricité.

Ces déclarations portaient sur les trois volets du prix de l'électricité : la CSPE, le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité, le TURPE, lié aux infrastructures, et l'ARENH.

S'agissant de la CSPE et du TURPE, pour lesquels il y aura en effet des augmentations, nous n'avons aucune raison de remettre en cause les chiffres de la CRE.

En revanche, nous sommes évidemment hostiles à une augmentation du prix de l'ARENH. Au contraire, nous suggérons que les prix de l'électricité pourraient diminuer si le niveau de l'ARENH était baissé en deçà de 42 euros par mégawattheure.

La sous-question suivante de M. le rapporteur porte sur la capacité de la France à conserver des prix de l'électricité compétitifs.

La réponse dépendra de sa capacité à maîtriser les coûts de l'électricité, à réduire la part du chauffage électrique dans la consommation - car cette part, lorsqu'elle est élevée, entraîne des besoins de couverture de pointe qui sont extrêmement coûteux - et à développer le mix électrique qui lui convient le mieux.

Elle dépendra aussi des choix politiques qui seront faits. À qui doit bénéficier l'avantage du parc nucléaire déjà amorti ? Aux ménages, aux industriels électro-intensifs, à EDF, au financement des énergies renouvelables ? Ces choix politiques, qui ne nous appartiennent pas, peuvent influer sur la compétitivité de notre économie.

Troisièmement, vous m'avez demandé, monsieur le rapporteur, si un groupe énergétique comme GDF Suez pouvait dresser un tableau réaliste des coûts de production de l'électricité dans les différentes filières et quel serait le mix électrique compétitif de demain.

GDF Suez n'est ni un gazier ni un électricien, mais un apporteur de solutions énergétiques qui dispose, dans sa panoplie, de l'ensemble des énergies.

Je vous rappelle que notre chiffre d'affaires global, de 90 milliards d'euros, comprend de l'électricité pour un tiers, du gaz naturel pour un autre tiers et des services pour le dernier tiers, lui-même composé de deux parties égales : les services d'efficacité énergétique et les services à l'environnement.

Les services à l'environnement sont assurés par Suez Environnement, que vous connaissez bien, c'est-à-dire notamment la Lyonnaise des Eaux, SITA et Degrémont.

En plus de vendre les commodités - l'électricité et le gaz -, GDF Suez est le plus important fournisseur de services d'efficacité énergétique en Europe. Ces services forment une branche complète qui réalise un chiffre d'affaires de 14 milliards d'euros et emploie 77 000 salariés.

Pour ce qui concerne l'électricité, nous sommes partisans d'un mix comprenant du nucléaire, de l'hydraulique, des turbines à gaz et beaucoup d'énergies renouvelables.

À propos de ces dernières, je rappelle que nous sommes le premier producteur d'électricité d'origine éolienne en France, en Italie et en Belgique, ainsi que le deuxième en Allemagne. En France, de surcroît, nous sommes deux fois plus gros que le numéro 2.

Nous disposons d'une large panoplie. En outre, depuis la fusion avec Gaz de France, nous avons augmenté nos capacités de production en France de 2 000 mégawatts, ce qui correspond à deux tranches nucléaires. Nous l'avons fait pour moitié dans l'éolien et pour moitié dans les turbines à gaz.

Le nucléaire amorti coûte 32 ou 33 euros par mégawattheure, selon le rapport de la Cour des comptes et la commission Champsaur. En Belgique, comme je le disais tout à l'heure, ce coût est un peu moindre.

Pour une centrale à gaz à cycle combiné, les coûts complets de l'électricité sont aujourd'hui compris entre 75 et 80 euros par mégawattheure.

S'agissant des énergies renouvelables, l'hydraulique est compétitif - extraordinairement compétitif, même, lorsqu'il est complètement amorti. En effet, sa durée de vie étant séculaire, les investissements peuvent être amortis sur une très longue période. À mes yeux, en outre, l'hydraulique est la plus belle source de production d'électricité. L'hydroélectrique, pour nous, c'est de l'or... Non pas en termes d'argent, mais parce que l'hydroélectricité est très belle !

M. Ladislas Poniatowski, président. - Pouvez-vous nous indiquer ce que sont les coûts de production dans l'éolien ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Pour l'éolien terrestre, le coût direct est à peu près de 80 euros par mégawattheure. Il baisse un peu, mais moins vite que pour le solaire. Selon nous, il faudrait ajouter à ce chiffre entre 5 et 15 euros de coûts indirects, c'est-à-dire de coûts de réseau.

En effet, lorsqu'il y a beaucoup de vent, une production très forte peut survenir d'un seul coup et de manière très localisée. C'est pourquoi il est nécessaire de renforcer les réseaux à mesure que l'on développe l'énergie éolienne. Ce renforcement représente un coût de 5 à 15 euros par mégawattheure, qu'il convient d'ajouter au coût direct de 80 euros par mégawattheure.

Le coût des énergies renouvelables baisse plus ou moins rapidement depuis plusieurs années déjà, le prix du solaire diminuant beaucoup plus vite grâce aux nouveaux équipements et cellules photovoltaïques. Il s'agit là de domaines extrêmement concurrentiels, d'ailleurs dominés dans la période la plus récente par les Chinois, et dans lesquels les baisses de coûts ont été considérables.

L'éolien est plus cher quand il est offshore que lorsqu'il est terrestre. En outre, le prix de revient de l'éolien offshore en euro par kilowattheure n'est pas le même pour tous les mâts. Selon qu'il est installé dans une zone où il y a beaucoup de vent, par exemple au nord de l'Écosse, ou dans une zone où il y en a peu, comme dans le Calvados, un même mât pourra produire deux fois plus d'électricité.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Mais quel est le coût moyen, pour vous, en France ?

M. Jean Desessard, rapporteur. - Et ensuite, quel est le coût moyen au nord de l'Écosse ! (Sourires.)

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez- Le coût dépasse les 200 euros par mégawattheure en France le long des côtes et il peut tomber à 150 euros dans les régions où il y a plus de vent.

Je le répète, l'éolien offshore est nettement plus cher que l'éolien terrestre, qui n'est pas très éloigné de la rentabilité autonome. Il en était proche, notamment, quand les prix de marché en Europe étaient d'environ 75-80 euros, comme en 2007, puisque, comme je l'ai indiqué, le prix de l'éolien terrestre se situe environ à 80 euros.

Hélas pour les opérateurs, mais heureusement pour les consommateurs, les prix de marché de l'électricité sont aujourd'hui à 55 euros par mégawattheure. Ils sont les mêmes dans ce que l'on appelle la « plaque de cuivre de l'Europe de l'ouest », en Belgique, en France, aux Pays-Bas, en Allemagne, et ils sont assez stables depuis un an ou deux, c'est-à-dire depuis le début de la crise. L'éolien terrestre, qui se rapprochait de la rentabilité d'équilibre, seuil à partir duquel les subventions auraient pu être supprimées, s'en est donc de nouveau éloigné. Cela signifie que, sans soutien public, il n'a pas de justification économique. Or nous n'anticipons pas une remontée spectaculaire des prix de marché dans les prochaines années.

Pour le nucléaire nouveau, le coût serait de 70 à 90 euros par mégawattheure, mais il n'est pas facile de faire des estimations en la matière, car nous n'avons pas d'expérience : seuls deux réacteurs sont en construction en Europe et nous ne pourrons déterminer le coût de cette énergie que lorsqu'ils seront achevés. Et encore aurons-nous alors une image imparfaite, car nous ne saurons pas ce que donnerait une véritable série, ces deux réacteurs étant des prototypes qui, l'un et l'autre, ont connu les difficultés que vous savez.

M. Jean-Pierre Vial. - Vous n'avez pas évoqué l'énergie solaire !

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Le coût du solaire baisse beaucoup. Il était de 600-700 euros par mégawattheure il y a quelques années et il se rapproche des 200 euros pour les installations les plus récentes. Toutefois, le problème est un peu le même que pour l'éolien : un équipement identique produira bien sûr beaucoup plus d'électricité au Sahara que dans le nord de l'Allemagne. Pourtant, il y a bien plus d'installations solaires dans le nord de l'Allemagne qu'au Sahara.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Et quels sont les coûts de votre énergie hydraulique ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Partout dans le monde, les coûts directs de l'énergie hydraulique sont extrêmement faibles. C'est le niveau de l'investissement qui est très élevé, même si tout dépend de la durée sur laquelle on amortit les installations.

Au Brésil, nous avons réalisé dans nos nouvelles centrales de très gros investissements, comme il n'en existe plus en France aujourd'hui. Nous amortissons les barrages sur trente ou trente-cinq ans, mais une fois l'investissement réalisé, le coût direct n'est que de quelques euros. Il suffit en quelque sorte de regarder l'eau couler.

En revanche, je le répète, l'amortissement de l'investissement est très lourd. Le coût de la construction d'un barrage est du même ordre de grandeur que celui d'une centrale nucléaire. Nous construisons actuellement au Brésil un barrage dont la capacité sera de 3 750 mégawatts, ce qui est considérable, et dont la construction coûtera de l'ordre de 8 milliards de dollars. Son coût est donc un peu supérieur à celui d'un EPR, qui s'élève aujourd'hui à 6 milliards d'euros, mais sa puissance sera 2,5 fois celle d'un tel réacteur. Et l'avantage de l'hydraulique est que, une fois les installations construites, les coûts d'exploitation sont très faibles ; il faut simplement rembourser les emprunts et amortir l'investissement.

J'en viens à la question portant sur le mix électrique. Celui-ci devra être diversifié, c'est notre credo. Il devra aussi être flexible - ce point est très important.

Une telle flexibilité n'est apportée ni par le nucléaire, qui fonctionne en base, ni par le renouvelable, qui est intermittent. Dans notre parc électrique, nous devrons avoir des installations flexibles, c'est-à-dire qui produisent de l'électricité quand on le leur demande.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Donc du gaz ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Des turbines à gaz, absolument. Il s'agit d'un élément de flexibilité qui est partout reconnu.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Bien sûr !

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Quatrièmement, vous m'avez demandé quel jugement je portais, filière par filière, sur le mécanisme actuel de soutien aux différentes énergies renouvelables et à la cogénération.

Les mécanismes mis en oeuvre, tels que les tarifs de rachat, les appels d'offres ou le crédit d'impôt, correspondent à des coûts divers pour les consommateurs d'électricité et/ou le contribuable, depuis l'éolien on shore, qui est proche des prix de marché, jusqu'au photovoltaïque intégré au bâti, qui se situe encore aujourd'hui dans le haut de la fourchette.

Le soutien à des technologies de maturités variées, qui représentent des coûts différents pour la collectivité, peut évidemment se justifier selon la diversité des objectifs visés, qu'il s'agisse de politique environnementale, dans une perspective d'abaissement du coût des technologies, ou de politique industrielle. De façon générale, on pourrait sans doute faire un peu plus pour la recherche-développement en France, c'est-à-dire pour l'offre, et un peu moins pour la demande, surtout lorsque les technologies sont loin de la compétitivité.

Nous estimons qu'il est important de mesurer et d'assumer les coûts du soutien aux énergies renouvelables, et cela partout en Europe. Trop souvent, le débat sur le coût des énergies renouvelables vient seulement ex post, par exemple lorsque l'on discute de la CSPE, la contribution au service public de l'électricité. En Allemagne, de même, le coût de l'électricité a été renchéri de façon très considérable chaque année, à cause des gigantesques installations photovoltaïques qui ont été créées.

Toute politique énergétique repose sur un triangle dont les sommets sont l'environnement et le climat, la sécurité de l'approvisionnement et la compétitivité. Or les politiques européennes, et souvent aussi les politiques nationales, ont privilégié le climat et l'environnement, négligé quelque peu la sécurité de l'approvisionnement, notamment en ne prenant pas assez en compte le caractère fortement intermittent des énergies renouvelables, et oublié complètement la compétitivité.

Le problème du coût du système n'a pas véritablement été posé au moment où les orientations en matière d'énergies renouvelables ont été prises. Cela ne signifie pas forcément que l'on aurait pris des décisions différentes, mais il aurait fallu les assumer complètement, alors que l'on n'a même pas envisagé leurs conséquences.

Cinquièmement, vous m'avez demandé, monsieur le rapporteur, quelle était la manière correcte de fixer les prix de l'électricité et s'il fallait s'en remettre entièrement au marché.

Selon nous, la fixation des prix de l'électricité doit respecter un principe, à savoir faire en sorte que les consommateurs paient le juste prix.

« Juste » signifie, je le dis d'emblée, qu'il faut distinguer les ménages en situation de précarité énergétique et les autres et consolider les dispositifs en faveur des premiers. C'est ce que nous avons proposé au Gouvernement pour ce qui concernait le gaz, et c'est d'ailleurs ce qui a été fait, mais pas tout à fait comme nous l'avions suggéré.

« Juste » signifie aussi qu'il faut assumer une politique de vérité des coûts, qu'il s'agisse du gaz - en acceptant de payer le prix de la sécurité d'approvisionnement, c'est-à-dire les contrats à long terme, qui aujourd'hui sont indexés sur le pétrole, et nous n'y pouvons rien - ou de l'électricité, avec des tarifs reflétant les coûts réels d'approvisionnement, y compris ceux du nucléaire amorti.

La méthode pour y parvenir relève, là encore, du choix politique.

Le marché est une possibilité, dès lors que l'on parvient à intégrer dans les prix la valeur de la sécurité énergétique et de la prévention du changement climatique, donc les émissions de CO2.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Absolument.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Le tarif est une autre possibilité, sans constituer une nécessité, sauf dans le cas des tarifs sociaux.

La loi NOME, si elle n'est pas parfaite - je me suis exprimé sur ce point -, permet, à condition qu'elle soit correctement appliquée, de concilier deux grands objectifs : d'une part, laisser l'avantage nucléaire au consommateur, ce qui implique de ne pas fixer le prix de l'électricité à 42 euros, et, d'autre part, ouvrir la concurrence aval au bénéfice du consommateur, comme nous le proposions avec notre chiffre de 35 euros, qui ne pénalisait en rien EDF, qui ne transférait pas de marge aux opérateurs alternatifs et qui offrait au consommateur un choix dont celui-ci ne dispose pas aujourd'hui.

Sixièmement, et enfin, vous m'avez interrogé sur l'obligation faite aux électriciens d'acquérir à titre onéreux l'ensemble de leurs quotas d'émission de gaz à effet de serre à compter de 2013.

Nous considérons que cette mesure n'emportera pas de véritables conséquences sur les marchés de gros, qui intègrent déjà le coût d'opportunité du CO2, même si celui-ci est très faible aujourd'hui, ce qui signifie que le signal-prix est très réduit.

Sur le marché français, qui est fortement connecté avec ses voisins, on peut déjà observer que le coût du CO2 est pris en compte dans le prix du mégawattheure. Pour donner un ordre de grandeur du contenu en CO2 de la production électrique de la centrale marginale sur ce marché, à raison de 500 kilogrammes de CO2 par mégawattheure et de 10 euros la tonne de CO2, ce coût est d'environ 5 euros par mégawattheure. Telle est, grosso modo, la part du CO2 dans le prix de marché.

Ce sera également vrai pour les clients qui bénéficient de l'ARENH, puisque leurs factures dépendent de ce dernier et du prix de gros.

En revanche, pour les autres clients, ce n'est pas le prix de gros qui sera déterminant, mais le niveau des tarifs réglementés. En toute rigueur, celui-ci devrait donc inclure le coût des quotas de CO2, qui seront payants à partir de 2013, au moins pour la part fossile de la production française. Cette dernière étant essentiellement nucléaire et hydroélectrique, elle est très faiblement émettrice en CO2.

En Belgique, la question se pose dans des termes différents, dès lors qu'il n'y a pas de tarifs réglementés, mais des prix réputés libres. Cela ne veut pas dire pour autant que les pouvoirs publics se désintéressent du sujet, loin s'en faut. En tout cas, le régulateur, lui, n'y est pas indifférent.

Pour les prix de gros, nous n'anticipons pas un impact très considérable du changement du régime relatif au CO2, mais il serait logique d'intégrer proportionnellement cette mesure dans les tarifs réglementés.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Pour la prise en compte du coût du CO2, vous avez évoqué le chiffre de 5 euros par mégawatt.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Tout à fait.

M. Jean Desessard, rapporteur. - C'est considérable !

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Oui, mais ce coût est déjà implicitement intégré aujourd'hui.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Entendu.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Dans les 55 euros du prix de marché de gros, on peut estimer que 5 euros environ correspondent au coût du CO2.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Merci.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Monsieur Mestrallet, je souhaiterais obtenir une précision sur votre réponse à la quatrième question de notre rapporteur, qui portait sur les prix de rachat de l'électricité à partir des énergies renouvelables. Vous êtes présents dans l'éolien dans plusieurs pays : en France, en Allemagne, au Royaume-Uni et sur le continent américain, me semble-t-il.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Oui, aux États-Unis, au Canada, au Panama, au Brésil, au Chili, au Pérou.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Quelles sont les conditions de rachat ? Où gagnez-vous de l'argent et où en perdez-vous ? En effet, nous souhaiterions avoir des éléments de comparaison entre la France et les autres pays.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Nous essayons de gagner de l'argent partout ! (Sourires.)

Dans certains pays, nous avons parfois le sentiment que la décision de consacrer autant d'incitations et de subventions aux énergies renouvelables est discutable, dans l'intérêt même de la collectivité, mais il s'agit d'un choix politique, que nous respectons évidemment.

Pour notre part, nous investissons en faisant des choix rationnels. Pour tout investissement dans l'éolien, nous réalisons des calculs extrêmement simples, qui intègrent, d'une part, le coût d'investissement et, de l'autre, la production d'électricité dépendant du régime des vents. En France, c'est très facile à calculer : c'est un prix de rachat de l'électricité, ce que l'on appelle un feed-in tariff. Toute l'électricité produite est rachetée à un certain prix. Il ne faut donc se tromper ni sur le coût de l'investissement ni sur le régime des vents, ...

M. Ladislas Poniatowski, président. - C'est un calcul d'amortissement.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - ... mais en principe tout est connu à l'avance, et le taux de rentabilité que nous obtenons est le même partout.

Le plus souvent, des appels d'offres sont proposés, et nous soumettons ensuite nos projets. Les gouvernements sélectionnent les meilleurs candidats, et nous avons un taux interne de rentabilité, qui est le coût du capital augmenté de 2 %. Nous soumettons alors un prix de vente.

M. Ladislas Poniatowski, président. - En somme, vous gagnez de l'argent en fonction de l'offre que vous avez faite.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Voilà.

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. Ronan Dantec.

M. Ronan Dantec. - Comme pour chaque audition passionnante, nous aurions plusieurs dizaines de questions à poser... S'agissant du prix de marché européen de 55 euros, est-il déterminé par le mégawatt charbon, ou par un mix entre le nucléaire, le gaz et charbon ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Le gaz et le charbon entrent aussi en considération. Le prix dépend logiquement du temps, car ce sont les centrales marginales qui le déterminent. Et ces 55 euros valent évidemment pour une bande, sachant que les prix de l'électricité sont extrêmement volatils ; comme vous le savez, mesdames, messieurs les sénateurs, ils peuvent s'élever jusqu'à 2 000 euros ou plus.

En effet, nous ne savons pas stocker l'électricité en grosse quantité. La question du stockage de l'énergie est, à mon avis, un problème central.

M. Ronan Dantec. - Tel était le sens de ma question sur le coût. Dans tous les chiffres que vous donnez, nous voyons se dessiner une espèce de convergence des coûts entre 60 et 80 euros pour le nucléaire de nouvelle génération, le combiné gaz et l'éolien. Toutes ces énergies se situent à peu près dans les mêmes gammes de prix aujourd'hui.

Or vous êtes un opérateur européen. La stratégie d'interconnexion qui est portée par la Commission européenne devrait, sinon sécuriser la distribution et éviter les black-out, du moins permettre une fluidité plus forte de l'électricité. Cela aura un impact sur les prix et les stratégies des opérateurs, qui pourront raisonner encore davantage à l'échelle européenne. Dans ce cadre, la question de la puissance crête installée en Europe, tous types de production confondus, sera, à mon avis, de plus en plus stratégique.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Absolument.

M. Ronan Dantec. - On parle souvent de consommation et trop peu de capacité de puissance crête.

Selon vous, la question du stockage ne sera-t-elle pas essentielle demain, par exemple grâce aux techniques dites de « méthanation », c'est-à-dire à la production de méthane à partir d'hydrogène et de gaz carbonique ?

Comme par ailleurs vous êtes présent dans le gaz, vous pourriez faire, d'une part, du grand éolien et, d'autre part, sur les surplus dégagés, puisque nous raisonnerions en puissance crête, du combiné gaz, ce qui créerait une synergie sur votre offre. Vous êtes un opérateur européen particulièrement bien placé pour mener une telle stratégie.

Cette perspective a-t-elle du sens à moyen terme ? Les investissements en recherche et développement correspondent-ils à l'enjeu ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Vous avez tout à fait raison, monsieur le sénateur.

Tout d'abord, à l'échelle européenne, une meilleure interconnexion permettra d'élargir la base sur laquelle les capacités de réserve doivent être calculées. Si l'Europe était une simple juxtaposition de pays, sans interconnexion, la somme des capacités de réserve à mettre en jeu serait évidemment beaucoup plus importante. Plus nous parvenons à interconnecter nos réseaux, plus la solidarité est possible et plus on peut utiliser dans un pays qui en a besoin les capacités de réserve non utilisées d'un autre pays. Naturellement, cette évolution participera, dans une proportion qui n'est sans doute pas facile à déterminer, de la baisse collective du coût par la diminution de la capacité crête nécessaire.

Ensuite, il est vrai que la grande particularité du marché de l'électricité est qu'il est très difficile de stocker celle-ci en grosse quantité.

Aujourd'hui, nous ignorons comment stocker l'énergie sous forme d'électricité. Nous savons transformer en électricité l'eau stockée dans les barrages, mais nous ne parvenons pas à faire le chemin inverse, sauf dans les stations de pompage, en remontant le niveau de l'eau, par exemple pendant la nuit, dans un réservoir. Il existe très peu de stations de pompage : en France, sur une production de 100 000 mégawatts, celles-ci concernent peut-être seulement 3 000 ou 4 000 mégawatts. De même, nous produisons de cette façon 1 000 mégawatts en Belgique, 1 000 aux États-Unis et 2 000 mégawatts au Royaume-Uni, où nous possédons la plus grosse station de pompage d'Europe.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Avec une seule centrale hydraulique ? Où est-elle située ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Cette centrale se trouve dans le pays de Galles, et elle est la plus importante de ce type en Europe. Elle appartenait à International Power, une entreprise britannique implantée surtout dans les pays émergents, mais présente aussi au Royaume-Uni. Quand nous nous sommes rapprochés de ce groupe, nous avons trouvé cette très belle station de pompage dans la corbeille.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Cela faisait partie du lot de la mariée !

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Aujourd'hui, il est très difficile de construire de nouvelles stations de pompage. Il existe un projet en France, dans la vallée de la Dordogne, qui fera partie du paquet des concessions hydroélectriques le jour où celles-ci seront mises en concurrence.

Une autre façon de stocker l'énergie est d'utiliser le gaz. Ce dernier peut être transformé en électricité dans des centrales à cycle combiné, comme il en existe six ou sept en France. GDF Suez dispose du plus important parc de centrales à cycle combiné au monde, soit 280 installations.

Ces centrales sont extrêmement flexibles. Toutefois, comme vous le signaliez, monsieur le sénateur, nous ne savons pas parcourir le chemin inverse aujourd'hui, c'est-à-dire que nous ne parvenons pas à transformer l'électricité dont nous disposons en gaz. Certes, nous y arrivons en laboratoire, où il est possible de produire du méthane grâce à la double synthèse, c'est-à-dire à partir de CO2 et d'eau. Peut-être y parviendrons-nous un jour sur une base industrielle, ce qui offrirait au système énergétique une flexibilité tout à fait extraordinaire. En tout cas, nous suivons bien sûr ces travaux très attentivement, car maîtriser une telle technique, pour nous qui sommes à la fois électriciens et gaziers, ce serait le rêve !

Je soulignais tout à l'heure que nous pourrions faire un effort de recherche et développement plus important en ce qui concerne les énergies nouvelles. Ici, il s'agit non pas tout à fait d'une énergie nouvelle, mais en tout cas d'une nouvelle forme de production d'électricité. Si la France pouvait réaliser des progrès dans ce domaine, elle disposerait d'un avantage compétitif important.

M. Ronan Dantec. - Avez-vous engagé Suez dans cette direction ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Au sein de GDF Suez, le CRIGEN, le Centre de recherche et innovation gaz et énergies nouvelles, s'en occupe. Il ne s'agit pas de recherches très lourdes à ce stade, mais évidemment ces questions nous intéressent.

Je voudrais signaler à la commission d'enquête une particularité du prix de l'électricité. J'indiquais tout à l'heure que, en cas de tensions très fortes, quand toutes les capacités sont saturées, ce prix pouvait s'envoler, passant de 55 euros à 1 000 euros ou à 2 000 euros ; nous avons même atteint les 3 000 euros sur le marché français, malgré le nucléaire.

Toutefois, à l'inverse, le prix de l'électricité peut être négatif. En effet, lorsque les centrales nucléaires tournent, qu'il y a beaucoup de vent et que la somme de cette production est supérieure à la consommation instantanée, il y a trop d'électricité. Comme nous ne pouvons arrêter ni les centrales nucléaires ni les éoliennes, même si certaines de ces dernières peuvent désormais être débranchées, l'électricité est proposée alors à un prix négatif. De là l'intérêt des systèmes de stockage ou des stations de pompage.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Où va cette électricité qui est en surproduction, comme les fruits des agriculteurs à certains moments de l'année ?

Mme Laurence Rossignol. - Mystères de la technique !

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Il faut que cette électricité soit consommée de toute façon. À tout moment, la production et la consommation doivent s'équilibrer. Comme on ne peut pas arrêter la production, on paye une entreprise pour qu'elle la consomme.

M. Ronan Dantec. - Cela arrive souvent ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Non, c'est assez rare. En revanche, en Espagne et en Allemagne du nord, où il y a beaucoup d'éoliennes, cela arrive plus fréquemment. La part de l'éolien en France est faible : il représente 6 000 mégawatts.

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. Ronan Dantec.

M. Ronan Dantec. - Si nous raisonnons à l'échelle européenne, comme la capacité de production éolienne augmente de façon significative d'année en année, la surproduction que vous évoquez va logiquement s'accroître elle aussi. Dès lors, est-ce que des capacités de stockage ne trouveraient pas leur équilibre économique dans les trois, quatre ou cinq prochaines années ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Il faut parier ici sur la volatilité du marché, qui doit permettre de stocker l'électricité quand elle est trop abondante, donc achetée peu cher, et de la revendre pour écrêter les pointes, lorsque son prix est élevé. Il s'agit de calculs assez complexes, mais je pense que tous les dispositifs de stockage de l'énergie doivent être étudiés.

Du reste, nous travaillons aussi sur le stockage de l'énergie sous forme d'air comprimé. On remplit des cavités souterraines de gaz et on les comprime avec de l'air mû par des pompes, donc en utilisant de l'électricité. Quand on veut utiliser cette énergie retenue, au moment des pointes de consommation, on rouvre la cavité et on fait tourner une turbine qui produit de l'électricité.

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. Jean-Marc Pastor.

M. Jean-Marc Pastor. - Vous avez évoqué la question du stockage, et je partage tout à fait votre sentiment. Il s'agit d'un chantier considérable, qui doit nous permettre de valoriser toutes les capacités de production d'énergie dont nous disposons.

Vous avez cité l'Espagne et son usage des énergies renouvelables et de l'éolien. Dans ce pays, plusieurs sites tournent en permanence, à pleine puissance et avec un stockage de l'énergie excédentaire sous forme d'hydrogène. Est-ce que vous travaillez sur cette voie, et qu'en pensez-vous ?

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - L'hydrogène est au coeur du processus de la double synthèse, qui vise à produire du méthane. Il y a là un continuum de recherches. Le schéma est le même et les deux domaines doivent être explorés simultanément, car ils sont également prometteurs.

M. Jean-Marc Pastor. - Et ils présentent des coûts qui restent intéressants. Peut-être la commission d'enquête pourrait-elle auditionner des acteurs qui sont concernés directement par cette technique ? À Toulouse ou à Huesca - ce n'est pas si loin -, de telles opérations sont menées depuis vingt ans maintenant.

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. le rapporteur.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Monsieur Mestrallet, vous avez évoqué les services d'efficacité énergétique, en soulignant qu'ils représentaient pour GDF Suez un chiffre d'affaires de 14 milliards d'euros. Du coup, j'ai une question peut-être anecdotique : quand vous vendez l'électricité à 2 000 euros en période de pointe, utilisez-vous les services de traders qui, en fonction de la météorologie et de la demande d'énergie, déterminent le prix de vente ? Et fixent-ils ce dernier à la journée, à l'heure, à la minute ?...

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Le prix est fixé pour des périodes extrêmement courtes, c'est-à-dire quelques minutes, parfois quelques secondes. Nous disposons d'une plate-forme d'interface avec le marché, animée par des traders - en effet, il existe aujourd'hui des bourses de l'électricité, une en France, à Paris, une en Belgique, une en Allemagne, une aux Pays-Bas - et d'une équipe de gestion de l'énergie, Energy management. Celle-ci, que nous avons choisi d'organiser à l'échelle européenne au début de cette année - une décision maintenant effective -, donne des ordres à toutes nos centrales sur le continent en fonction du marché.

Les centrales nucléaires tournent en base et les énergies renouvelables produisent une électricité qui est dite « fatale ». En revanche, les nombreuses centrales à gaz, les centrales à charbon et les centrales hydrauliques peuvent couvrir les besoins de pointe. Elles sont appelées, par ordre de mérite, par l'équipe d'Energy management, tandis que l'équipe de trading fait l'interface avec le marché.

Nous fournissons bien entendu d'abord nos clients contractuels - c'est la règle -, puis nous vendons l'énergie excédentaire sur le marché. La particularité de la France, c'est que les pointes de consommation y sont liées aux vagues de froid, en raison de la place importante qu'occupe le chauffage électrique.

Le grand intérêt de la production hydroélectrique, c'est qu'elle peut être mise en oeuvre quand toutes les autres capacités sont saturées et qu'il y a encore, malgré tout, une demande. Nos équipes s'efforcent alors d'écrêter cette pointe et de faire en sorte que tous les consommateurs aient de l'électricité.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Monsieur Mestrallet, merci beaucoup. Peut-être notre rapporteur sera-t-il amené, dans le cadre des travaux qu'il va suivre pendant trois mois, à vous interroger de nouveau, notamment par écrit. Ne soyez pas surpris si tel est le cas.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - Je me tiens naturellement à votre disposition et lui répondrai bien volontiers.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Je vous remercie d'avoir répondu aux questions qui vous avaient été adressées et à celles que nous vous avons posées aujourd'hui.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez. - C'est moi qui vous remercie, monsieur le président.