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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 MM. Pierre-Franck Chevet, directeur général de l'énergie et du climat et Pierre-Marie Abadie, directeur de l'énergie, au ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement

(9 mai 2012)

M. Ladislas Poniatowski, président. - Notre ordre du jour de cet après-midi appelle l'audition de M. Pierre-Franck Chevet, directeur général de l'énergie et du climat au ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement et de M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l'énergie.

Notre commission d'enquête a été créée sur l'initiative du groupe écologiste, qui a utilisé son « droit de tirage annuel », afin de déterminer le coût réel de l'électricité. Cet objectif nous amènera, notamment, à nous interroger sur l'existence d'éventuels « coûts cachés » qui viendraient fausser l'appréciation portée sur l'efficacité de telle ou telle filière et à déterminer sur quels agents économiques reposent les coûts réels de l'électricité, afin d'éclairer les choix énergétiques français.

Dans ce but, notre commission d'enquête avait auditionné, le 7 mars dernier, M. Éric Besson, ministre chargé de l'industrie, de l'énergie et de l'économie numérique. Dans le prolongement de cette audition, nous avons jugé utile d'entendre à leur tour MM. Chevet et Abadie, afin d'obtenir certaines précisions.

Messieurs, je vous rappelle que toutes les informations relatives aux travaux non publics d'une commission d'enquête ne peuvent être divulguées ou publiées et qu'un faux témoignage devant notre commission serait passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du code pénal. En ce qui concerne la présente audition, la commission a souhaité qu'elle soit publique ; un compte rendu intégral en sera publié.

Avant de donner la parole au rapporteur pour qu'il vous pose ses questions préliminaires, je vais maintenant vous faire prêter serment, conformément à la procédure applicable aux commissions d'enquête.

Messieurs, veuillez prêter serment de dire toute la vérité, rien que la vérité, lever la main droite et dire : « Je le jure. »

(MM. Pierre-Franck Chevet et Pierre-Marie Abadie prêtent successivement serment.)

M. Ladislas Poniatowski, président. - Monsieur le rapporteur, je vous laisse préciser ce qu'attend notre commission, notamment les informations dont vous avez besoin pour votre enquête, sachant que MM. Chevet et Abadie auront ensuite à répondre aux questions complémentaires que vous-même, si vous le souhaitez, mais aussi l'ensemble des membres de la commission d'enquête pourront leur poser.

Vous avez la parole, monsieur le rapporteur.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Monsieur le président, les questions que nous avons adressées à la direction générale de l'énergie et du climat sont extrêmement techniques.

Première question : lors de son audition devant la commission d'enquête, M. Besson a déclaré que les ménages, dans les autres pays d'Europe, payaient leur électricité en moyenne près de 40 % plus cher qu'en France - et même 85 % plus cher en Allemagne ! Il a également comparé les factures moyennes annuelles entre la France et l'Allemagne.

Pouvez-vous nous transmettre le détail des chiffres sur lesquels vous vous êtes appuyés pour établir cette comparaison, en distinguant entre consommateurs particuliers et entreprises, et en différenciant les diverses composantes de la facture - production, acheminement, soutien aux énergies renouvelables, charges et taxes ?

Deuxième question : lors de son audition devant la commission d'enquête, M. Besson nous a communiqué des chiffres sur le coût de production d'un mégawatt-heure pour les filières éolienne terrestre et solaire.

Pouvez-vous nous transmettre le détail des chiffres sur lesquels reposaient les estimations pour ces filières, ainsi que pour l'éolien en mer, les centrales thermiques à combustible fossile et l'hydraulique, en distinguant en particulier l'investissement initial, l'exploitation et la maintenance, le coût prévisionnel de démantèlement ?

Pour l'éolien et le photovoltaïque, pouvez-vous retracer l'évolution du coût moyen constaté ces dix dernières années ?

Troisième question : pouvez-vous nous transmettre des chiffres sur la précarité énergétique - nombre de personnes et de foyers concernés, évolution -, sur les tarifs sociaux - mécanismes, montants concernés - et éventuellement sur les autres dispositifs d'aide - fonds d'aide à la rénovation thermique, etc. ? Disposez-vous d'éléments chiffrés sur la corrélation entre revenu et consommation électrique ?

Pouvez-vous nous transmettre, conformément à l'engagement pris par M. Besson lors de son audition, des données chiffrées sur le mode de chauffage des foyers concernés ?

Quatrième question : pouvez-vous nous transmettre des éléments chiffrés sur l'évolution du prix du CO2 depuis 2005, sous forme de tableau facilement exploitable et avec une granularité suffisante - par mois, voire par jour ?

Cinquième question : pouvez-vous nous transmettre la lettre que vous avez adressée à la CRE au sujet de l'élaboration de la quatrième version du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité ?

Sixième question : pouvez-vous nous faire parvenir, comme M. Besson s'y était engagé lors de son audition, les documents adressés par le Gouvernement à la Commission européenne au cours de son enquête sur les tarifs régulés ?

Enfin, septième et dernière question : à compter de 2016, pour les clients sortant du système de tarifs réglementés, le prix de l'électricité pratiqué en France devrait-il conserver une originalité en Europe du fait de l'ARENH ou du fait de sa faible composante carbonée ? Dans l'affirmative, pouvez-vous nous préciser par quel mécanisme, le fonctionnement du marché ayant précédé la création du TaRTAM ne paraissant pas plaider en ce sens ?

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. Pierre-Franck Chevet.

M. Pierre-Franck Chevet, directeur général de l'énergie et du climat au ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement. - Monsieur le président, nous avons prévu de consacrer la première partie de notre intervention à rappeler l'équilibre global du système électrique français, avant de répondre, dans une deuxième partie, à chacune des questions. Il se peut que nous répondions en tout ou en partie à certaines de ces questions au cours de cette présentation introductive.

Nous avons donc prévu de procéder à un bref rappel sur l'organisation du marché français de l'électricité et ses spécificités, de vous communiquer des éléments sur la construction actuelle des tarifs - qui renvoient également à leur construction future -, sur ce qui s'est passé depuis la mise en oeuvre de la loi NOME, notamment concernant l'évolution des tarifs. Ensuite, nous vous indiquerons comment nous anticipons l'évolution des différentes composantes des tarifs sur les cinq années à venir. Nous rappellerons également, en une brève synthèse, les conclusions de la Cour des comptes sur les coûts du nucléaire et nous nous pencherons sur le coût du soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération, deux postes importants de la contribution au service public de l'électricité, même s'ils ne sont pas les seuls - nous évoquerons notamment les aspects sociaux. Nous répondrons ensuite aux questions que M. le rapporteur vient de rappeler.

Avant de céder la parole à Pierre-Marie Abadie, je tiens à préciser que nous sommes assistés de Julien Tognola, nouveau sous-directeur des marchés, dont les attributions englobent également le gaz.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l'énergie au ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement. - Monsieur le président, mesdames, messieurs les sénateurs, je procéderai à une présentation assez rapide.

En ce qui concerne le marché français de l'électricité, il convient de rappeler, même si cela peut paraître un lieu commun, que les prix de l'électricité en France sont sensiblement inférieurs à la moyenne des prix européens. Cette situation est due en partie à l'existence d'un parc électro-nucléaire construit dans de bonnes conditions dans les années 1980 et maintenant en phase d'amortissement ; elle est également due à un réseau de transport et de distribution dont le rapport qualité-prix est plutôt performant par rapport à celui des réseaux de nos principaux voisins.

Je tiens à souligner ce dernier point. Cet avantage relatif s'explique par des raisons structurelles : le réseau de transport a été construit de manière très homogène et en lien direct avec les outils de production ; il en va de même pour le réseau de distribution, bien que l'on entende souvent déplorer la dégradation de la qualité de ce réseau ces dernières années par rapport au passé - cette dégradation est réelle, mais la qualité de notre réseau reste l'une des meilleures au niveau européen : le seul pays qui nous dépasse dans ce domaine est l'Allemagne, pour un coût beaucoup plus élevé. En termes de rapport qualité-prix, le coût de nos infrastructures a donc été meilleur que dans les autres pays.

S'agissant des sources, je précise que les données d'Eurostat permettent une comparaison au niveau européen des prix de l'électricité pour les ménages : la France est effectivement l'un des pays de l'Union européenne où l'électricité est la moins chère pour ces derniers. Parmi les pays où l'électricité est encore moins chère figurent la Bulgarie, l'Estonie, la Roumanie, la Lettonie, la Lituanie, dont je n'exclus pas qu'ils présentent soit des mix électriques très particuliers - par exemple, une centrale nucléaire très amortie -, soit des modes de régulation qui font que tous les coûts ne sont pas reflétés par le prix. Quoi qu'il en soit, la France est l'un des pays de l'Union européenne où l'électricité est la moins chère : en France, le particulier paie le mégawatt-heure 138 euros, toutes taxes comprises, et la moyenne européenne, France non comprise, s'établit à 189 euros, d'où l'écart de 36 % ou 40 % souvent évoqué. En Allemagne, le particulier paie 253 euros : ce chiffre s'explique par un mix électrique plus cher, de nombreuses taxes et le fait que la fameuse Energiewende, la mutation énergétique, est essentiellement payée par les particuliers.

En ce qui concerne les prix payés par les industriels, l'écart est plus faible, mais la France reste bien située : elle est très proche d'un pays comme la Suède, qui présente la particularité d'un mix électrique composé d'hydroélectricité, de biomasse et de nucléaire. En France, le prix moyen du mégawatt-heure payé par les industriels s'établit à 85 euros tout compris - production, transport, distribution et commercialisation agrégés -, le prix moyen dans l'Union européenne, France non comprise, s'établit à 114 euros, soit un écart de 30 % à 36 %. Le prix moyen s'établit à 125 euros en Allemagne : l'écart avec la France est donc plus faible, ce qui traduit le fait que les Allemands font nettement moins payer le coût de leur système énergétique à leurs industriels. En termes de compétitivité, il s'agit d'un vrai sujet de réflexion.

La construction actuelle des tarifs réglementés de vente est fixée par un décret du 12 août 2009. La CRE est systématiquement consultée sur les projets de tarifs. Dans ce domaine, sa dernière délibération remonte au 28 juin 2011 : elle constate que les tarifs réglementés de vente « couvrent effectivement les coûts comptables d'EDF sur chacun des segments tarifaires - bleu, jaune et vert - » et sont ainsi légèrement supérieurs aux coûts de production.

La loi NOME revêt une importance particulière dans ce paysage. En effet, EDF étant le seul bénéficiaire de la compétitivité du parc de production nucléaire, il pouvait vendre son électricité à un prix largement inférieur au prix du marché européen. Le coût de production du mégawatt-heure s'établissait, pour EDF, entre 35 euros et 40 euros, alors que le prix du marché s'élève aujourd'hui à 55 euros, mais il a pu monter à plus de 60 euros ou de 70 euros. Les concurrents d'EDF n'étaient donc pas en état de fournir des offres à des prix comparables aux tarifs réglementés de vente.

Cette situation soulevait plusieurs difficultés.

Premièrement, la Commission européenne nous reprochait la fermeture de notre marché de l'électricité, en l'absence de toute libéralisation. La Commission dénonçait simultanément une aide d'État déguisée aux industriels, puisque l'électricité leur était vendue à un prix inférieur aux prix de marché.

Deuxièmement, les innovations en aval se trouvaient limitées puisque seul EDF était capable d'atteindre le client final. Les autres opérateurs qui auraient pu développer des idées innovantes ne pouvaient pas concurrencer EDF puisqu'ils n'avaient pas d'électricité à vendre à des prix compétitifs.

Troisièmement, enfin, l'intégration au marché européen risquait d'être remise en cause à terme, alors qu'elle est absolument essentielle, surtout dans une perspective de transition énergétique et de développement des énergies renouvelables. En effet, comme vous le savez, les énergies renouvelables sont caractérisées par l'intermittence de leur production, parfois excessive, parfois insuffisante : si l'on peut répartir cette volatilité sur le marché européen le plus large possible, le coût de ces énergies se trouve réduit d'autant. Par exemple, l'Espagne est très peu interconnectée avec le reste de l'Europe : parfois, elle produit beaucoup trop d'énergie et est obligée de stopper ses éoliennes, alors qu'elle aurait envie d'exporter chez nous cette électricité qui est très peu chère ; parfois, elle manque d'électricité, au risque de se trouver en rupture d'approvisionnement : elle doit alors importer de l'électricité de France, celle-ci étant plutôt d'origine nucléaire. Plus l'interconnexion est développée, plus ces facteurs d'inefficacité disparaissent. S'intégrer au marché européen est donc également important pour développer les énergies renouvelables.

C'est donc dans ce contexte qu'a été élaborée la loi NOME que M. le président Poniatowski connaît bien. (Sourires.)

M. Jean Desessard, rapporteur. - Il la connaît par coeur ! (Nouveaux sourires.)

M. Pierre-Marie Abadie. - Certainement ! M. le sénateur Lenoir doit également la connaître par coeur, eu égard aux fonctions qu'il a exercées dans le cadre d'un autre mandat !

Cette loi vise à garantir au consommateur le bénéfice de la compétitivité du parc électronucléaire français, au lieu de le réserver aux électriciens, tout en permettant le développement de la concurrence en aval, là où elle est le plus susceptible d'apporter des innovations : dans les services - la domotique, l'efficacité énergétique - ou dans la tarification, pour faire payer le vrai prix de l'électricité à la pointe par rapport à la base, par exemple. Enfin, comme je l'ai indiqué, cette loi doit aussi permettre une intégration du marché français au marché européen.

Depuis l'entrée en vigueur de la loi NOME, les tarifs ont continué à évoluer : le TaRTAM, dispositif transitoire, a disparu et les industriels ont pu bénéficier d'un prix de l'ARENH qui équivalait au TaRTAM. Le législateur a choisi de garantir une continuité entre ces deux dispositifs parce que, comme nous le verrons tout à l'heure, nous savons que les tarifs de l'électricité vont connaître une tendance haussière : fixer le coût de l'ARENH à un niveau inférieur au TaRTAM n'aurait donc eu aucun sens, pas plus que de le fixer à un niveau supérieur, car le TaRTAM - un peu par hasard, il faut le reconnaître -, respectait assez bien la réalité des coûts. Il n'y avait donc pas de raison d'associer l'entrée en vigueur de la loi NOME à une hausse des tarifs puisque celle-ci sera progressive dans le temps.

Les clients résidentiels bénéficient donc des tarifs réglementés de vente, d'une part, et des offres des opérateurs privés qui se fournissent au prix de l'ARENH, d'autre part. L'observatoire de la CRE montre que ces offres évoluent en cohérence avec les tarifs réglementés de vente.

Le ministre avait développé devant vous les éléments structurels d'évolution des tarifs dans les années à venir. Il faut bien avoir en tête que, depuis le milieu des années 1990, les tarifs réglementés de vente avaient plutôt tendance à baisser et ont commencé à augmenter à partir du début des années 2000, essentiellement au rythme de l'inflation. Cette évolution traduit la fin d'un cycle d'investissements, non seulement dans la production d'électricité, mais également dans le transport et la distribution.

Dans les années à venir, nous allons entrer progressivement dans un cycle d'investissements massifs, rendant indispensable la hausse des tarifs réglementés de vente : le fait est connu et a déjà fait l'objet de nombreux débats.

Une partie de ces investissements est déjà engagée depuis les années 2006 et 2007. EDF a dû vous présenter des documents en ce sens : la courbe des investissements dans l'outil de production et, plus globalement, dans tout le système électrique, commence à se redresser à cette date. Ce redémarrage est observé pour l'outil de production nucléaire, mais aussi pour le transport - à la suite des tempêtes de la fin des années 1990, un programme de sécurisation a été engagé - et la distribution - depuis la deuxième moitié des années 2000, un effort d'investissement est entrepris pour rétablir la qualité de la distribution, qui s'était légèrement dégradée.

Pour le futur, le parc électronucléaire va devoir engager de nouveaux investissements pour faire face aux enseignements tirés de Fukushima, d'une part, et pour permettre l'allongement de la durée de vie des centrales au-delà de quarante ans, d'autre part.

À ce stade, il faut avoir présent à l'esprit que tous les postes constitutifs des tarifs - la production nucléaire, la production non nucléaire, le transport, la distribution - exigent des investissements importants dans les années à venir : il ne faut donc en négliger aucun pour bien appréhender l'évolution tarifaire. La composition des tarifs peut se détailler ainsi : la production d'énergie représente un gros tiers, l'acheminement un autre tiers, la CSPE ne représente que 7 % mais est en hausse - elle englobe la péréquation, le coût d'achat pour la cogénération et les énergies renouvelables -, enfin, le poids des différentes taxes reste relativement stable.

Vous avez demandé à plusieurs reprises au ministre de préciser l'évaluation de la hausse à venir des tarifs. Il est difficile de répondre à cette question : en effet, si nous savons que chaque poste va augmenter, nous ignorons dans quelles proportions.

En ce qui concerne la production nucléaire, nous commençons à disposer d'ordres de grandeur avec les premiers résultats des stress tests, mais le travail permettant d'évaluer l'importance des investissements à réaliser pour tirer les leçons de Fukushima est encore en cours de réalisation. Il faut prendre en compte les enjeux techniques, mais aussi les enjeux industriels : dans quel délai le tissu industriel pourra-t-il s'adapter pour réaliser les nouveaux équipements, conduire les travaux, assurer l'ingénierie ?

En ce qui concerne les énergies renouvelables, l'évolution des tarifs dépend du rythme de développement et, notamment, du volume d'équipements photovoltaïques réalisés, car ceux-ci représentent un coût très élevé, pour une production d'énergie assez faible. Une inconnue forte demeure quant au nombre total de dossiers qui seront effectivement réalisés parmi ceux qui ont été accumulés entre 2009 et 2011. Nous ne connaîtrons pas avant un an, environ, le nombre définitif : ceux qui veulent nous rassurer, en termes budgétaires, nous disent qu'il y en aura très peu ; d'autres assurent que la quasi-totalité sera retenue ; la vérité sera vraisemblablement entre ces deux extrêmes, mais je serais incapable de donner une quelconque estimation aujourd'hui.

En ce qui concerne le transport et la distribution, la CRE doit calculer un nouveau TURPE qui s'appliquera au début de l'année 2013. Ce chantier est très lourd ; de nombreux paramètres doivent être pris en compte : certains sont déterminés par la CRE, mais il faut aussi évaluer le niveau des investissements dans le transport et la distribution. Puisque vous êtes aussi des élus locaux, vous savez que des commissions départementales doivent se réunir pour identifier la totalité des investissements nécessaires dans le réseau de distribution : le niveau exact des investissements va être connu progressivement, espérons-le avec le maximum de précision, dès 2012, mais l'exercice exigera vraisemblablement plusieurs années. Le niveau exact de l'augmentation du TURPE reste donc à déterminer et la CRE y travaille.

Enfin, cette évolution s'inscrit dans un contexte international haussier. En effet, des pays voisins doivent également réaliser de lourds investissements et le coût de l'électricité augmentera aussi chez eux. Pour nous, la hausse des tarifs en valeur absolue est, certes, importante, mais la hausse relative est capitale pour la compétitivité de notre économie : il faut donc faire en sorte que la hausse du prix de l'électricité soit plutôt moins rapide chez nous que chez nos voisins. Par exemple, les Britanniques doivent renouveler un quart de leur parc ; les Allemands, quant à eux, ont décidé de sortir du nucléaire et doivent réaliser des investissements de l'ordre de 17 gigawatts dans le charbon, sans compter tous leurs investissements dans les énergies renouvelables. Nous devrions parvenir à rester compétitifs, mais nous devons rester vigilants.

Dans l'Union européenne, tous les pays ne connaissent pas la même situation et l'on a trop souvent tendance à uniformiser les problématiques. Le Royaume-Uni doit assumer un programme de renouvellement massif de son outil de production : l'investissement capitalistique est important, mais c'est aussi l'occasion pour nos amis britanniques de repenser leur mix électrique puisqu'il va être renouvelé en profondeur. Ils ont fait le choix d'une économie décarbonée et leur objectif essentiel est la réduction des émissions de CO2, en utilisant tout l'éventail des outils existants : le nucléaire, le captage et le stockage de carbone, les énergies renouvelables - essentiellement l'éolien offshore.

Les Allemands sont dans une situation légèrement différente. Ils doivent procéder à un renouvellement en profondeur de leur système électrique, mais en raison d'un choix politique, d'un choix de société, à savoir l'abandon du nucléaire, qui représentait un quart de leur production d'électricité. Ils ont choisi d'augmenter massivement la production d'énergie décarbonée, essentiellement le photovoltaïque et l'éolien, et de s'appuyer, dans la période de transition, sur le charbon et les centrales à gaz.

D'autres pays doivent faire face à des défis de renouvellement moindres. C'est le cas de la France, qui doit réaliser d'importants investissements, mais dont l'outil de production ne doit pas être renouvelé massivement, parce qu'il est encore relativement jeune. Les premières centrales à atteindre l'âge de trente ans étaient Fessenheim et Tricastin ; le seuil des quarante ans sera atteint pour la première fois en 2017. Nos investissements actuels portent essentiellement sur les énergies renouvelables - à l'horizon de 2020, nous devrions disposer de 19 gigawatts d'électricité éolienne -, mais il s'agit d'un effort de diversification et non d'un renouvellement massif de notre parc de production. Nous avons la chance de ne pas affronter des défis aussi lourds, en termes de dépenses, que les Allemands ou les Britanniques.

Face à la hausse prévisible, la direction générale de l'énergie et du climat estime qu'il importe de développer un accompagnement pour garantir la sécurité énergétique, la qualité de service et le développement industriel.

Notre première préoccupation consiste donc à garantir l'efficience du système électrique : les évolutions tarifaires ne seront compréhensibles par les consommateurs qui si nous leur assurons que nous avons fait, à tout moment, les meilleurs choix au regard de nos objectifs - lutte contre le changement climatique, protection de l'environnement, sécurité des approvisionnements et compétitivité - et dans tous les registres, qu'il s'agisse de la production, du transport, de la distribution, de la régulation et de la CSPE.

Notre deuxième préoccupation porte sur la protection des consommateurs les plus modestes. La question de la précarité énergétique a été traitée, essentiellement, par l'outil tarifaire - les tarifs sociaux pour l'électricité ou le gaz - et des mesures tendant à améliorer la maîtrise de la consommation d'énergie, comme le programme « Habiter mieux » pour la rénovation du bâti. Il faudra faire évoluer ces outils dans la durée : en effet, en raison de la hausse des tarifs, le nombre des personnes en situation de précarité énergétique augmentera. Il convient donc de définir les bons outils afin de toucher les bonnes populations et cet exercice s'avère difficile.

D'une part, il faut traiter les fragilités par des tarifs protecteurs bénéficiant aux populations qui en ont effectivement besoin, il faut éviter les « trous dans la raquette », alors que certaines populations échappent aujourd'hui aux dispositifs sociaux parce qu'elles n'utilisent ni le gaz, ni le chauffage collectif, ni l'électricité, mais le propane ou le butane ; à une époque, les consommateurs de fuel domestique étaient concernés par ces dispositifs, mais tel n'est plus le cas. Dans ce domaine, certaines idées ont été développées, comme le « chèque énergie ».

D'autre part, il ne faut pas s'enfermer uniquement dans des méthodes palliatives se limitant aux tarifs, mais traiter le problème au fond, en améliorant l'isolation thermique et la performance énergétique du bâti, parce qu'il s'agit souvent de gens qui consomment beaucoup, leur logement étant à la fois mal équipé et mal isolé.

M. Pierre-Franck Chevet. - Je souhaite apporter une précision au sujet de la précarité énergétique, qui constitue l'un des points centraux du Grenelle de l'environnement, avec le logement. Si l'on compare le bilan d'émissions de CO2 de la France avec celui des autres pays européens, nous nous situons dans une moyenne correcte pour l'industrie et les transports, notamment parce que nous faisons un usage plus économe de l'automobile qu'un certain nombre de nos voisins ; en revanche, nous en sommes très en retard dans le domaine du logement.

Pour que notre effort financier dans ce domaine soit le plus efficace possible, il faut plutôt viser les logements en mauvais état pour obtenir le meilleur taux de rentabilité par euro investi, ce qui pose à nouveau la question de savoir comment cibler les publics précaires.

Des outils nationaux ont été mis en place - crédit d'impôt, prêt à taux zéro, etc. -, dont le coût n'est pas nul, mais l'un des grands enjeux que nous devons relever consiste à atteindre les publics qui ont vraiment besoin de ces aides, si l'on veut agir à long terme et réaliser effectivement les travaux. Je dois reconnaître en toute franchise que mes services ne sont pas armés pour atteindre cet objectif, car nous ne sommes que 240 à Paris. Ils ont donc absolument besoin du relais des acteurs de terrain, les services déconcentrés de l'État et les collectivités territoriales notamment, mais aussi les associations, pour que l'on puisse agir à l'échelle de chaque foyer. La définition des travaux à réaliser pose des problèmes très complexes, que seuls des spécialistes peuvent traiter et l'on évoque des ordres de grandeur de 10 000 euros à 15 000 euros de travaux par logement, des chiffres qui ne sont donc pas anecdotiques. Selon moi, ce sujet reste ouvert, même si des actions ont déjà été engagées, et il sera d'une importance capitale dans les années à venir.

Je souhaite également revenir sur les enseignements à tirer du rapport de la Cour des comptes sur les coûts de la filière nucléaire.

Premièrement, le rapport confirme que l'ensemble des coûts ont bien été pris en compte dans le cadre de la régulation économique de la filière nucléaire, c'est-à-dire qu'il n'y a pas de coûts cachés.

Deuxièmement, le rapport démontre que des incertitudes demeurent quant au coût réel d'un certain nombre de charges - le démantèlement et la gestion des déchets. La raison en est simple : tout n'a pas encore été mis en oeuvre. Des installations permettent déjà de traiter les déchets radioactifs, mais, pour les déchets les plus nocifs - déchets à haute activité et demi-vie longue -, même si la démarche est en cours, l'installation ne fonctionne pas encore. Il en va de même pour le démantèlement : les incertitudes sont réelles puisque l'expérience est encore très récente dans ce domaine.

La Cour des comptes a réalisé des études de sensibilité, qui constituent un des points intéressants de son rapport. En résumé, malgré les incertitudes que je viens de rappeler, il résulte des simulations réalisées que la variation du coût de l'électricité, en fonction des différents scénarios envisagés, ne serait que de l'ordre de 4 % ou 5 %. Ces incertitudes ne remettent donc pas fondamentalement en cause les ordres de grandeur évoqués pour le coût de l'électricité.

Parmi les sujets qui doivent être traités en priorité figure la question de la responsabilité civile en cas d'accident nucléaire. La question est complexe, car de nombreuses conventions internationales trouvent à s'appliquer. Schématiquement, la responsabilité est supportée au premier chef par l'exploitant responsable de l'accident ; à partir d'un certain seuil, l'État concerné peut prendre le relais ; le « troisième étage de la fusée » relève de mécanismes de solidarité interétatique. Ce dispositif ne peut entrer en vigueur que si tous les États potentiellement concernés ratifient les conventions. Or un certain nombre de pays, comme l'Italie, sont en retard. La question se pose donc de savoir s'il ne faut pas, malgré tout, faire fonctionner le premier étage de la fusée, c'est-à-dire relever dès maintenant les seuils de responsabilité des exploitants nucléaires, en passant de 90 millions d'euros - chiffre considéré comme faible, raison pour laquelle on a modifié les conventions - pour passer à 700 millions d'euros.

Nous avons le sentiment qu'il faut avancer le plus vite possible dans ce domaine ; j'ajoute que la mise en oeuvre du nouveau régime de responsabilité ne devrait pas non plus modifier les ordres de grandeur concernant le coût global de l'électricité.

Enfin, le rapport de la Cour des comptes - même si ce n'était pas une découverte pour nous - a bien mis en lumière que la manière d'évaluer le coût d'utilisation des actifs nucléaires joue un rôle central dans la détermination des coûts. Plusieurs approches, toutes légitimes, sont possibles, mais elles ne répondent pas aux mêmes questions. Nous avons choisi de retenir la méthode adoptée par la commission Champsaur, fondée sur le coût restant à payer, qui n'a rien à voir avec une autre question, essentielle pour le futur, celle des coûts de développement des nouveaux réacteurs. Nous reviendrons sur cette question, mais je laisse la parole à Pierre-Marie Abadie pour détailler les différentes méthodes d'analyse.

M. Pierre-Marie Abadie. - Le principal poste qui suscite un débat - ce qui explique les variations dans les estimations de l'ARENH, même si, aujourd'hui, la fourchette s'est resserrée, puisqu'elle varie entre 42 euros et 49 euros par mégawatt-heure - est la rémunération des actifs immobilisés dans le parc des centrales nucléaires. Pour simplifier, deux méthodes s'opposent : la méthode des coûts courants économiques, retenue par EDF, qui consiste à évaluer le coût aujourd'hui de la reconstruction à l'identique du parc ; cela revient à faire l'hypothèse que l'actif se maintient dans le temps et qu'il est rémunéré sur toute sa durée de vie aux conditions actuelles, en termes de rentabilité, de rémunération de l'actionnaire, de fiscalité, etc. En revanche, la méthode retenue par la commission Champsaur vise à répondre à l'objectif fixé par la loi NOME : le prix de l'ARENH tient compte de la rémunération des capitaux, en fonction de la nature de l'activité, des coûts d'exploitation, d'investissement, de maintenance et des coûts prévisionnels liés aux charges pesant sur le long terme, y compris l'allongement de durée de vie des centrales, mais à l'exclusion du renouvellement.

La question sous-jacente, au moment où a été votée la loi NOME, portait sur l'allongement de la durée de vie du parc de centrales nucléaires au-delà de quarante ans. Il s'agissait d'horizons lointains et nous n'entrions pas dans une phase de renouvellement du parc : EDF se trouvait en position de rester le principal fournisseur d'électricité en France et il fallait mettre en place cette régulation pour assurer le développement de la concurrence, d'une part, et bien contrôler le prix du nucléaire dans l'intérêt du consommateur français, d'autre part. Il n'était pas question de faire payer le renouvellement du parc aux concurrents d'EDF : quand il faudra renouveler ce parc, les différents opérateurs présents sur le territoire national investiront au prorata de leur part de marché. Faire payer le renouvellement du parc aux concurrents d'EDF reviendrait à reconduire le monopole nucléaire d'EDF, sans possibilité de faire évoluer notre production, qu'il s'agisse de la composition du mix ou des opérateurs.

La commission Champsaur a considéré qu'une bonne évaluation des coûts revenait à faire payer « cash » les coûts d'exploitation, les investissements futurs, la maintenance, l'allongement de la durée de vie et, pour le passé, « le coût restant à payer ».

Ce débat nous oblige à répondre à la question suivante : sommes-nous capables de réécrire l'histoire et de savoir comment on a procédé dans le passé ? Lorsque l'on utilise la méthode du coût courant économique, on fait l'hypothèse forte que le capital investi a toujours été rémunéré aux conditions d'aujourd'hui. Or nous avons la certitude que tel n'a pas été le cas : le prix de l'électricité a été plutôt élevé au début de l'exploitation du parc, ne serait-ce que parce que la durée de vie anticipée des réacteurs était plus courte, estimée d'abord à vingt-cinq, puis à trente ans, alors qu'on envisage maintenant une durée de quarante ans ; par ailleurs, les conditions de rentabilité n'étaient pas celles d'aujourd'hui, il suffit d'examiner la trajectoire des résultats d'EDF pour s'en convaincre. La meilleure façon d'évaluer le passé, c'est encore de s'en tenir à ce qui reste à payer : c'est l'option retenue par la commission Champsaur.

Cette différence dans la méthodologie, qui peut sembler très technique, représente un écart de 6 à 7 euros dans l'évaluation du prix de l'ARENH. En appliquant la méthode Champsaur, avant Fukushima, on obtenait un prix de 39 euros ; si l'on tient compte des investissements de sécurisation à réaliser après Fukushima, le surcoût est de 2 euros à 3 euros, ce qui donne un prix à 42 euros, lequel correspond au prix de l'ARENH en vigueur depuis janvier 2012.

Le débat sur le loyer à payer pour rémunérer les actifs se prolongera lors de la rédaction du futur décret qui permettra de cadrer le travail de la CRE pour calculer le prix de l'ARENH. La loi a prévu que les tarifs seraient construits par addition à partir de 2015 et que la part du nucléaire serait représentée par le prix de l'ARENH. Ainsi, la loi NOME n'a pas fait augmenter les tarifs, mais, en 2015, elle permettra l'expression du prix complet du nucléaire du moment...

M. Jean Desessard, rapporteur. - En suivant la méthode Champsaur ?

M. Pierre-Marie Abadie. - C'est le décret qui tranchera, mais, comme je l'ai dit, il y a une logique sous-jacente à cette méthode.

Comme le disait Pierre-Franck Chevet, il faut bien être conscient que la manière d'évaluer chaque coût répond à une question : si vous me demandez quel est le coût économique du nucléaire sur toute une durée de vie, reconstitué à l'image d'aujourd'hui, la réponse sera donné par la méthode du coût courant économique ; si vous me demandez quel est le prix du mégawatt-heure qui permet de couvrir le coût de renouvellement du parc nucléaire, il sera beaucoup plus élevé, au-delà de 60 euros ; si vous me demandez quel doit être le prix de l'ARENH, pour garantir les mêmes conditions économiques aux opérateurs nouveaux entrants qu'à l'opérateur historique, il vaudrait mieux retenir la méthode Champsaur, dans notre compréhension des choses.

Si l'on change le contexte technique, on obtient également des réponses différentes. Si l'on estime qu'il convient d'envisager non plus l'allongement de la durée de vie des centrales, mais le renouvellement du parc, la question est beaucoup plus simple sur le plan théorique, mais aussi beaucoup plus problématique sur le plan économique : si le prix de l'électricité doit couvrir le coût de renouvellement de long terme, le prix de l'ARENH s'élèverait plutôt à 60 euros ou 70 euros, au lieu de 42 euros à l'heure actuelle.

M. Pierre-Franck Chevet. - Je souhaite ajouter un deuxième commentaire sur la question de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires telle qu'elle est envisagée par le rapport de la Cour des comptes. Celle-ci est partie d'un constat mathématique simple : la date à laquelle la durée de quarante ans est atteinte. On retrouve alors une image du parc tel qu'il était à la fin des années 1970 et au début des années 1980 : la première centrale à fermer serait Fessenheim, ensuite Bugey, puis Tricastin, Gravelines, Dampierre. En 2022, vingt-deux réacteurs seraient concernés par cette échéance. On retrouvera alors le « mur » de construction : au moment de la plus forte activité, huit réacteurs étaient mis en service chaque année. Nous avons ainsi un ordre de grandeur de l'effort de renouvellement qui nous attend pour les années 2020 à 2030.

La Cour des comptes formule les recommandations suivantes : construire six ou sept EPR d'ici à 2020, et onze d'ici à 2022. Je ne prends pas parti sur le fait que la solution retenue consisterait à remplacer ces réacteurs anciens par de nouveaux réacteurs nucléaires - la question est de nature politique -, mais je souhaite apporter une précision.

Nous procédons tous les cinq ans à un exercice de planification, comme le prévoit la loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique. Le dernier en date, qui remonte à juin 2009, tient compte des décisions du Grenelle de l'environnement et avait pour horizon 2020, juste avant le renouvellement éventuel du parc : il ne prévoyait donc pas un bouleversement en termes de production. Il est cependant évident que l'échéance des quarante ans des centrales nucléaires est très proche.

Dans le cadre des discussions préparatoires à la programmation pluriannuelle des investissements - en « mode Grenelle », c'est-à-dire avec l'ensemble des parties prenantes - nous avons choisi de préserver des marges en termes de capacités de production électrique sur cette période, de manière à pouvoir faire face à un aléa technique - par exemple, une décision de l'Autorité de sûreté nucléaire refusant d'autoriser la prolongation d'un réacteur ou toute autre difficulté rencontrée par une unité de production, nucléaire ou non.

Nous avons tenu à prévoir ces marges de manoeuvre de manière à préserver la capacité d'expression de l'Autorité de sûreté nucléaire ou à faire face à des aléas dans la mise en oeuvre du Grenelle de l'environnement - déploiement pas assez rapide des énergies renouvelables, difficultés dans la maîtrise des économies d'énergie. L'existence de ces marges nous permettrait, le cas échéant, en l'absence de mauvaise nouvelle, d'être éventuellement exportateurs d'une électricité plutôt décarbonée, compte tenu de notre mix : cela nous a été reproché à l'époque, mais les observations de la Cour des comptes vont tout à fait dans notre sens. Je tenais à faire cette observation, parce que l'on a pu nous reprocher implicitement d'avoir retenu de mauvaises prévisions, alors que nous avions utilisé les éléments disponibles à l'époque.

La question de la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires - sujet que je connais bien historiquement - fait l'objet de débats depuis vingt ans : des chiffres sont assénés, des coûts avancés, mais le sujet n'a jamais été vraiment expertisé. Peu après la parution de la PPI, la direction générale de l'énergie et du climat a proposé formellement au Gouvernement de demander à EDF d'engager réellement la procédure d'instruction de la prolongation de la durée de vie de ses centrales. Cela a été fait, et le travail a commencé. Nous avons eu des réunions avec les représentants de l'ASN pour vérifier le timing. Nous les reverrons dans les prochaines semaines. Je les ai rencontrés encore ce matin, car ils doivent nous confirmer une nouvelle fois le calendrier, qui a été quelque peu bousculé par l'instruction technique post-Fukushima. Cette dernière a toute son utilité dans l'optique d'une éventuelle prolongation de quarante à soixante ans, ce qui, à ma connaissance, est la durée maximale envisagée.

M. Jean Desessard, rapporteur. - La centrale la plus vieille au monde a quarante-cinq ans, n'est-ce pas ?

M. Pierre-Franck Chevet. - C'est en effet l'ordre de grandeur. Les États-Unis, y compris leur autorité de sûreté, ont pris des positions allant dans le sens d'une prolongation jusqu'à soixante ans, voire plus. À cet égard, l'approche française, en tout cas selon l'avis de l'Autorité de sûreté nucléaire, qui me paraît tout à fait sensé, encore plus après Fukushima, ne se limite pas simplement à assurer la conformité des centrales à leur référentiel d'origine. Plutôt que de raisonner comme dans le cas d'une voiture, où l'on se contente de vérifier l'état et la pression des pneus par rapport au départ pour continuer à l'utiliser, l'idée, ici, c'est de demander des renforcements de sûreté, en tenant compte des objectifs assignés aux centrales de troisième génération, de type EPR.

En termes de sûreté, cela s'auto-justifie à partir du moment où il faudra assurer un minimum d'homogénéité entre les nouvelles centrales, telles que l'EPR de Flamanville, et les plus vieilles. En termes économiques, s'il n'y a pas de prolongation au-delà de quarante ans, le choix se fera sur l'EPR, donc sur la troisième génération, avec un référentiel de sûreté clairement amélioré. D'où l'idée, dans l'optique française, portée par l'ASN et soutenue par l'actuel gouvernement, d'étudier les aspects techniques d'une prolongation éventuelle au regard des exigences de sûreté de la troisième génération.

C'est cela qui est à l'oeuvre dans le travail en cours. Le calendrier retenu est extrêmement important et permettrait de converger avec un certain nombre d'éléments techniques plutôt aux alentours de 2015. Je vérifierai de nouveau sa pertinence avec l'Autorité de sûreté nucléaire, mais je n'ai pas de raisons de penser qu'il ait plus « dérivé » que cela, nonobstant le temps pris par cette instance pour envisager les conséquences post-Fukushima.

Lors de la précédente mandature, le regard s'est porté à l'horizon 2020. Dans le cadre de la programmation énergétique, la prochaine étape à considérer devrait plutôt être l'horizon 2030. C'est celle que nous proposerons à la prochaine équipe ministérielle. En 2020-2030, nous serons pleinement dans la période où l'outil de production français connaîtra des évolutions majeures. D'ici à 2020, tous les timings sont clairement établis et il se passera assez peu de chose.

L'horizon 2030 fait d'ailleurs vraiment sens compte tenu des discussions européennes dans ce domaine, puisque notre politique s'inscrit aussi dans le cadre communautaire. Il s'agit non pas simplement des marchés, mais également du paquet énergie-climat. Tout le monde sent bien qu'un signal a été donné avec les « 3x20 » pour 2020, objectif plutôt apprécié et utile.

Nous sommes en 2012. Le temps passe vite, pour les industriels comme pour les autres. Il conviendrait, le plus rapidement possible, de trouver une articulation à l'horizon 2030. Pour 2050, ce sera plus dur.

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

M. Pierre-Franck Chevet. - Absolument : hormis les grands objectifs climatiques que chacun a en tête, nombreuses sont les incertitudes sur le plan tant technologique que financier à une telle échéance. Il est très difficile d'évaluer le coût d'équipements qui nous sont encore inconnus.

Je le redis, l'horizon 2030 fait sens. À l'évidence, d'ici là, les solutions apportées par les uns et les autres sont déjà sur l'étagère : ce n'est pas de la science-fiction. Nous ne connaissons pas encore leur prix de forme, notamment pour le photovoltaïque, mais nous avons quelques idées sur les trajectoires à venir, sauf bouleversements imprévus.

L'horizon 2030 se profile donc comme étant l'échéance à la fois la plus lointaine et la plus proche, au regard de la préoccupation non seulement énergétique, mais aussi climatique. En ce qui concerne ce dernier domaine, dont nous avons la charge pour le compte des ministres dans les négociations internationales, je rappelle le rendez-vous qui a été fixé à Durban par l'ensemble des parties : parvenir à un accord général en 2015. On peut considérer que le verre est à moitié vide, mais l'objectif n'est pas si éloigné, compte tenu de la position de chacun, d'autant qu'il est décliné par zones. Il s'agit là d'un sujet essentiel, et le délai de trois ans est cohérent avec un certain nombre d'autres rendez-vous que nous avons.

M. Jacques Berthou. - À process égal, la durée de vie d'une centrale aux États-Unis est-elle comparable à celle des autres centrales dans le monde, eu égard aux différents coefficients de sécurité et investissements faits au moment de la construction ? Est-il valable de considérer que, trente ans aux États-Unis, c'est trente ans en France ? Avons-nous, pour notre part, la possibilité d'aller au-delà de quarante ans ?

Par ailleurs, dès lors qu'il y aura nécessité de construire des centrales, les avez-vous imaginées sur les sites actuels ? En démolir une pour en bâtir une autre à la place permet de rester proche des postes d'interconnexion, sachant que prévoir de nouvelles lignes pose énormément de problèmes : autant utiliser les lignes existantes.

M. Pierre-Franck Chevet. - Sur la question de savoir si trente ans ici équivalent à trente ans ailleurs, je dirai qu'il n'y a pas de raison de nous priver du retour d'expérience des autres sur des réacteurs comparables. C'est d'ailleurs plutôt ce qui a été fait jusqu'à présent.

Un point important est à souligner dans tout ce qui a été fait en matière nucléaire en France depuis de longues années : c'est le parti pris essentiel, qui n'est pas sans lien avec la loi NOME, d'avoir un exploitant unique et, pour résumer, des réacteurs de même type, homogénéisés. Aujourd'hui, je comprends qu'une telle décision a été prise avant tout pour des raisons d'optimisation industrielle, lesquelles ont plutôt eu un bon effet, notamment en termes de prix.

Lorsque je discute avec mes collègues européens, je m'aperçois qu'ils n'ont pas le même sentiment sur le coût du nucléaire. Leurs pays ont privilégié un autre choix : de nombreux exploitants et plusieurs types de réacteurs. L'optimisation, d'après le retour d'expérience industrielle - je précise bien « industrielle » -, s'y fait dans de moins bonnes conditions. Avec un coût de combustible égal, il n'y a pas de raison que le prix à la sortie diffère, sauf à prendre en compte le point que je viens d'évoquer.

Cet engagement massif sur un même type de réacteurs, qui joue sur la prolongation de leur durée de vie, a une contrepartie incontournable : il nous oblige à être extrêmement exigeants en termes de retour d'expérience, s'agissant, cette fois, de la sûreté, afin qu'un incident sur une centrale ne soit pas la cause de l'arrêt de l'ensemble du système.

La question de la prolongation de la durée de vie doit aussi être étudiée à la mesure de la taille du parc. C'est probablement pour cette raison - je n'y reviens pas pour rien - que l'Autorité de sûreté nucléaire a souligné la nécessité d'examiner la situation au regard des objectifs de sûreté fixés à la troisième génération, car il ne s'agit pas simplement d'envisager la prolongation d'un réacteur parmi cinquante autres extrêmement différents.

M. Jean Desessard, rapporteur. - C'est ce que les responsables de l'ASN ont effectivement voulu dire : merci de cette précision !

M. Ladislas Poniatowski, président. - Ils ont toujours été très clairs !

M. Pierre-Franck Chevet. - L'ASN n'a pas changé sa philosophie, qui, je le répète encore une fois, est assez cohérente. Il convient d'avoir une forte exigence tant sur le parc actuellement en exploitation que sur celui en devenir, dès lors qu'il a été décidé que nos installations se caractériseraient par une homogénéisation complète. Ce parti pris n'est pas nécessairement évident : même dans le domaine du nucléaire, on peut préférer ne pas mettre ses oeufs dans le même panier.

Il faut plutôt nous réjouir du résultat final obtenu en France. Il n'était pas acquis d'emblée, mais il a été acquis de fait, en tout cas avec l'ensemble du système mis en place.

M. Pierre-Marie Abadie. - J'aborderai maintenant la partie consacrée aux énergies renouvelables et au coût de la CSPE.

Les objectifs du Grenelle constituent véritablement notre feuille de route. Il s'agit notamment d'augmenter de 20 millions de tonnes d'équivalent pétrole, ou MTEP, la production d'énergies renouvelables, pour que celle-ci représente 23 % de la production énergétique nationale en 2020. Sur ces 20 MTEP, il faut avoir à l'esprit que la moitié, 10 MTEP, provient de la production de chaleur renouvelable. Voilà qui est très important : la chaleur, c'est très efficace, peu cher, tout en drainant de l'activité localement.

M. Pierre-Franck Chevet. - Et on n'en parle jamais !

M. Pierre-Marie Abadie. - Absolument !

Si je fais ce rappel, c'est que l'autre moitié se décompose ainsi : 3 MTEP de biocarburants, et seulement 7 MTEP d'électricité ; dans ces 7 MTEP, on trouve essentiellement de l'éolien, un peu de biomasse électrique en cogénération et, très marginalement, du photovoltaïque. Il faut donc bien avoir ces données à l'esprit, que nous-mêmes avons toujours rappelées puisqu'elles sont au coeur de la programmation pluriannuelle des investissements évoquée par Pierre-Franck Chevet.

Pour ma part, je défends le développement de l'éolien tous les matins ! Le photovoltaïque, lui, coûte extrêmement cher, représente beaucoup de puissance en mégawatts mais très peu d'énergie. Quant à la biomasse électrique, faisons attention, car son efficacité est moindre que celle de la chaleur. C'est de la cogénération qui est demandée : tenons-nous-y, sinon, l'efficacité tomberait à des niveaux encore plus bas. Nous enregistrons 90 % d'efficacité en chaleur biomasse, de l'ordre de 65 % en cogénération, et 35 % en électricité pure, c'est-à-dire sans cogénération.

Comme je le dis de temps en temps de manière un peu brutale, si tout cela revient à prendre du bois ou des déchets de bois, à les mettre dans une centrale électrique puis les emmener sur une ligne à haute tension pour aller faire chauffer un convecteur électrique, c'est assez peu efficace.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Mieux vaut prendre le bois à la source !

M. Jean-Claude Lenoir. - Et le mettre directement dans le poêle !

M. Pierre-Franck Chevet. - À condition qu'il soit de qualité !

M. Pierre-Marie Abadie. - Voilà !

Forcément, dès lors que je parle d'électricité, je dois évoquer la CSPE, donc les énergies renouvelables électriques. Ces dernières sont financées essentiellement par la CSPE, plus marginalement par le crédit d'impôt.

Dans le volet « énergies renouvelables électriques » de ce crédit d'impôt, on a trouvé un tout petit peu de micro-éolien et pas mal de photovoltaïque. L'envolée des tarifs sur le photovoltaïque a produit un emballement sur le crédit d'impôt, jusqu'à atteindre, pour le seul volet « photovoltaïque », 500 millions d'euros de dépenses annuelles, d'où la surchauffe constatée. Le « refroidissement » du système photovoltaïque va permettre, du moins l'espérons-nous, de revenir à une centaine de millions d'euros.

Cela étant dit, l'essentiel du financement provient de la CSPE. Selon la CRE, qui tient les grands compteurs de la prévision en la matière, les charges à compenser liées aux énergies renouvelables par la CSPE devraient atteindre 2,2 milliards d'euros en 2012, sur un montant total de 4,2 milliards d'euros.

Il est donc injuste de prétendre faire supporter au seul développement des énergies renouvelables la totalité de la hausse de la CSPE, dont le montant a, en réalité, commencé à décoller un petit peu avant l'essor des renouvelables. Dans la CSPE, on trouve en effet trois grands postes : les renouvelables, la cogénération et la péréquation avec les DOM.

Jusqu'à récemment, la tendance faisait apparaître une stabilité de la cogénération, autour de un milliard d'euros, tandis que la péréquation avec les îles commençait à décoller. Elle est actuellement très dynamique, et ce pour deux raisons. On assiste, d'une part, à une hausse de la demande, de la consommation, profondément liée à la démographie et au rattrapage du niveau de vie.

M. Jean-Claude Lenoir. - À la climatisation !

M. Pierre-Marie Abadie. - C'était pour moi une manière pudique de désigner tout ce qui relève des multiples équipements électriques : la climatisation, le réfrigérateur, la télévision, entre autres.

Nous devons mener des politiques ambitieuses de maîtrise de la demande dans ces territoires, tout en étant réalistes sur le fait que la pression de cette demande est extrêmement forte.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Dans tous les DOM ?

M. Pierre-Marie Abadie. - Oui, même si une analyse plus fine est toujours possible.

M. Jean-Claude Lenoir. - Il n'y a qu'à Saint-Pierre-et-Miquelon que la demande est moindre ! (Sourires.)

M. Jean Desessard, rapporteur. - Il y a moins besoin de climatisation !

M. Pierre-Marie Abadie. - D'autre part, compte tenu du prix du pétrole, les mix concernés étant essentiellement thermiques, les prix sont tirés vers le haut. En même temps, il est vrai que, depuis 2009, l'évolution de la CSPE dépend fortement du coût des énergies renouvelables, qui y occupe une part de plus en plus importante.

Pour donner un ordre de grandeur, je précise que la production d'électricité des énergies renouvelables subventionnées au travers de la CSPE représente aujourd'hui 15 térawatt-heures et s'élèvera à 80 térawatt-heures en 2020. Cela ne signifie pas forcément que le montant à compenser sera multiplié par 5. Dans la mesure où, bien évidemment, les coûts de production des renouvelables baisseront et que les prix de l'énergie monteront, la somme à payer, qui est égale à la différence entre les deux, sera moindre, même si la CSPE suit une tendance haussière importante. Les évolutions chiffrées récentes le montrent, c'est un défi collectif que d'accompagner le développement des énergies renouvelables tout en maîtrisant correctement leurs coûts.

Avec la boîte à outils existante, on alterne entre le tarif de rachat par EDF, fixé par arrêté, et les appels d'offres, en s'efforçant d'assurer le mieux possible une régulation satisfaisante.

Le marché doit être régulé pour des raisons non seulement économiques, afin de maîtriser l'enveloppe et le coût, mais également environnementales. Par exemple, si le développement de la biomasse électrique ou de la chaleur nécessite de tirer sur la ressource, les professionnels appartenant à d'autres domaines d'activité, à l'instar des papetiers ou des fabricants de panneaux de particules, ont le même besoin. Il s'agit donc d'éviter les conflits d'usage.

Il a été décidé d'utiliser la boîte à outils de la manière suivante : pour les grosses installations, de plus de 12 mégawatts, il faut des appels d'offres, afin de bien contrôler le plan d'approvisionnement et d'éviter les grandes tensions ; pour les installations de taille moyenne, entre 5 et 12 mégawatts, on laisse en tarif ouvert ; pour celles de moins de 5 mégawatts, je peux dire honnêtement que nous avons toujours été hostiles à ouvrir le tarif en soutien, pour des raisons d'ordre environnemental, car ces petites installations sont moins dépolluées.

M. Pierre-Franck Chevet. - À l'image des petites chaufferies de bois.

M. Pierre-Marie Abadie. - Ou des petites installations de cogénération. Le fait est qu'elles polluent.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Votre position sur ce sujet est connue. Ce type d'installations présente tout de même un avantage en termes d'aménagement du territoire : on peut les mettre partout !

M. Pierre-Marie Abadie. - C'est vrai.

M. Ronan Dantec. - Je souhaite rebondir sur ce point puisque vous nous avez dit tout à l'heure qu'il était aberrant de produire du chauffage électrique à partir d'une chaudière à bois située à l'autre bout de la France. Or il me semble que c'est l'État qui a demandé à la CRE de mettre en place ces espèces d'appels d'offres, totalement aberrants, concernant la grande production électrique à partir de biomasse, comme à Rennes.

M. Pierre-Marie Abadie. - Il s'agit de cogénération, à une exception près.

M. Pierre-Franck Chevet. - À une exception près, effectivement.

M. Ronan Dantec. - Pardonnez-moi d'être moins pudique que vous, mais pourquoi avez-vous laissé faire une aberration pareille ?

M. Ladislas Poniatowski, président. - La cogénération n'est pas du tout une aberration !

M. Ronan Dantec. - On a laissé se mettre en oeuvre un projet de grande production électrique à partir de biomasse, ce qui va nous poser énormément de problèmes.

M. Pierre-Marie Abadie. - Il y a effectivement une telle installation à Gardanne. Mais je ne suis pas sûr que nous soyons en situation de pouvoir commenter le dossier.

M. Ronan Dantec. - Nous sommes pourtant totalement dans le sujet !

M. Jean Desessard, rapporteur. - Nous avons noté qu'il y avait une exception !

M. Pierre-Franck Chevet. - Pour revenir sur ce que nous avons affirmé tout à l'heure en termes de principes, je précise que c'est effectivement la cogénération qui est l'objectif visé et, avant tout, la génération de chaleur directe, d'où l'effort à faire.

La suite à donner à ce dossier est à l'ordre du jour. Même si nous sommes dans le cadre de dispositifs électriques, nous parlons bien de production de chaleur. Le système s'appuie donc non pas sur le volet « électrique » de la CSPE, mais directement sur le budget de l'État, avec une gestion confiée à l'ADEME, qui intervient auprès des porteurs de projets, les collectivités notamment, s'agissant du développement de réseaux ainsi que de l'installation de centrales.

Tout cela est porté par ce qui est communément appelé le fonds chaleur. L'un des enjeux concerne les conditions de son renouvellement : de notre point de vue, il faut plutôt le renouveler ; mais à quelle hauteur ? Entre les objectifs du Grenelle et la somme qui a pu y être versée, il y a un certain ordre de grandeur.

Si le système ne fait pas l'objet de discussions, c'est tout simplement parce qu'il fonctionne bien. En revanche, il va se produire deux effets dans la durée, d'ici à 2020, qui vont plutôt entraîner son renchérissement. Pardonnez-moi de parler de chaleur en cet instant, mais le sujet est important.

D'une part, compte tenu de l'argent actuellement consacré à ce fonds et du fait qu'a été exploité pour le moment le gisement le plus facile, les futurs réseaux que l'on va chercher à construire seront moins rentables directement, sauf exception ; d'où une subvention d'accompagnement plus élevée à l'avenir.

D'autre part, si la mise en oeuvre du Grenelle se passe bien, ce à quoi nous travaillons, les logements deviendront plus efficaces et les ménages ainsi raccordés consommeront moins.

Un double effet d'accélération des coûts naturels va s'opérer. Nous travaillons justement avec l'ADEME pour savoir comment dimensionner le système pour les années à venir. Par tonne évitée, il devrait coûter plus cher qu'avant. Nous sommes en train, avec Bercy, avec les directions du budget et du Trésor, de vérifier les ordres de grandeur d'efficacité des dispositifs par rapport aux coûts. Même si l'usage chaleur reste extrêmement avantageux, il a ses limites, notamment par rapport à certains pays.

M. Jean-Pierre Vial. - Par rapport à l'opération en cours qui a été évoquée, sans reprendre à mon profit tout ce qui a été indiqué, je remercie M. Abadie d'avoir donné des éléments très précis sur la filière biomasse. Ne faudrait-il pas envisager, pour les grands projets, une étude d'impact ? Je le dis très sincèrement, dans certaines régions, on est en train de jouer avec le feu, avec des risques de déséquilibre de la ressource au détriment des industriels déjà existants.

M. Ronan Dantec. - Absolument !

M. Pierre-Franck Chevet. - Ce n'est pas parce qu'il s'agit d'énergies renouvelables qu'il n'y a pas d'autres effets adverses que ceux de nature environnementale. Quiconque vous dirait le contraire se tromperait. Il faut donc s'atteler à ces problèmes.

C'est la raison pour laquelle nous avons choisi la méthode par appels d'offres sur les centrales de cogénération biomasse. Nous pouvons ainsi faire du cas par cas : le « concours de beauté » porte sur tous les aspects, pas simplement sur le prix. Des cellules « biomasse », mises en place auprès des préfets concernés, étudient, installation par installation, avant toute prise de décision, les plans d'approvisionnement envisagés. Elles les comparent par rapport à ce qui existe pour les utilisateurs d'autres filières, comme celle du bois, et éventuellement pour d'autres installations qui auraient été auparavant sélectionnées dans la même zone, afin de vérifier qu'ils ne seront pas plusieurs acteurs à tirer sur la même ressource.

Il existe déjà une étude d'impact, même si elle ne porte que sur ce sujet de la ressource. Du point de vue de l'environnement et de la qualité de l'air, que nous venons d'évoquer, cela se présente mieux dans les grosses installations, car l'on sait mettre des filtres à moindre coût. Sur les toutes petites chaufferies, des dispositifs de filtrage sont toujours possibles, mais, comme pour les voitures, ils coûtent, en proportion, plutôt plus cher.

C'est le genre de sujet sur lequel nous avons un retour d'expérience. Dans le cadre du déploiement du Grenelle, nous nous sommes aperçu qu'il était nécessaire d'opérer des réglages, mais multicritères. Si l'un des buts premiers dans la guerre de l'énergie est, bien entendu, le CO2, il convient aussi de vérifier qu'il n'y a pas d'effets adverses susceptibles de « planter » le déploiement d'une filière dans la durée.

M. Pierre-Marie Abadie. - Je dirai un mot de la cogénération, poste important dans la CSPE : les charges qui y sont liées connaissent une stabilité après s'être situées aux alentours d'un milliard d'euros. Les installations concernées sortent progressivement, sur la période 2010-2014, de l'obligation d'achat. Celles dont la puissance est inférieure à 12 mégawatts peuvent obtenir un nouveau tarif, à condition d'investir dans un renouvellement, une rénovation en profondeur. Celles d'une puissance supérieure à 12 mégawatts n'ont pas cette possibilité et sortent donc progressivement de cette obligation d'achat.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Ce sont toutes celles qui sont amorties.

M. Pierre-Marie Abadie. - Oui, et elles vont intégrer le marché, en pouvant notamment bénéficier de la mise en place du dispositif de régulation de capacité prévu par la loi NOME, ce qui leur permettra d'obtenir une rémunération complémentaire pour leur apport au système électrique.

Les charges associées à la cogénération sont passées de un milliard d'euros à 800 millions d'euros aujourd'hui. Elles devraient descendre, du moins l'espérons-nous, à 350 millions d'euros. Point positif : cela donne un peu d'air à la CSPE. Point négatif : ce n'est pas à la hauteur des évolutions qui nous attendent sur la CSPE.

Je passe très rapidement au déficit constaté. Dans un premier temps, les coûts ont commencé à décoller sans que la CSPE suive le même rythme ; il a été considéré qu'il n'y avait pas d'urgence à agir. Les recommandations que nous avions faites pour anticiper les dépenses n'ont pas donné lieu à une hausse dès 2007-2008.

Aujourd'hui, en revanche, depuis la loi de finances pour 2011, l'évolution de la CSPE est plus encadrée : il s'agit soit de retenir la recommandation de la CRE, soit de prévoir un mouvement à la hausse d'au moins 3 euros par mégawatt-heure et par an.

La CSPE a été portée, par mégawatt-heure, de 4,5 à 7,50 euros au 1er janvier 2011, à 9 euros à compter du 31 juillet 2011, et sera fixée à 10,50 euros au 1er juillet 2012. Elle va poursuivre sa montée, mais dans des proportions qui sont sans commune mesure avec ce qui se fait en Allemagne. Pour avoir un ordre de grandeur, j'indique que, là où nous consacrerons, à partir du 1er juillet prochain, 10,50 euros par mégawatt-heure pour couvrir la cogénération, la péréquation et le soutien aux énergies renouvelables, les Allemands, qui n'ont pas d'îles et doivent juste payer le renouvelable, sont à 35 euros par mégawatt-heure.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Ces 35 euros ne couvrent-ils donc que les dépenses liées aux énergies renouvelables et pas celles qui nous servent à financer la partie « sociale » ?

M. Pierre-Marie Abadie. - Absolument ! Et encore les 10,50 euros concernent-ils la totalité de la CSPE, et non la sous-partie « énergies renouvelables ». La grande différence réside dans l'impact du photovoltaïque et les masses en jeu.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Si j'évoque le sujet, c'est que l'une des questions portait sur les comparaisons avec l'Allemagne dans ce domaine.

M. Pierre-Marie Abadie. - Je ne reviens pas sur les comparaisons de prix au niveau européen. Je m'attarderai juste quelques instants sur un graphique intéressant, celui qui détaille la facture d'électricité d'un particulier en France, en Espagne et en Allemagne.

La partie relative à la fourniture, autrement dit la production, montre la performance du parc français, puisqu'elle se situe à 51,4 euros par mégawatt-heure, contre 90 euros en Espagne et 85 euros en Allemagne. Voilà, en gros, la différence entre un modèle fondé sur un mix de marché, où tout le monde est à peu près au même prix, et le nôtre, qui aboutit à un prix décalé.

Par ailleurs, l'acheminement coûte plus cher en France qu'en Espagne, car il y est plus performant, mais moins qu'en Allemagne, où la qualité est encore un peu meilleure, notamment en termes de distribution. Le soutien aux énergies renouvelables représente, lui, 6,3 milliards d'euros dans notre pays - les chiffres sont ceux du second semestre 2011 ; le montant sera de 10 milliards d'euros -, contre 35 milliards d'euros en Allemagne. Je précise que la facture d'électricité intègre également d'autres taxes, pour rebondir sur votre remarque, monsieur le rapporteur. Les Allemands ont en effet fait peser sur l'électricité et l'énergie toute une série de mesures fiscales.

Les comparaisons que nous avons effectuées portent également sur le coût des différentes filières. Celles-ci nous donnent notamment une vision un peu plus détaillée des parties relatives à l'investissement, à l'exploitation, au combustible.

Pour faire simple, il y a, d'un côté, les énergies à fort taux de CAPEX, ou capital expenditure : le photovoltaïque, l'éolien, mais aussi le nucléaire puisque le coût du combustible y est très faible. Il y a, de l'autre, au contraire, des filières comme celle des cycles combinés gaz, ou CCG, où les coûts d'investissement sont faibles tandis que le prix du combustible, le gaz en l'occurrence, est en proportion très important. Les modes de fonctionnement sont donc très différents.

Il convient tout de même de faire attention avec de telles comparaisons, car un certain nombre d'éléments ne sont pas comparables. Les centrales nucléaires, biomasse, à gaz, au charbon sont capables de fonctionner très longtemps : entre 6 000 et 7 000 heures dans une année, qui équivaut à un peu plus de 8 000 heures. Les installations éoliennes ou photovoltaïques fonctionnent, elles, par intermittence, donc pendant beaucoup moins d'heures.

Je ne suis pas en train de dire, comme le font souvent les anti-ENR, que, derrière chaque éolienne, se cache une centrale au gaz. Mais n'oublions pas le coût de l'intermittence dans notre analyse. Pour rendre les différentes filières comparables, à service rendu égal, il faudrait ajouter 10 ou 15 euros au coût des installations que je viens d'évoquer.

Dans le cadre des différents enjeux, il apparaît que l'éolien terrestre est une filière mature, avec des prix connus, autour de 80 euros par mégawatt-heure. Le photovoltaïque, a contrario, l'est beaucoup moins : les coûts varient extrêmement vite, pour des raisons non seulement structurelles, mais aussi, parfois, conjoncturelles, parce que cette économie repose en grande partie sur la subvention. Dès qu'un pays arrête de subventionner, le marché chute d'un coup et les prix s'effondrent. De plus, l'irruption des Chinois n'a pas été anticipée : s'agit-il d'une évolution structurelle ou conjoncturelle ? La question est posée. Ce marché est très volatil.

Je passe plus rapidement sur les tarifs pour la petite hydroélectricité et pour les installations de cogénération, ceux-ci connaissant une stabilité relative.

J'évoquerai maintenant de nouveau la précarité énergétique, pour laquelle vous nous avez demandé un certain nombre de données chiffrées.

En la matière, il nous faut rester modestes, car la précarité énergétique reste un phénomène mal évalué, qui n'est pas observé du tout de la même façon suivant les pays. Le Médiateur de l'énergie et le président de la CRE ont récemment organisé, en partenariat avec l'université Paris-Dauphine, un colloque sur la précarité énergétique, auquel j'ai participé. Ce fut l'occasion de bien mettre en évidence cette diversité des situations, y compris en termes de perception.

Ainsi, en Allemagne - je peux en témoigner, car c'est un pays que je connais bien -, la précarité énergétique enregistre une nette croissance, mais elle ne constitue pas aujourd'hui une problématique politique. Alors que les indicateurs montrent une montée moindre chez nous, c'est dans notre pays un vrai sujet.

Pourquoi un tel écart ? Outre, peut-être, un degré différent d'acceptabilité des prix de l'énergie, il y a aussi le fait que le coût de l'énergie, en Allemagne, ne se mesure pas seul : il est intégré à un bloc de dépenses, autour du logement. La perception n'est donc pas la même selon que le marché du logement est plus ou moins tendu.

En France, ont été mis en place le tarif de première nécessité pour l'électricité et son équivalent pour le gaz. Il y avait potentiellement 650 000 bénéficiaires en 2010. Or, clairement, certaines personnes n'étaient pas « atteintes » par le dispositif. Nous avons donc prévu une automaticité dans l'attribution des tarifs, pour accéder à ces populations fragiles. Au-delà de l'aspect technique de la mesure, le constat de la réalité nous a servi de leçon : ces mêmes populations sont difficiles à atteindre.

La précarité énergétique ne se traite donc pas uniquement au niveau de la direction générale de l'énergie et du climat, des services locaux, des associations. Tous les acteurs doivent être mobilisés en même temps pour pouvoir toucher les publics concernés.

Il n'y a pas de corrélation nette entre revenu et consommation électrique. C'est d'ailleurs pour cela que, au-delà de la question des tarifs, il faut traiter le fond du sujet, à savoir l'efficacité énergétique des bâtiments où vivent les personnes précaires. Celles-ci ne disposent pas de réelles capacités d'investissement : il peut s'agir de propriétaires pauvres ou de locataires dont les bailleurs ne sont pas intéressés par d'éventuels travaux d'entretien ou d'amélioration. Tout l'enjeu est de maintenir ces logements et de les améliorer.

Je laisse à Pierre-Franck Chevet le soin de répondre à la question 4 sur le CO2.

M. Pierre-Franck Chevet. - La création du marché européen de quotas de CO2 a constitué une première au niveau international. C'est probablement l'une des seules zones au monde où fut mis en place un système permettant d'avoir des informations sur les prix du CO2.

Comme vous pouvez le constater, le diagramme présentant l'évolution des prix sur ce marché a, pour le dire librement, une drôle de tête ! Mais il est parlant, car nous pouvons y voir toutes les fluctuations subies sur la période, avec une granulométrie quasi complète.

Ce diagramme fait apparaître deux réalités.

Premièrement, la crise « réelle », si je peux m'exprimer ainsi, joue sur les prix du CO2. Une fois que des quotas ont été attribués, si les choses vont mal, cela relâche la contrainte pesant sur les entreprises, ce qui est alors justifié ; à l'inverse, dès que la situation économique repart, cette contrainte réapparaît fortement. Dans les deux cas, l'évolution de la régulation du CO2 répond à un équilibre qui n'est pas illogique.

Deuxièmement, il ressort qu'un certain nombre de hausses ou de baisses sont directement liées à ce qu'a dit ou n'a pas dit la puissance publique. Je rappelle qu'il ne s'agit pas d'un marché naturel, puisque tiré entièrement par la contrainte CO2 posée par les États. C'est un marché, certes, mais administré. Dans le cadre de ses recommandations sur la régulation des échanges de quotas de CO2, M. Michel Prada avait, assez logiquement, souligné la nécessité pour les États de veiller à bien communiquer sur le sujet : à l'évidence, une communication bien maîtrisée joue sur les marchés. Ce point est important.

Il convient de tenir compte du contexte. Ce n'est pas très visible sur le diagramme, mais, sur la dernière période, au début de 2011, on devine un léger sursaut, un petit palier brutal, dû à Fukushima, qui rappelle l'importance de la question du CO2. Il y a aussi un effet d'emballement ou de contrainte rapide sur les marchés d'hydrocarbures, avec, pour conséquence, une hausse des prix du CO2. Juste après cet événement « réel », s'ouvre une période que l'on a résumée par l'expression « efficacité énergétique ». Sous ce vocable peut-être un peu bizarre se cache l'annonce d'une directive, toujours en cours de discussion, mais qui devrait, je l'espère, bientôt aboutir, sur l'efficacité énergétique. Quelque part, cette annonce, tirant dans le sens de la baisse des émissions de CO2, a finalement doublonné la contrainte et a quelque peu « affaibli », aux yeux des opérateurs, les obligations pesant sur la partie CO2, autrement dit la partie industrielle. C'est la raison pour laquelle nous avons assisté à une baisse des prix. Depuis lors, la baisse constatée est simplement l'effet de la crise.

Au niveau européen, une question se pose, sans être totalement tranchée : au regard d'une telle évolution, que faut-il faire ?

Une première tentation serait de réguler fortement tout le marché, le faire monter dès qu'il y a une baisse, et réciproquement. C'est à la fois logique et contradictoire avec l'objectif assigné à un marché. Un autre extrême serait de ne strictement rien faire. Si c'est pour reproduire ce genre de séquences sur la durée d'ici à 2020, le signal-prix ne sera bon pour personne, y compris pour les industriels.

La France soutient l'idée selon laquelle il y a au moins deux certitudes. D'une part, pour ne plus connaître de tels dysfonctionnements, les États membres doivent bien entendu faire preuve d'un minimum de discipline quant à la transmission de certaines informations : voilà une règle de base à respecter, indépendamment du débat du fond. D'autre part, le point principal est la nécessité de donner un signal pour 2030. Nous sommes en 2012 : le système ne peut plus reposer sur le seul horizon 2020. Comme l'a montré notre discussion sur le nucléaire, mais c'est vrai partout, un investissement industriel ne se décide pas en huit ans. Il faut au moins vingt années de discussions préalables, soit une demi-vie d'installation industrielle, quelle qu'elle soit.

L'Europe, pas seulement la France, se doit de donner un signal sur ses intentions en la matière, sur le degré de contraintes qu'elle va imposer, sur les objectifs visés, au moins en termes de CO2 global et peut-être aussi de CO2 industriel. C'est le minimum à exiger.

Il y a d'autres réflexions en cours, plus ouvertes, et ce sur tout un tas de mécanismes. Je mentionnerai la création éventuelle d'une autorité européenne indépendante de régulation de ce marché. À mon sens, une telle instance ne peut fonctionner que si elle dispose d'un cadre d'action et d'objectifs définis. Mettez-vous à la place des responsables d'une autorité de régulation qui aurait été créée pour l'occasion, mais sans recevoir d'instructions précises de la part des États membres, notamment sur l'objectif d'un prix plancher. Que peut-on conclure du diagramme s'il n'y a pas d'instructions des États membres ?

Ce marché du CO2 présente des points négatifs et positifs.

Points négatifs : il connaît des imperfections, une certaine volatilité, et se caractérise par un signal faible. Cela ne permet pas d'avoir une vision claire sur tout ce qui doit être fait en matière énergétique, pas seulement par la France d'ailleurs. Je rejoins ce que Pierre-Marie Abadie disait tout à l'heure à propos de la Grande-Bretagne et de l'Allemagne ; il faut absolument que les différents pays travaillent sur le sujet.

Points positifs : c'est le seul marché au monde qui, dans ce domaine, sur une telle période, a pu fonctionner, sans que ce soit anecdotique, et nous donner des indications intéressantes. Il ne faudrait pas le détruire simplement parce qu'il est imparfait.

Les États membres se doivent véritablement de chercher à l'améliorer, en envoyant un signal pour 2030 s'ils veulent atteindre les objectifs fixés. Telle est, en tout cas, la position que nous défendons actuellement.

M. Pierre-Marie Abadie. - La réponse à la question sur le TURPE 4 est très simple : le ministre actuel n'a pas encore adressé de courrier à la CRE.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Il faut qu'il se dépêche ! (Sourires.)

M. Pierre-Marie Abadie. - Si ce n'est pas lui qui le fait, ce sera son successeur. En tout cas, la disposition est bien prévue par le code de l'énergie. Pour l'heure, le courrier n'est pas finalisé.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Y a-t-il une petite chance qu'il soit transmis avant la fin du mois de juin, date à laquelle le rapporteur est censé présenter son rapport ?

M. Pierre-Marie Abadie. - Oui, car nous sommes en train de le finaliser. Il vous sera bien évidemment adressé si tel est le cas. Il s'agit d'un sujet important pour la DGEC.

M. Jean Desessard, rapporteur. - En réalité, la réponse à la question 5 est « non » !

M. Ladislas Poniatowski, président. - Passons à la question 6.

M. Pierre-Marie Abadie. - Nous n'avons pas non plus de réponse à cette question. Le sujet est plus compliqué. La Commission européenne est en train de terminer l'instruction dudit contentieux, qui, comme vous le savez, engagé à un double titre, mettait particulièrement en danger le système français : il prenait la forme, d'une part, d'une contestation de notre ouverture des marchés et, d'autre part, d'une dénonciation d'une aide d'État en faveur des entreprises industrielles. C'est pour cette raison que, en dehors de l'intérêt qu'il y avait à améliorer le fonctionnement du système français, a été proposée la loi NOME.

La Commission ne souhaite pas, avant que la procédure ne soit close, la communication à l'extérieur des différents échanges de documents et travaux. Nous restons en contact par l'intermédiaire de la représentation permanente de la France auprès de l'Union européenne. Lors de son audition, le ministre faisait déjà face à cette difficulté. Il pensait à l'époque que nous pourrions vous remettre ces documents dans la mesure où la Commission semblait sur le point de terminer son instruction. Celle-ci a pris un peu plus de temps administratif. La procédure n'est donc toujours pas close, d'où notre difficulté à vous transmettre les documents demandés.

M. Jean-Claude Lenoir. - Il serait intéressant que vous nous fournissiez - ce sont des documents publics - l'échange de lettres en 2008 entre le Premier ministre, François Fillon, et la Commission, qui constitue le point de départ. Cela nous permettra de prendre conscience de ce que la France a fait compte tenu des conditions qui nous avaient été alors posées.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Nous avons déjà ces documents.

M. Jean-Claude Lenoir. - Il faudra les annexer au rapport.

M. Pierre-Marie Abadie. - La Commission ne souhaite simplement pas la diffusion des derniers échanges, qui doivent lui permettre de clore la procédure.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Sur la question 7, vous y avez globalement répondu.

M. Pierre-Marie Abadie. - Nous avons effectivement couvert l'essentiel.

M. Ladislas Poniatowski, président. - J'ai dit au début mon souhait que cette audition ne déborde pas, mais je constate que les questions complémentaires ont été posées au fur et à mesure du débat, ce qui n'est finalement pas une si mauvaise méthode.

Ne soyez pas surpris, monsieur Chevet, monsieur Abadie, si, sur un ou deux points bien précis, le rapporteur revient vers vous. Je tiens en tous les cas à vous remercier de votre présentation très complète et fort intéressante.

Les tableaux et données chiffrées que vous nous avez présentés sont-ils soumis à droits d'auteur ou le rapporteur pourra-t-il les insérer dans son rapport ?

M. Pierre-Marie Abadie. - De mémoire, il me semble que toutes ces informations sont « sourcées ». Dans le cas contraire, nous sommes à votre disposition pour vous indiquer les sources.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Il est dommage de ne pas disposer plus de temps, car nous aurions volontiers écouté vos explications encore un moment.

Je souhaite malgré tout vous interroger sur les possibilités de stockage de l'énergie, notamment sur les STEP, les stations de transfert d'énergie par pompage. Y a-t-il, au sein du ministère, une volonté de favoriser une politique de développement des réserves d'énergie à partir de l'hydraulique ou faut-il considérer qu'une telle hypothèse est désormais exclue en France ?

M. Pierre-Franck Chevet. - Les installations existantes sont effectivement extrêmement utiles et il existe un certain nombre de projets en perspective. Nous avons l'espoir que, dans le cadre du mécanisme de remise en concurrence des concessions hydrauliques, le sujet puisse de nouveau revenir sur la table.

C'est l'une des composantes du fameux « concours de beauté », lequel est non pas seulement financier, mais aussi environnemental et énergétique. Certaines modifications à apporter sont toutes bêtes : changer une vieille turbine permet de gagner, à ouvrage constant, 10 % de capacité. Nous sommes très intéressés par ce genre de propositions ; pour l'instant, nous les attendons encore puisque rien n'a été déclenché en la matière.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Cela fait-il donc partie de vos préoccupations ?

M. Pierre-Franck Chevet. - Installer des STEP sur les rivières constitue l'une des propositions de nature à rentabiliser le patrimoine de l'État, car ces équipements doivent être considérés comme tels.

D'autres questions, plus compliquées, supposent d'aller plus dans le détail. Je pense au mode de tarification : les STEP utilisent le réseau dans les deux sens, dans l'un, pour produire, dans l'autre, pour faire remonter l'énergie. Faut-il, dès lors, comptabiliser cet usage une ou deux fois dans le TURPE ? Pour l'instant, la logique qui a toujours prévalu, c'est de raisonner par rapport à l'utilisateur du réseau, quel qu'il soit, où qu'il se trouve. Je vous renvoie à la discussion sur la tarification des coûts.

Certains arguent des effets bénéfiques sur l'environnement et le système énergétique pour demander, ce qui n'est pas faux, des exemptions au principe. Il n'en demeure pas moins qu'il existe, dans ce domaine, un certain nombre de capacités, qui valent cher et peuvent par ailleurs s'intégrer, en termes de valorisation, dans le marché de capacité, lequel est aussi censé donner de la rentabilité à de tels équilibres de pointe, en tout cas plus pointus que la base.

Selon nous, tout cela va véritablement dans le bon sens. Un point est à ne pas sous-estimer : sur ces dossiers, il convient de travailler dans une optique d'équilibre. Les ouvrages hydroélectriques sont, certes, souhaitables sur le plan énergétique. Les débats que nous avons avec nos différents interlocuteurs, y compris les ONG, aboutissent plutôt à défendre le fait qu'il ne faut pas les détruire. L'approche de la question doit donc être très équilibrée, car la question environnementale a un impact sur les autres usages de l'eau.

M. Ronan Dantec. - Vous n'aurez pas le temps, messieurs, de répondre aux questions que je m'apprête à poser. Je vous remercie par avance de le faire par écrit.

Vous avez peu parlé de l'Europe et des interconnexions existantes. Or il s'agit tout de même de l'élément structurant dans le domaine de l'électricité à échéance de dix ans.

J'aurais aimé connaître les scénarios envisagés par la DGEC sur la question du prix spot. Ce dernier est en train de baisser et pourrait demain être moins élevé que le prix de l'ARENH français. Quel serait l'impact sur la disponibilité du parc nucléaire français, et donc, de fait, sur son coût à terme ?

Vous n'avez pas non plus beaucoup parlé d'efficacité énergétique. Là aussi, il serait bon de disposer d'une certaine visibilité sur le gisement français. Nos mécanismes, tels que les certificats d'énergie, peuvent-ils permettre d'atteindre des résultats significatifs ? Quelles sont les perspectives en termes d'organisation du marché de l'efficacité énergétique et de quantités de réduction possibles ?

M. Jean-Claude Lenoir. - Je n'attends pas non plus une réponse immédiate. M. Champsaur, devant la commission d'enquête, a fait une déclaration qui nous a quelque peu surpris. Selon lui, la France est dans une situation de surcapacité dans le domaine de l'électricité, et il n'y a pas lieu d'investir avant longtemps, avant 2020 si je me souviens bien. J'aimerais avoir votre point de vue.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Monsieur Chevet, monsieur Abadie, le rapporteur va vous convier, si cela vous est possible, à revenir pour discuter avec lui le 22 ou le 23 mai.

Pour ce qui est des questions que viennent de poser nos collègues, je vous invite à mon tour à y répondre par écrit, car elles méritent mieux qu'une explication de quelques minutes.

Je tiens une nouvelle fois à vous remercier, l'un comme l'autre, de votre présentation très complète et extrêmement intéressante, qui, cela ne vous a pas échappé, suscite de nombreuses questions.