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Le tournant énergétique allemand : quels enseignements pour la transition énergétique française ?

10 décembre 2014 : Le tournant énergétique allemand : quels enseignements pour la transition énergétique française ? ( rapport de l'opecst )

SECONDE TABLE RONDE - QUELS ENSEIGNEMENTS POUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE FRANÇAISE ?

M. Bruno Sido

Je remercie encore une fois les intervenants de la première table ronde. Notre seconde table ronde sera consacrée aux enseignements à tirer du tournant énergétique allemand pour la transition énergétique française. Nous entendrons d'abord les représentants de deux acteurs incontournables du paysage énergétique français que sont nos deux grands témoins, M. Jean-Paul Bouttes, directeur de la stratégie et de la prospective d'EDF et M. Édouard Sauvage, directeur de la stratégie de GDF SUEZ. Je donnerai d'abord la parole au premier d'entre eux, pour lui demander quelles leçons nous pouvons tirer de l'expérience de ces dernières années en Allemagne.

M. Jean-Paul Bouttes, directeur de la stratégie et de la prospective, EDF

Je vous remercie, pour cette invitation à intervenir sur le sujet primordial de la transition énergétique et de la coopération entre la France et l'Allemagne. Je vous propose de le traiter au travers de cinq points principaux.

Le premier point concerne la compétitivité et le pouvoir d'achat. Il s'agit évidemment d'un enjeu clef, le gaz étant aujourd'hui trois fois plus cher en Europe qu'aux États-Unis d'Amérique et l'électricité deux fois plus, alors qu'il y a dix ans les prix étaient à peu près équivalents. C'est un enjeu particulier en Allemagne : pour les ménages allemands, le prix de l'électricité a doublé depuis l'an 2000. Ce prix est maintenant le double de celui payé par les Français. Cette hausse résulte pour une bonne part de celle du prélèvement EEG-Umlage, qui a triplé depuis 2010, en particulier - comme cela a été dit - du fait d'un développement très rapide du photovoltaïque sur la dernière période. Cela entraîne à présent un surcoût annuel de 24 milliards d'euros.

Au fond, l'Allemagne a elle-même tiré deux leçons majeures de cette situation, au travers de la dernière loi sur les renouvelables dite « EEG 2.0 ». La première leçon, c'est qu'il faut essayer de faire levier sur les renouvelables les plus compétitives. C'est aussi la conclusion d'un récent rapport de la Cour des comptes. Ainsi, sur les trois dernières années, l'hydraulique et l'éolien représentent environ la moitié de la production des énergies renouvelables et seulement 20 % des surcoûts, alors que le photovoltaïque et la biomasse, pour une production équivalente, induisent 75 % de ces surcoûts. Ces données évoluent, mais il faut les suivre attentivement, comme le gouvernement allemand a décidé de le faire dans les prochaines années.

La seconde leçon tirée par nos voisins concerne la nécessité de maîtriser les volumes de développement des énergies renouvelables, pour s'assurer qu'ils répondent à de véritables besoins énergétiques. Du fait de la crise économique, nous avons été confrontés à de réelles difficultés sur ce plan. Même des technologies subventionnées doivent s'inscrire dans une vision des équilibres entre offre et demande, permettant d'assurer que les kilowattheures générés par les nouveaux moyens de production soient effectivement utiles pour le système. En particulier, le recours aux appels d'offres représente l'un des moyens pour mieux prendre en compte cette dimension à l'avenir.

Le second point, commun à la France et à l'Allemagne, porte sur l'emploi, notamment industriel. Dans le secteur des renouvelables, l'ambition industrielle allemande des années 2000 est mise à rude épreuve par la concurrence asiatique. Ainsi, 80 % des panneaux photovoltaïques installés en Allemagne proviennent à présent de Chine. Des fleurons industriels du secteur ont fait faillite, comme Q-Cells, sortent du secteur, comme Siemens et Bosch, ou sont en difficulté, comme l'entreprise SMA solar technology dans le domaine des onduleurs. Plus de 40 000 emplois ont été perdus en 2013 dans le secteur du photovoltaïque allemand. C'est une situation difficile qui pourrait être redressée en accompagnant les politiques de déploiement et de recherche et développement par un volet industriel, afin de pérenniser des filières importantes pour la France et pour l'Europe. Ces stratégies industrielles sont à considérer de façon holistique pour nous permettre de faire face à la concurrence internationale en prenant en compte les industriels dans leur totalité. C'est aussi un enjeu majeur pour la coopération franco-allemande dans les prochaines années.

Troisième point, l'importance des enjeux de l'intermittence, en particulier du photovoltaïque et des éoliennes. L'Europe, en premier lieu l'Allemagne, se trouve avant d'autres confrontée à ce défi majeur. Aujourd'hui, 8 % de l'électricité européenne est déjà produite par des moyens intermittents, soit deux fois plus qu'aux États-Unis d'Amérique et trois fois plus qu'en Chine. D'après les prévisions de l'Agence internationale de l'énergie, ces deux pays n'arriveraient à 10 % d'énergies intermittentes - à peine plus que l'Europe aujourd'hui - qu'à l'horizon 2030.

Il est donc particulièrement intéressant d'observer la situation en Allemagne et son évolution dans les dix ans qui viennent. En 2013, les énergies renouvelables ont produit 24 % de l'électricité allemande. Mais hors biomasse et hydraulique, les énergies intermittentes représentent 13 % du bouquet électrique, pour une puissance installée de 70 GW. Nos voisins prévoient d'atteindre le double à l'horizon 2023. Avec une puissance électrique de pointe en Allemagne de l'ordre de 80 GW, et une puissance moyenne appelée de 55 GW, les besoins en renforcement du réseau pour évacuer ses excédents de puissance sont significatifs.

Les études menées en Allemagne, en particulier par la DENA Deutsche Energie-Agentur - équivalent allemand de l'ADEME - s'avèrent très instructives. Trois types de développements ont été étudiés et chiffrés : un premier pour la création d'un corridor destiné à transporter l'énergie éolienne produite au nord vers les centres de consommation au sud, avec des investissements estimés à 22 milliards d'euros à l'horizon 2023 ; un deuxième pour le raccordement des éoliennes offshore, avec un coût équivalent sur les prochaines années ; et, enfin, le développement et le renforcement des réseaux de distribution résultant du raccordement de la plus grande part des panneaux photovoltaïques et des éoliennes, d'un coût situé dans une fourchette de 20 à 35 milliards d'euros. Dans les dix ans qui viennent, un peu plus de 60 milliards d'euros d'investissements dans les réseaux seront donc nécessaires pour environ 150 TWh de production intermittente. Le surcoût par mégawattheure étant par conséquent de l'ordre de 40 euros, il apparaît pertinent de gérer ce sujet de façon rigoureuse, en tirant les leçons de l'expérience.

Le gouvernement allemand se mobilise fortement pour progresser dans ce domaine, en particulier avec une nouvelle loi en 2011 visant à accélérer la construction de nouvelles lignes de transport d'électricité. Ce programme rencontre cependant des oppositions locales assez fortes comme en témoigne l'exemple récent de l'abandon du projet de ligne Halle-Augsbourg et l'opposition du ministre-président de Bavière à un certain nombre de lignes. Il s'agit donc d'un enjeu important. Cette situation pousse l'Allemagne à étudier de nouvelles solutions : l'enfouissement des lignes électriques, la coexistence de lignes en courant alternatif et continu, la gestion des réseaux, et surtout le stockage d'électricité, avec les batteries ou l'hydrogène. Ce dernier axe est essentiel : nous sommes nous-mêmes très impliqués dans la recherche et développement dans ce domaine puisque l'un de nos principaux centres de recherche se situe à Karlsruhe. Ceci pourrait être un axe de coopération important entre la France et l'Allemagne.

Un quatrième point concerne les émissions de CO2 et la lutte contre le changement climatique. L'Allemagne, comme le Danemark, émet aujourd'hui un peu plus de neuf tonnes de CO2 par habitant et par an, contre environ cinq tonnes en France et en Suède. Cet écart résulte évidemment pour l'essentiel d'un bouquet électrique à 60 % fossile en Allemagne, avec notamment 20 % de charbon et 25-27 % de lignite, les plus émetteurs de CO2. Si certaines centrales à charbon ont été déclassées, depuis 2000, 13 à 14 GW de nouvelles centrales à charbon ont été mises en service, pour une part en anticipant l'arrêt des centrales nucléaires programmé depuis 2000. De ce fait, le contenu carbone du kilowattheure allemand remonte ces dernières années à des niveaux proches de celui des années 2000, autour de 610 g/kWh dans un contexte de prix du carbone sur le marché européen déprimé. Dans ces conditions, la plupart des experts et le gouvernement allemand lui-même considèrent que l'objectif fixé d'une baisse de 40 % des émissions en 2020 par rapport à 1990 ne sera pas atteint. Cela nécessiterait en effet des efforts deux fois plus importants que ceux faits depuis 1990, sans l'atout des gains résultant de la restructuration industrielle consécutive à la réunification avec l'Allemagne de l'Est.

Parmi les enseignements, deux principaux :

- L'importance, au plan européen, de remettre le prix du CO2 et le marché des permis d'émission au centre de la politique climatique de l'Union. Pourquoi pas, en pratique, avec un prix-plancher du carbone, comme le suggère Terra Nova dans sa note sur la transition énergétique allemande ?

- Relancer la R&D sur la capture et le stockage du carbone (CCS) : pour continuer à utiliser le charbon en limitant les émissions de CO2. Des collaborations France-Allemagne sur ce thème, pourraient être un élément utile, avec des perspectives vers l'exportation.

Le dernier point concerne le transport et les bâtiments. L'Energiewende ne concerne pas que l'électricité. Les bâtiments et le transport sont aussi des sujets majeurs, en Allemagne comme en France où à eux seuls, ils représentent 70 % de notre consommation d'énergie. Pour agir dans ces deux secteurs, la France a, par rapport à l'Allemagne, l'avantage d'avoir une électricité déjà décarbonée, ce qui permet d'envisager de substituer aux énergies fossiles des usages performants de l'électricité, en développant, par exemple et dès aujourd'hui les pompes à chaleur dans le bâtiment ou, demain, le véhicule électrique. D'autres leviers sont à exploiter, comme la valorisation de la biomasse, au travers du Fond chaleur de l'ADEME - un outil vraiment intéressant -, ou le développement du biogaz. Sur ces aspects l'expérience allemande est intéressante. L'Allemagne a beaucoup investi dans la biomasse, pour la production d'électricité mais aussi de chaleur et de biocarburants. Elle est confrontée à des questions importantes qu'il conviendrait de prendre en compte, en particulier la compétition entre alimentation et énergie dans l'utilisation des sols, ainsi que le recours aux importations, dont il faudrait faire le bilan CO2.

Si on regarde plus précisément l'efficacité énergétique dans les bâtiments, nos deux pays sont en fait assez comparables. Selon les chiffres de l'Agence internationale de l'énergie, la consommation d'énergie dans le bâtiment est de 8,7 MWh par habitant et par an en Allemagne, contre 7,9 MWh en France. L'Allemagne utilise davantage d'énergies fossiles pour le chauffage, du gaz ou du fioul, alors qu'en France nous nous chauffons plus à l'électricité décarbonée ou au bois. Au sujet des factures d'électricité et de gaz, il convient de noter que compte-tenu du fait que les prix de l'électricité sont deux fois plus élevés en Allemagne et de l'usage plus important de 30 % du gaz avec un prix équivalent de ce dernier dans nos deux pays, la facture d'électricité et de gaz des allemands est en moyenne de 40 % plus élevée que chez nous. C'est donc globalement positif pour la France, raison de plus pour parler des économies d'énergie.

Comme le pointe M. Benjamin Dessus, nos voisins disposent d'une avance sur la pénétration des lampes basse consommation et des produits blancs efficaces- avec les normes AAA -. Ce pourrait être un des enseignements pour la France avec pour conséquence une consommation annuelle inférieure de 10 TWh. Nous devons progresser dans ce domaine. Sur la question essentielle de la rénovation des logements, je retiens trois points de l'expérience intéressante de la KfW8(*) : l'importance d'un diagnostic fiabilisé, pour cibler les logements les plus énergivores et les gestes les plus efficaces ; l'efficacité des incitations liées aux gains de performance énergétique et non à l'usage d'une technologie spécifique ; et, enfin, une filière et des artisans particulièrement bien formés.

Enfin, sur le transport, sujet sur lequel il y a une opportunité à engager une coopération entre les acteurs des deux côtés du Rhin, nous disposons d'une industrie électrotechnique forte et d'une industrie automobile motivée pour préparer le véhicule à basse émission de CO2 de demain. En France : une électricité décarbonée. En Allemagne : un intérêt à trouver des solutions de stockage efficaces pour gérer l'intermittence.

La course industrielle sur les batteries est engagée aux Etats-Unis, au Japon, en Chine et en Europe. Autant de raisons pour ne pas manquer cette opportunité de coopération.

M. Bruno Sido

Je vous remercie et donne immédiatement la parole à M. Édouard Sauvage, pour terminer l'introduction de cette seconde table ronde.

M. Édouard Sauvage, directeur de la stratégie, GDF SUEZ

Je vous remercie de m'avoir invité au sein de ce groupe, dont la très grande richesse fait qu'il est difficile d'apporter une vision complémentaire. En particulier, je rejoins mon collègue Jean-Paul Bouttes sur l'ensemble de ses constats.

Pour tirer les leçons d'une politique, il faut d'abord en connaître les objectifs et vérifier qu'ils concordent avec les résultats. On s'est interrogé sur les buts de l'Energiewende. S'agit-il de sortir du nucléaire ou d'atteindre les grands objectifs fixés par les chefs d'État européens, à savoir : faire en sorte que l'énergie soit abordable pour tous, réduire les émissions de CO2 et garantir la sécurité d'approvisionnement énergétique ?

À l'aune de ces trois critères, les politiques européennes aussi bien l'Energiewende sont un échec, comme M. Gérard Mestrallet, PDG de GDF SUEZ, l'a récemment souligné avec ses collègues énergéticiens européens au sein du Groupe Magritte. Ces derniers représentent plus de 600 000 salariés à travers l'Europe et le quart de la production d'énergie renouvelable, ce qui démontre que l'idée selon laquelle les énergéticiens seraient hostiles aux énergies renouvelables n'est pas tout à fait exacte. S'il est très positif que beaucoup d'installations aient été mises en place par des particuliers, de petites entreprises et des agriculteurs, les énergéticiens, dans leur grande majorité, s'inscrivent aussi dans cette évolution technologique.

Le plus paradoxal, c'est que, d'après les derniers sondages, plus de 70 % des Allemands sont toujours favorables à l'Energiewende. Un quart d'entre eux sont même prêts à payer plus cher pour la poursuivre, alors que le prix de l'électricité a déjà doublé. Le premier constat majeur porte sur l'adhésion nationale à cette politique. Il ne revient pas à des industriels de dire comment y parvenir, mais, au regard de l'expérience allemande, la priorité du gouvernement français devrait être de créer une telle adhésion, compte tenu des enjeux, rappelés au dernier sommet de l'ONU, au niveau national comme mondial et de la conférence climatique prévue l'année prochaine. Pourquoi la transition énergétique est-elle réalisable en Allemagne ? Ainsi que cela a été dit, du fait d'une vision à long terme partagée par la société. Je crois qu'il est très important de s'assurer que l'ensemble de la société française partagera aussi une telle vision à long terme.

En Allemagne, les secteurs les plus concurrentiels ont été préservés des surcoûts. Par ailleurs, on n'a pas assez souligné l'efficacité allemande. Aujourd'hui il faut trois fois plus de temps en France qu'en Allemagne pour installer une éolienne ou un méthaniseur. C'est un élément majeur, y compris pour les lignes électriques. Comment accélérer et comment réduire les coûts de mise en place de ces nouvelles installations ? Beaucoup de ces coûts sont simplement d'ordre administratif ou découlent d'une insécurité juridique. Il est possible de travailler sur cette question. Quels enseignements pouvons-nous tirer de ce constat ? Vous l'avez dit à juste titre, regardons déjà les enseignements que les Allemands en ont tirés eux-mêmes, au travers de la nouvelle loi votée en août qui reprend toutes les nouvelles prescriptions européennes, permettant ainsi une très grande sécurité juridique. Ils ont déjà négocié et mis en place les nouvelles règles permettant à certains secteurs industriels d'être exonérés, sans risque de recours devant la Commission européenne. La sécurité juridique est un élément majeur pour nos réflexions.

Cela a été dit, la sécurité à long terme implique l'absence de remise en cause de ce qui a pu être accordé aux industriels. Ce qui se passe aujourd'hui en Espagne représente un élément majeur d'insécurité pour les investisseurs. En Allemagne, la parole est garantie. Les Allemands ont clairement annoncé qu'ils ne reviendraient pas sur les mesures déjà mises en place. Face à des industriels qui évaluent les investissements dans les différents pays en mesurant les risques, le respect de la parole donnée par un gouvernement est un élément fondamental. Il est vrai qu'il faut pouvoir être très transparent, dans un monde où les révolutions technologiques vont très vite, pour annoncer que le système sera revu. Cela existe d'ailleurs déjà en France, au travers de systèmes de modulation des incitations au fur et à mesure de la réduction des coûts, mais de manière transparente et connue, avec des règles lisibles, ce qui fait qu'on peut les modifier sans donner l'impression d'une instabilité juridique. Je crois que, pour le législateur comme pour le gouvernement, c'est aussi une leçon majeure à retenir.

Enfin, il me semble souhaitable d'intégrer le plus complètement possible au marché les solutions mises en place, de sorte que les coûts soient connus et les coûts cachés évités. Il s'agit de faire des choix éclairés, par exemple de décider d'autoriser le raccordement d'un type donné d'installation en faisant payer le coût réel, quitte à le subventionner.

Quelles conclusions tirer face à la véritable révolution énergétique qui se met en place ? La première est que, si l'ambition de la transition énergétique est de réduire les émissions de CO2, il ne faut pas se limiter à l'électricité. Elle ne représente en France que 25 % de la consommation finale. Il y a énormément de choses à faire et les innovations qu'on a pu voir dans la production d'électricité renouvelable peuvent apparaître dans d'autres secteurs.

Les innovations ne sont pas uniquement technologiques, elles peuvent aussi porter sur les usages. On voit bien que la mise en place de véhicules en autopartage ouvre de nombreuses possibilités quant à la manière dont le transport peut être totalement repensé. Si l'on souhaite une transition énergétique majeure, il faut faire attention à bien mesurer les conséquences de ces bouleversements et à repenser complètement le système, faute de quoi nous mettrons rustine sur rustine. La deuxième règle consiste donc à fixer des objectifs et à en tirer toutes les conséquences, en termes d'action dans la durée, en s'assurant de la soutenabilité de ce qui est envisagé. De ce point de vue, ce que vous faites, monsieur le président, est tout à fait important. Il faut préparer en amont la législation en mesurant les conséquences des évolutions technologiques en cours et à venir, afin de ne pas avoir à improviser une fois qu'elles se seront déjà produites.

Il faut tirer toutes les conséquences de la décentralisation de la production d'énergie en termes de dialogue. Où doit se faire la politique énergétique de demain ? On l'a dit, tous les États européens sont interdépendants, mais prennent de plus en plus de place les réalités locales, les volontés de territoires à énergie positive. Le grand défi pour les dirigeants politiques sera de réussir à établir un dialogue du niveau territorial le plus bas jusqu'au niveau européen, et même mondial s'agissant des changements climatiques. Je pense que, sur cet aspect, les Allemands, de par leur organisation fédérale en Länder, ont certainement un temps d'avance sur nous. C'est un point important s'agissant des éléments de dialogue à mettre en place dans la loi.

Nous le savons, tout cela sera possible grâce à la numérisation, qui induit un bouleversement énorme : on parle de réseaux intelligents. Aujourd'hui, quasiment tout le monde peut avoir un téléphone intelligent susceptible d'interagir en temps réel avec les installations domestiques ou d'entreprise. Cela pose d'ailleurs question en termes de confidentialité des données. Si ce problème n'est pas traité, il risque de conduire à un rejet par les populations. Des solutions technologiques extrêmement efficaces risqueraient alors de ne pas être mises en place.

En conclusion, je voudrais rappeler les principaux points qui me semblent importants : donner la priorité aux subventions à la recherche et à l'innovation ; privilégier évidemment les énergies renouvelables les plus compétitives grâce à des mécanismes de marché.

Il faut souligner que les Allemands sont allés jusqu'à proposer des primes pour que ceux qui bénéficient des tarifs de rachat puissent basculer plus rapidement vers des mécanismes de marché plus efficaces ; garder comme finalité majeure la réduction des émissions de CO2 car c'est bien à cette aune que toutes les politiques doivent être jugées ; et, enfin, garantir la sécurité d'approvisionnement par des systèmes de marchés de capacité qu'il faudra généraliser au niveau européen.

M. Bruno Sido

Je vous remercie. Nous allons commencer ce tour de table en entendant M. Hervé Mignon, directeur économie, prospective et transparence de Réseau de transport d'électricité (RTE), à propos des enseignements du tournant énergétique allemand.

M. Hervé Mignon, directeur économie, prospective et transparence, RTE

Les enseignements du tournant énergétique allemand : le point de vue de RTE

Beaucoup d'éléments ont déjà été évoqués concernant les aspects énergétiques, économiques et sociaux : je ciblerai mon propos, d'une part, sur des questions spécifiques à l'électricité et plus particulièrement aux infrastructures de réseau, d'autre part, sur la sécurité d'approvisionnement. Cette sécurité est un enjeu fort auquel nous souscrivons pleinement, compte tenu des attentes sociétales et de la dépendance de plus en plus forte de notre société à la qualité de la fourniture d'électricité.

Les grandes leçons à tirer de ce qui se passe en Allemagne répondent à trois défis.

Le premier défi est géographique. Il résulte de changements dans la localisation des moyens de production, des impacts directs sur les infrastructures de réseau, en Allemagne et, de manière plus globale, dans l'ensemble du territoire européen, y compris en France.

Le deuxième défi, c'est celui de la temporalité. On peut effectivement afficher des objectifs : l'Allemagne l'a fait avec l'Energiewende, la France le fait dans le cadre du projet de loi relatif à la transition énergétique. Mais, derrière les objectifs, il convient aussi d'examiner le calendrier de mise en oeuvre, les étapes et les jalons qui sont fixés, afin de s'assurer qu'il y ait bien une cohérence d'ensemble entre les différents secteurs concernés que sont la production, les infrastructures de réseau et la consommation.

Le troisième défi est celui de la transparence sur ces évolutions. Dans les débats précédents, de nombreux intervenants ont pu évoquer les chiffres, les considérations, les échos... Mais il importe aussi, indépendamment des choix effectués, de disposer d'indicateurs transparents et neutres permettant de vérifier la bonne application des politiques engagées et, par là-même, de juger du bien-fondé de celles-ci, d'analyser leurs bénéfices et leurs éventuelles contraintes.

Je vous propose d'examiner d'abord la question géographique avec quelques considérations que l'on pourrait considérer comme triviales en termes de raisonnement, mais qu'il convient de rappeler. Que s'est-il passé en Allemagne durant les dix dernières années dans le domaine des énergies renouvelables ? En une dizaine d'années, à peu près 30 GW de production éolienne sont apparus au nord de l'Allemagne, dans les zones proches du littoral. Pour le photovoltaïque, 40 GW de capacités de production ont été installés dans le sud de l'Allemagne, en Bavière, compte tenu des modes de régulation et d'incitation mis en place.

À l'instar des autres pays européens, c'est toujours dans le sud - de la France, de la Belgique ou de l'Allemagne - que se développe ce type de production, ne serait-ce que par héliotropisme. Où se trouve la consommation principale en Allemagne ? Elle est et elle demeurera certainement dans les régions du sud, à la fois pour des raisons de démographie - c'est là que la population est la plus nombreuse - et parce que les grandes entreprises industrielles sont historiquement implantées sur place, si bien que cette région demeure une zone de forte consommation. De ce simple rappel géographique découle la nécessité de réfléchir, dès lors qu'on modifie la répartition des moyens de production, à la nouvelle répartition géographique des infrastructures de réseau permettant de mettre en relation ces nouvelles zones de production avec les zones de consommation. C'est ce qui a conduit nos homologues, les quatre gestionnaires de réseau de transport allemands, à développer des plans importants d'investissement pour la construction ou le renforcement d'ouvrages, afin de pouvoir continuer à assurer de façon sûre et efficace l'acheminement de l'électricité entre le nord et le sud du pays.

Une nouvelle répartition géographique des moyens de production implique donc de facto une nouvelle répartition géographique des infrastructures de réseau de transport d'électricité. Une des conclusions évidentes que nous pouvons en tirer est que si nous nous engageons dans une nouvelle répartition géographique des moyens de production, pour mettre à profit les gisements éolien ou solaire, à l'évidence cela conduira, comme outre-Rhin, à modifier la répartition géographique des infrastructures de réseau de transport.

Deuxième défi, la temporalité : quel délai peut-on constater entre la conception et la mise en oeuvre des installations de production ? En France, comme en Allemagne, il s'agit de quelques années pour le photovoltaïque, un peu plus pour l'éolien, l'ordre de grandeur étant de quatre à cinq années. Quel délai constate-t-on en Allemagne entre le moment où une ligne à haute tension nécessaire pour évacuer cette production est conçue et le moment où elle est autorisée et mise en service ? Ce délai est d'une décennie. Ces dix années correspondent-elles au temps nécessaire aux travaux, à la construction des pylônes et à la pose des câbles ? Il n'en est rien. La construction d'une ligne de deux ou trois cents kilomètres nécessite une année à une année et demie de travaux.

D'où vient cette différence entre ces dix-huit mois et ces dix ans ? Elle résulte tout simplement d'une accumulation, constatée dans beaucoup de pays européens, de procédures administratives préalables visant à vérifier l'opportunité, l'utilité, le respect d'un certain nombre de normes, etc. Ces procédures conduisent à solliciter, sur huit ans, parfois à trois reprises et dans trois configurations différentes, les mêmes acteurs publics, les mêmes collectivités et les mêmes populations.

Force est de constater que, quels que soient les efforts que peuvent déployer les gestionnaires de réseau, la superposition de ces procédures conduit à une situation de blocage. Le législateur allemand a fait ce constat, puisque ce n'est pas une mais trois lois qui ont été adoptées pour passer de dix à quatre années de procédure administrative.

Même si ses effets ne sont pas encore complètement déclinés aujourd'hui, la loi dite « NABEG »9(*) relative à l'accélération de l'extension du réseau de transport d'électricité, constitue une réponse opérationnelle rationalisant les différents textes encadrant l'autorisation des infrastructures, afin de parvenir à une équivalence temporelle pour le réseau, la production et la consommation. Il ne sert à rien de développer de manière sectorielle une filière si le lien substantiel constitué par le réseau de transport n'est pas assuré. Par son maillage, par la mise à disposition d'information, de réserves de moyens de transit, mais aussi de sécurité, le réseau est indispensable pour pouvoir continuer à acheminer la capacité produite vers les zones de consommation de façon sûre et efficace.

La Suisse aussi développe des réglementations adaptées sur les ouvrages, l'Italie, l'Espagne et le Royaume-Uni les ont déjà mises en place. C'est un mouvement européen reconnu par la Commission européenne qui met en exergue la nécessité d'avoir une vision cohérente, en termes de délais, entre ces différents types de travaux. Il ne s'agit pas de consentir une dérogation ou une exception au droit commun, mais de rationaliser les procédures de concertation et d'explication vis-à-vis des riverains, en respectant à la fois la convention d'Aarhus et, plus que jamais, le souci d'objectivité qui nous semble essentiel à l'acceptation locale des projets.

Le dernier défi concerne la transparence. Dans une société qui s'interroge, notamment sur les coûts ou les aspects techniques, il convient évidemment de mettre à profit tous les outils existant, à l'instar de ce qui se fait en Allemagne sur les réseaux électriques intelligents. Le président du directoire de RTE, M. Dominique Maillard, est chef de file du chantier « Nouvelle France industrielle » sur les réseaux électriques intelligents. Dans ce cadre, nous avons bien sûr des échanges avec nos homologues allemands et d'autres pays.

Il est important d'examiner l'information nécessaire au public, aux collectivités locales, aux acteurs locaux, nationaux et de marché. Plus que jamais, il nous apparaît essentiel de bien veiller à ce qu'il y ait une neutralité de l'information, qu'elle soit mise à disposition de tous les acteurs.

Demain, un certain nombre d'outils seront mis en oeuvre, par exemple la réglementation REMIT au niveau européen. Le règlement (CE) n° 1227/2011 du 8 décembre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de l'énergie (REMIT) vise en effet à renforcer la surveillance des marchés de l'énergie. Des instruments transparents font partie intégrante de l'acceptation et de la compréhension des enjeux sur ce sujet à l'instar de l'application ECO2 MIX développée par RTE.

Voilà, en quelques mots, les enjeux clefs des leçons tirés de l'Energiewende.

M. Bruno Sido

Je vous remercie et je me tourne maintenant vers M. Jacques Gérault, directeur des Affaires publiques d'AREVA, qui va nous exposer le point de vue de cette entreprise, en insistant sur l'impératif de prise en compte du contexte socio-économique pour réaliser la transition énergétique.

M. Jacques Gérault, directeur des Affaires publiques d'AREVA

L'impératif de prendre en compte les aspects socio-économiques dans la transition énergétique française

Merci infiniment monsieur le Président. Permettez-moi d'abord d'excuser M. Philippe Knoche, directeur général adjoint d'Areva, qui est à l'étranger, ce qui me vaut le plaisir d'être parmi vous et de le représenter aujourd'hui.

Du point de vue d'Areva, il semble essentiel de constater que les propos tenus précédemment ne l'auraient peut-être pas été il y a seulement une année. Voici un an, il était de bon ton de critiquer d'une manière violente ce « modèle allemand qui va dans le mur ». Aujourd'hui, je constate que les propos sont beaucoup plus modérés. Ce qui en ressort, c'est que l'Allemagne a fait un choix politique irréversible de long terme. À cet égard, il me semble que les récentes lois de 2011 et 2014, évoquées précédemment, permettent des ajustements très pragmatiques qui vont dans le bon sens. Ce qui ressort aussi nettement des propos tenus, c'est que l'Energiewende est acceptée par la société allemande dans son ensemble, de la CDU au SPD en passant par les Verts. Un dernier point à souligner, c'est que ce modèle allemand s'inscrit dans le cadre non d'une politique européenne, mais nationale, prenant en compte les atouts et vulnérabilités propres à l'Allemagne. Si l'Allemagne possède du lignite, nous avons l'énergie nucléaire.

S'agissant du projet de loi relatif à la transition énergétique, Areva constate qu'il est tout à fait équilibré, d'abord parce qu'il ne prend pas seulement en compte la variable électricité, mais aussi toute la panoplie des différentes énergies. Il y aurait peut-être quelques modifications à lui apporter, d'abord sur le problème du rôle de l'État dans un monde de grandes incertitudes. Quelles sont ces incertitudes ? Tout d'abord on peut fixer tous les plafonds que l'on voudra, les faits sont têtus, les réalités économiques et sociales sont ce qu'elles sont. Il nous semble qu'il faudrait davantage prendre en compte ce que sera, à l'horizon 2030, l'évolution de la demande d'énergie. Cette demande est fonction de variables par définition mal connues à ce jour, notamment la démographie et la croissance économique. Il faut aussi veiller à ne pas avoir une vue malthusienne de la consommation d'énergie. Aujourd'hui, l'exclusion sociale, ce n'est plus l'exclusion par la nourriture, mais par l'absence de toit et par la précarité énergétique. Je crois que nous devons avoir, dans ce domaine, une ambition en termes de qualité au profit des populations les plus précarisées dans notre société.

Le second facteur d'incertitude est relatif à une question énergétique qui devient incontournable, alors qu'elle ne l'était pas voici deux ou trois ans, celle du gaz dit de schiste. Il a été très justement dit, tout à l'heure, que le gaz de schiste nord-américain bouleversait complètement la compétitivité de nos économies, de part et d'autre de l'océan Atlantique, avec des conséquences très importantes. Les États-Unis d'Amérique ont amélioré leurs performances en termes d'émissions de CO2 et exportent simultanément leur charbon à des prix devenant dérisoires. Il faut tenir compte de cette évolution.

Un autre facteur de vulnérabilité découle des inquiétudes de la société vis-à-vis de certaines énergies. Dans une vie antérieure, en tant que préfet, j'ai constaté qu'il y a de plus en plus de résistances au déploiement des éoliennes sur le territoire. Il en va de même pour les fermes solaires, ces réalités doivent être prises en compte.

Se pose aussi la question des ruptures technologiques. Nos priorités énergétiques sont l'indépendance énergétique et la lutte contre les changements climatiques, ce qui nous ramène à la question du nucléaire. N'acceptons pas l'idée que le nucléaire devrait être effacé au prétexte que le modèle allemand l'aurait fait. Il est un atout majeur pour notre pays. Il faut savoir le préserver, y compris pour les générations futures : je pense à la quatrième génération de réacteurs. Le nucléaire n'est pas une filière industrielle du passé, mais d'avenir, utilisatrice de formations de très haut niveau et génératrice d'exportations. Le coût de son électricité, pour les ménages comme les entreprises, nous met au premier rang en termes d'exemplarité pour la lutte contre les changements climatiques, mais aussi en termes de compétitivité.

En tant que représentant d'Areva, je tiens à revenir sur un point déjà abordé mais de façon un peu cursive : la question des milliards d'euros investis dans les panneaux photovoltaïques au profit de l'industrie chinoise, un peu comme si le consommateur français avait subventionné l'économie chinoise.

Dans nos futurs choix, prenons garde qu'il n'en soit pas de même pour d'autres filières. C'est la raison pour laquelle nous avons fait le choix de l'éolien en mer ; il nous semble, aussi bien pour l'éolien posé que flottant - pour les pays ne disposant pas de plateau continental -, que ce secteur est à même de créer une véritable filière d'excellence, gage d'emploi, d'activité économique et d'aménagement du territoire bien pensé. Si l'on combine ces critères, on aboutit à des schémas tout à fait acceptables en France, mais aussi dans un cadre européen.

Cela nous amène à faire quelques propositions et je vais vous présenter certaines d'entre elles. La simplification des normes juridiques est absolument cruciale. Pour l'éolien, les préfets et présidents de conseils régionaux de Bretagne et de Normandie ont élaboré une série de propositions de modifications législatives et réglementaires qui nous parait extrêmement intéressante. Elle vise à raccourcir les délais de dix ans évoqués, bien souvent supérieurs lorsque les chemins critiques réglementaires et de purge de délais ne sont pas bien combinés. En outre, il nous paraîtrait intéressant que le projet de loi relatif à la transition énergétique favorise la création de démonstrateurs, tels que celui de notre filiale Wind au large de la côte d'Albâtre, qui permettraient aux diverses technologies françaises de progresser sur le plan de la maintenance et de la formation professionnelle.

Dans le domaine du stockage de l'électricité, tout reste à faire en termes de recherche et développement. Pourquoi ne pas engager dans ce cadre une coopération franco-allemande ?

L'intégration des réseaux est absolument nécessaire. J'en arrive au dernier point qui me paraît être la première priorité. Nous nous trouvons à la veille de la prochaine conférence des parties de la convention cadre des Nations unies sur les changements climatiques (« COP21/CMP11 »), qui se tiendra à Paris du 30 novembre au 11 décembre 2015. Cette négociation mondiale bouleversera fondamentalement le marché du carbone. Cela nous paraît être la première étape pour s'engager dans une politique vertueuse.

M. Bruno Sido

Je vous remercie. La parole est maintenant à M. François Moisan, directeur exécutif Stratégie, recherche et international de l'ADEME, qui va évoquer les objectifs de maîtrise des consommations et de production d'énergies renouvelables de la transition énergétique en France au regard de l'expérience allemande.

M. François Moisan, directeur exécutif Stratégie, recherche et international de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME)

Les objectifs de maîtrise des consommations et de production d'énergies renouvelables de la transition énergétique en France au regard de l'expérience allemande

Je vais centrer mon intervention sur la comparaison des objectifs et des enjeux de la transition énergétique en Allemagne et en France en matière de maîtrise des consommations et d'énergies renouvelables. Pour illustrer les différences, j'ai pris les données statistiques françaises figurant dans le projet de loi relatif à la transition énergétique ou, à défaut, dans les scénarios « efficacité énergétique » de l'ADEME.

En termes de maîtrise des consommations, les trajectoires des deux pays sont très semblables. Dans les deux cas, pour arriver au « facteur 4 » à horizon 2050, il faut diviser par deux la consommation d'énergie en valeur absolue, avec des rythmes d'évolution de l'intensité énergétique qui sont à peu près du même ordre : - 2,1 % par an en Allemagne et - 2,5 % par an en France avant 2030. Cette décroissance de la consommation absolue d'énergie peut s'accompagner de la croissance économique. L'Allemagne, le Royaume-Uni et les États-Unis d'Amérique en témoignent ; en 2012, ces trois pays ont eu une consommation primaire d'énergie inférieure à ce qu'elle avait été en 2000, alors que globalement leur PIB a progressé, malgré les années de crise économique.

S'agissant de l'amélioration de la performance énergétique des bâtiments, on voit que l'ambition de la transition énergétique en Allemagne dans les secteurs résidentiel et tertiaire est plus ambitieuse, puisque, entre 2008 et 2050, la décroissance est plus importante que ce que nous estimons réalisable en France, avec, dans les deux cas, l'objectif de la division par quatre des émissions de CO2. Si on regarde plus précisément la performance des bâtiments, je suis d'accord avec ce qu'a dit M. Jean-Paul Bouttes sur le niveau équivalent des factures dans les deux pays. En revanche, si on regarde la performance énergétique des bâtiments corrigée des degrés jours en Allemagne, où règne un climat plus continental, on voit que ce coefficient est actuellement de 131 kWh en énergie finale par mètre carré par an dans ce pays, alors qu'il est de 202 kWh en France. La perspective à 2050 pour l'Allemagne est de descendre à 26,4 kWh (- 80 %), contre 40 kWh en France. On voit bien que l'Allemagne part d'un niveau de performance plus élevé et qu'elle est beaucoup plus ambitieuse. Les consommations unitaires d'énergie utile par mètre carré et par degré jour pour le chauffage sont plus faibles en Allemagne qu'en France, même si in fine, le climat étant plus continental, les consommations en valeur absolue sont plus importantes en Allemagne. Le dispositif allemand de soutien public à la rénovation des logements est très puissant : intervention de la banque Kreditanstalt für Wiederaufbau - KfW (Établissement de crédit pour la reconstruction), qui emprunte à des taux très bas garantis par le gouvernement, ainsi que des banques locales ; accompagnement des travaux (audit et certification ex post des résultats).

La situation inverse prévaut dans les transports. La consommation d'énergie finale dans les transports diminuerait plus en France qu'en Allemagne entre 2010 et 2050. La consommation unitaire (en litres aux 100 km) des véhicules particuliers allemands est supérieure d'environ 13 % à celle des véhicules français.

S'agissant des marges de manoeuvre, nous avons prévu en France des gains technologiques sur les véhicules : hybridation croissante, électrification du parc, etc. Mais ce que nous envisageons en France porte surtout sur les services de mobilité : les véhicules partagés ont un taux de remplissage de 2,8 contre 1,2 pour un véhicule en propriété individuelle, notamment en zone urbaine ; un véhicule conçu pour ces services de mobilité, comme la Bluecar de Bolloré, a une consommation électrique de 7 kWh / 100 km, alors qu'une berline électrifiée comme la Fluence de Renault a une consommation de 30 kWh / 100 km. L'Allemagne a une vision qui porte essentiellement sur les aspects technologique : électricité et surtout hydrogène.

Les objectifs en matière de part d'énergies renouvelables dans le bouquet énergétique final sont comparables dans les deux pays : en 2050, 60 % en Allemagne et plus de 55 % en France. En revanche, l'Allemagne est beaucoup plus ambitieuse en matière de part d'énergies renouvelables dans le bouquet électrique, avec, au même horizon, plus de 80 % dans ce pays et entre 49 % et 79 % en France.

Comme le montre la dernière planche de ma présentation, le besoin de financement additionnel nécessaire pour les investissements de la transition énergétique en France (énergies renouvelables, réhabilitation des bâtiments...), au cours de la période 2014-2050, calculé par rapport à un scénario de référence à partir d'un modèle macroéconomique que nous avons développé, reste faible par rapport à celui devant couvrir les investissements qui seront réalisés en dehors du secteur de l'énergie.

Avec notre homologue allemand, la Dena (Deutsche Energie-Agentur GmbH), nous avons signé un accord pour développer la coopération sur les technologies et les projets industriels franco-allemands, notamment sur les réseaux électriques intelligents et le stockage de l'électricité.

M. Bruno Sido

Je vous remercie. Je donne maintenant la parole à Mme Emmanuelle Carpentier, directeur des affaires publiques et des affaires règlementaires d'E.ON France. Quel est votre point de vue en tant qu'énergéticien français, intégré à un grand énergéticien européen et notamment allemand ?

Mme Emmanuelle Carpentier, directeur des affaires publiques et des affaires règlementaires d'E.ON France

La soutenabilité de la transition énergétique pour la collectivité

Je souhaiterais m'exprimer en vous donnant notre vision d'énergéticien français, puisque nous produisons de l'électricité en France et que nous fournissons du gaz et de l'électricité en France, bien qu'intégrés à un grand énergéticien européen fortement implanté en Allemagne. J'articulerai mon propos autour de l'enjeu majeur de la soutenabilité. Si on veut que cette transition, qui est souhaitable pour le pays, soit une réussite et qu'elle emporte l'adhésion de l'ensemble de la société, il faut qu'elle soit soutenable pour nos entreprises et pour la collectivité. Je souhaiterais évoquer trois facteurs-clés essentiels à cette transition.

Le premier point est la question du rythme. Quel est le bon rythme, sachant que cela peut entraîner un problème de coût et donc de soutenabilité ? Il devrait correspondre à l'optimum économique en tenant compte de l'âge de nos centrales nucléaires et de l'évolution de la demande - dont on sait qu'elle représente un facteur d'incertitude. Nos objectifs sont-ils cohérents entre eux, cohérents avec ce que sera la réalité de demain ?

Développer de nouveaux moyens de production, s'ils ne répondent à aucune demande, serait facteur de surcoût pour la collectivité. Si l'on regarde aujourd'hui le coût de l'équivalent de la CSPE en Allemagne pour le subventionnement des énergies renouvelables, on est passé de 11,1 €/MWh en 2008 à 62,4 €/MWh en 2014. Cela représente 24 milliards d'euros par an à financer, six fois plus qu'en France.

Le deuxième point qui nous semble important est la question de la gestion de l'intermittence des énergies renouvelables. Le développement de cette production renouvelable entraîne d'importantes productions fatales, difficilement contrôlables. La quatrième planche de ma présentation illustre les pics de production en Allemagne, liés au fait qu'une part significative des énergies renouvelables est maintenant intégrée au système électrique. Il faut gérer ces pics de production, faute de quoi on courrait des risques d'extinction (blackout) ou de défaut d'approvisionnement. Il est possible d'envisager des moyens de production flexibles pour résoudre ce problème. Quel est le bouquet énergétique idéal de demain, sachant que les moyens de production répartissables que sont le thermique et certaines énergies renouvelables doivent avoir leur place ? Sans réponse à cette question, nous ne saurons pas traiter correctement cette intermittence.

Il faut aussi s'occuper de la question du stockage de l'électricité, qui ne jouit pas encore d'une technologie mature. Une autre façon de répondre à l'intermittence de ces énergies est de développer les moyens d'une modulation des consommations, qui pourraient demain s'adapter à la production, alors que depuis des décennies c'est le contraire. Se pose alors la question de la valorisation de la flexibilité, essentielle pour assurer demain l'équilibre du réseau.

Enfin, le dernier point portera sur l'intégration des énergies renouvelables au marché, qui nous semble nécessaire à la soutenabilité de la transition. Nous avons développé un système de soutien aux énergies renouvelables à travers les obligations d'achat, les tarifs d'achat, qui ont eu le mérite de créer les premières incitations et de donner une certaine sécurité de rémunération aux développeurs de projets. Néanmoins, on ne peut, à terme, continuer à avoir un monde de la production subventionné qui ignore celui de la production de marché. Demain, toute production devra être intégrée au marché. Nous saluons la disposition du projet de loi relatif à la transition énergétique prévoyant la création d'un nouveau dispositif de soutien introduisant un complément de rémunération sur les marchés de l'énergie, aujourd'hui, et de capacité, demain. Nous souhaitons que ce nouveau dispositif soit mis en place pour tous les nouveaux investissements. Il ne s'agit pas de revenir sur le passé, ce qui serait déstabilisant pour les investisseurs qui ont déjà pris des engagements. Ce complément de rémunération doit être une véritable aide à l'investissement, en fonction des nouveaux mégawatts construits. Cette aide devra être dégressive et versée progressivement tout au long du projet, pour éviter un effet falaise pour la production qui reçoit ces aides et qui, à terme, a vocation à être rémunérée exclusivement par le marché. Il ne faudra pas qu'elle bénéficie aux capacités existantes, car l'objectif de la transition énergétique est de créer de nouvelles capacités. Ce sera l'occasion de créer une nouvelle filière d'agrégation, que l'on a tendance à ignorer, qui nous semble source de croissance et d'emploi pour notre pays.

Je souhaitais donc rappeler ces trois facteurs-clés essentiels que sont le rythme de la transition, la gestion de l'intermittence et l'intégration des énergies renouvelables au marché. Nous avons un marché de l'énergie de gros ; nous aurons demain un marché de la capacité pour lequel nous attendons rapidement les textes règlementaires. La question se pose de la création d'un troisième marché, celui de la flexibilité, pour permettre demain la gestion harmonieuse d'un équilibre entre l'offre et la demande, en intégrant les énergies intermittentes au système électrique.

M. Bruno Sido

Merci. Nous allons maintenant entendre un économiste, spécialiste des questions énergétiques : M. Jacques Percebois, professeur à l'université de Montpellier 1. Il y dirige notamment le Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN).

Monsieur le professeur, vous avez présidé la commission « Energie 2050 », chargée d'examiner des scénarios de prospective énergétique, qui a remis un rapport en 2012. Quelle est aujourd'hui votre vision de la situation en Allemagne ? Vous m'avez indiqué que vous souhaitiez exposer deux idées : l'une à conserver, l'autre à rejeter. Nous sommes vraiment curieux d'en savoir plus.

M. Jacques Percebois, professeur à l'Université de Montpellier 1

L'expérience allemande : deux idées, l'une à conserver, l'autre à rejeter

Je vais effectivement développer deux idées, l'une à retenir et l'autre pas.

L'idée à retenir de l'expérience allemande est celle de la réforme du mécanisme de soutien aux énergies renouvelables. Nous avions plusieurs solutions au départ, soit les systèmes de prix garantis (feed-in tariffs), les certificats verts, ou les contrats sur différence (très proches mais en lien avec le marché), soit les systèmes qui concilient le prix du marché avec des primes (feed-in premiums) ou qui recourent à des appels d'offre. La réponse allemande, qui consiste aujourd'hui à abandonner le système des prix garantis au profit de celui des primes, est pertinente. Il faut aller plus loin, comme les Allemands le font d'ailleurs, et savoir ce qui sera autoconsommé, vendu sur le marché, aidé par des primes supplémentaires ou stocké. Je ne reviendrai pas sur les effets pervers des systèmes de prix garantis, qui ont été utilisés par la plupart des pays européens.

Pour me limiter à l'électricité, les centrales sont classées selon le critère du coût marginal (merit order). Le problème des énergies renouvelables et de l'électricité fatale est que ces énergies renouvelables ne sont pas suffisamment appelées sur le marché. Alors que leurs coûts variables (électricité fatale) sont très faibles, elles ne récupèrent pas leurs coûts fixes aux heures de pointe. C'est la raison pour laquelle on les aidait par des mécanismes de subvention hors marché. Ce système a indubitablement permis la pénétration des énergies renouvelables. Mais il a aussi engendré des effets pervers par des rentes relativement importantes.

L'injection massive d'électricité renouvelable a eu pour conséquence d'opérer ce que l'on appelle une translation de la courbe du coût marginal (merit order), c'est-à-dire que les prix d'équilibre sur le marché ont eu tendance à baisser. Le consommateur n'en profite pas, parce que si le prix du marché baisse, la différence entre le prix garanti et le prix du marché augmente. Le consommateur final, qui est assujetti au tarif règlementé notamment, paie par le biais de la CSPE ou par son équivalent en Allemagne ; le prix TTC augmente alors que le prix du marché diminue, pour ne pas dire qu'il devient négatif... On le voit sur la courbe de la planche n° 7 de ma présentation : les prix ont chuté dans tous les pays européens. Cette baisse des prix n'est pas imputable uniquement aux énergies renouvelables, elle est également due à la surcapacité, qui tient au fait que l'on avait anticipé une demande plus forte ; la faible croissance a entrainé une demande d'électricité plus faible que prévue. Cela met en péril la rentabilité des moyens de production, y compris dans le nucléaire, puisque le prix du marché est parfois en dessous du niveau de l'ARENH (accès régulé à l'électricité nucléaire historique fixé à 42 € / MWh). Les bons signaux ne sont plus envoyés aux investisseurs et les consommateurs paient la différence : en France c'est la CSPE, en Allemagne, son équivalent entraîne un surcoût qui s'élève maintenant à plus de 20 milliards d'euros. C'est une bonne idée d'avoir changé le mécanisme en Allemagne, la France doit s'en inspirer et mettre en place un système très proche.

L'idée à rejeter est de sortir totalement du nucléaire. En effet, le nucléaire permet aux consommateurs domestiques et industriels d'avoir un coût de l'électricité relativement favorable, même si les coûts du nucléaire ont tendance à augmenter, comme l'a récemment reconnu la Cour des comptes. En contrepartie, les Allemands font appel aux centrales à charbon, avec un système complexe où ce qui se passe aux États-Unis d'Amérique fait que le charbon américain est importé en Europe. La production de charbon a tendance à augmenter dans le monde, alors que la consommation n'augmente pas autant que prévu.

Le contexte mondial ne témoigne pas d'un abandon généralisé du nucléaire. En abandonnant le nucléaire de 2e et 3e générations, on se priverait des perspectives prometteuses des réacteurs de 4e génération. La planche n° 11 montre en Allemagne une baisse de la production d'électricité nucléaire compensée par une hausse de la production d'énergies renouvelables, un solde des exportations compensé par une baisse de la consommation, ainsi qu'une baisse de la production d'électricité faite avec du gaz compensée par une hausse de la production de charbon et de lignite. La faute en incombe au fonctionnement du marché du charbon et à l'absence d'un prix du CO2.

L'évolution des constructions de réacteurs nucléaires depuis 1979 dans le monde montre que, après une période d'étiage au milieu des années 2000, la construction de réacteurs redémarre, notamment en 2013. Tout récemment, l'Afrique du Sud a signé un accord de coopération avec le russe Rosatom. Il n'est donc pas exact de dire que tous les pays sortent du nucléaire, ainsi les Britanniques en Europe. Il faut préserver des compétences dans le domaine des réacteurs du futur (4e génération), avec des avantages (multi-recyclage du plutonium, test de la transmutation de certains actinides mineurs) et des enjeux industriels forts. Tous les grands pays industriels sont présents dans ce domaine : États-Unis d'Amérique, Chine, Inde, France, Royaume-Uni, Russie et même le Japon. De nombreux accords de coopération sont conclus entre le CEA (en partenariat avec EDF et Areva) et ces différents pays.

En conclusion, la première priorité est de conduire une politique de vérité des prix de l'énergie, notamment de l'électricité, car cela orientera les choix énergétiques. Cela implique de prendre en compte ce que l'on appelle parfois les « coûts cachés », c'est-à-dire les coûts des externalités, au premier rang desquels les émissions de CO2. La deuxième idée est que les marchés doivent envoyer les bons signaux aux consommateurs et aux investisseurs, en les incitant à investir là où sont les besoins. N'oublions pas que la surcapacité électrique moyenne en Europe n'est pas constatée et ne le sera pas aux heures de pointe. Pour le consommateur, la vérité des prix est un bon signal, dans la mesure où elle favorise l'effacement. La troisième idée, c'est que la vérité des prix est la condition sine qua non de la mise en place d'un véritable marché de capacité, qui est une ambition en France et dans les autres pays européens.

M. Bruno Sido

Je vous remercie. Nous poursuivons ce tour de table avec un autre économiste, M. François Lévêque, professeur à l'École des mines de Paris (Mines ParisTech), qui va évoquer la question de la durée de vie des centrales nucléaires, à partir d'une interrogation : peut-on piloter cette durée de vie ou constitue-t-elle un horizon intangible ?

M. François Lévêque, professeur d'économie (Mines ParisTech)

Calendrier et pilotage de la durée de vie des centrales nucléaires

Cette question rejoint celle évoquée précédemment sur le rythme de la transition énergétique. Faut-il aller vite au début ou à la fin ? Faut-il garder une vitesse linéaire ? D'un point de vue macroéconomique, c'est une question centrale qui n'est pas assez discutée. Nous sommes tous d'accord sur un objectif à long terme en 2050. Je partirai d'une évidence : un jour, il faudra fermer les réacteurs nucléaires existants. La première question est de savoir quand, et plus précisément, à partir de quel ensemble de critères prendre cette décision : sûreté, rentabilité, sécurité énergétique ou d'autres objectifs de politique énergétique. La seconde question est de savoir qui doit décider. Doit-on suivre le modèle américain - qui est d'ailleurs le modèle français jusqu'au présent projet de loi relatif à la transition énergétique - où seuls décident l'autorité de sureté nucléaire et les opérateurs ? Un tiers - la puissance publique - doit-il intervenir dans le processus de décision ?

Cette intervention publique peut laisser une grande marge de manoeuvre à l'opérateur, qui pourrait, par exemple, choisir les réacteurs à fermer pour atteindre l'objectif de 50 % de la part du nucléaire en 2025. Elle peut, au contraire, être beaucoup plus intrusive, comme en l'Allemagne, où c'est la loi qui a fixé, à deux moments différents, la date de fermeture des réacteurs. La planche n° 3 de ma présentation montre que la loi allemande a prévu, à quelques mois près, deux calendriers de sortie, avant et après la catastrophe de Fukushima. Ainsi, le dernier réacteur sera fermé en 2022, et non plus en 2034.

Quel est le coût de cette accélération du calendrier ? Le coût microéconomique du calendrier accéléré par rapport au calendrier progressif a été estimé entre 45 et 63 milliards d'euros (1 804 TWh d'origine nucléaire en moins à remplacer par des térawattheures ou des « négawattheures » plus chers), sans que l'on puisse constater de gains macroéconomiques évidents en termes d'emplois et d'exportations. En accélérant le calendrier, on substitue des technologies existantes « sur étagère » à des technologies qui existeront demain et qui seront plus performantes.

En France, le projet de loi relatif à la transition énergétique présente deux objectifs : la part du nucléaire est ramenée à 50 % à l'horizon 2025, notre capacité de production nucléaire est plafonnée à 63,2 GW. Sans s'interroger sur ces objectifs au regard de leurs bénéfices la France, comment faire pour qu'ils soient atteints au moindre coût ? Un pilotage léger laissant une marge de manoeuvre aux opérateurs est préférable à une intervention publique plus intrusive, en raison des incertitudes pesant sur la demande, sur les coûts, sur les visites décennales des inspecteurs. L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et EDF disposent en effet de meilleures informations que le législateur sur la sûreté et la rentabilité des centrales.

En conclusion, une des leçons à tirer du cas allemand est qu'accélérer le calendrier de fermeture d'un parc nucléaire est très coûteux. Fermer un réacteur sûr et rentable constitue un gaspillage.

M. Bruno Sido

Merci beaucoup, la question se pose pour la France. La parole est maintenant à M. Olivier Baud, président de l'entreprise Energy Pool, qui agit dans le domaine de la modulation de la consommation des gros consommateurs d'électricité. Quel pourrait être le rôle de cette modulation de la demande dans le cadre d'un système électrique qui intégrerait une part croissante d'énergie intermittente ?

M. Olivier Baud, président de l'entreprise Energy Pool

La modulation électrique des gros consommateurs comme outil de compétitivité au service de la transition énergétique

Je vous remercie. Vous donnez ainsi la parole à de grands consommateurs qui sont capables de moduler leur consommation, et donc de contribuer au rééquilibrage du réseau électrique.

En quatre ans d'existence, nous avons réussi à moduler l'équivalent d'un réacteur nucléaire et demi. Cela pourrait être beaucoup plus. Le problème n'est pas la technologie, il n'est pas la capacité des consommateurs à le faire, il réside dans le fait de savoir quand on s'en servira effectivement. Seulement 1 % à 2 % de la consommation française d'électricité sont modulés (demand response), alors qu'on pourrait moduler, de manière économiquement rationnelle, à peu près 10 %.

Je rappelle les résultats des travaux que nous avions présentés ici-même au Sénat, en juillet dernier, sur l'adéquation entre l'offre et la demande depuis cinq ans. On peut s'interroger sur la cohérence d'évolutions où les prix baissent et les coûts montent. Les consommateurs allemands ont eu la vertu d'accepter de payer, si bien que l'industrie a été préservée. En France les petits consommateurs ne l'accepteraient pas et les industriels ne pourraient pas supporter le coût de ce refus. Mille usines ont fermé en France depuis quatre ans, ce qui est une grande différence par rapport à l'Allemagne.

La deuxième grande différence entre la France et l'Allemagne est le bouquet énergétique. Deux exemples montrent les difficultés : entre juillet et décembre, la consommation d'électricité double en France tandis qu'elle n'augmente que de 30 % en Allemagne. Ce pays a une variation macroscopique de sa consommation d'énergie beaucoup moins grande que chez nous. La France, avec son énergie hydraulique « au fil de l'eau » et son énergie nucléaire peu variable, a un outil beaucoup plus rigide pour y répondre. Nous avons donc une consommation plus variable et une réponse plus rigide.

Le recours aux énergies renouvelables pour baisser les émissions de CO2 entraînera une plus grande variabilité de l'offre. Il n'y aura pas d'autre solution viable dans les prochaines années que de rendre la consommation plus variable, pour qu'elle s'adapte à la production. Peut-être que, dans vingt ou trente ans, nous aurons des solutions de stockage rentable, mais ce n'est pas le cas aujourd'hui. Au carrefour de l'Europe, les lacs de barrage des montagnes françaises, les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) dont dispose EDF, sont les plus belles machines à stocker, du triple point de vue économique, écologique et technique. La France a encore de grandes capacités et elle pourrait s'en servir.

Les deux-tiers des investissements en énergies renouvelables qui seront faits en France dans les cinq prochaines années ne coïncideront pas avec un besoin de consommation. Entre avril et septembre, il n'y aura pas de consommation pour 75 % de ces installations. RTE pourra toujours construire des lignes à haute tension, les pics et creux de consommation énergétique tombent au même moment sur le territoire national. Les quantités d'électricité en trop en France et en Allemagne, pendant plusieurs mois de l'année, s'élèveront, de façon macroscopique, à des pourcentages de 10 % à 50 % de la production certains jours. Le coût des énergies renouvelables ne correspond pas au coût du mégawattheure produit, il doit prendre en compte les mégawattsheures qui seront effectivement vendus. Si la demande ne correspond pas à l'offre, nous perdrons de l'argent.

Dans ce contexte, la modulation de la demande des gros consommateurs peut jouer un rôle intéressant. Elle est disponible tout de suite ; elle marche assez facilement. En France, RTE et d'autres acteurs ont inventé à peu près tous les mécanismes qui permettent d'en faire, mais on ne s'en sert pas. Hors subvention, le budget français et européen de la modulation de consommation se limite aux groupes électrogènes pour 90 %. Le vrai budget de la modulation de consommation en France s'élève à 20 millions d'euros. Avec ce budget, on peut faire cette modulation avec une seule usine. En France, la modulation pourrait concerner 10 % de la capacité de production, alors qu'actuellement elle n'en représente que 1 %.

Les mécanismes de la modulation existent, mais pas le budget, servons-nous en ! Pour les gros consommateurs, ceux de plus de 5 mégawatts, qui représentent 50 % de la consommation française, c'est un double atout. C'est d'abord un atout majeur de compétitivité pour les gros consommateurs français : ils peuvent baisser leur facture de 5 % à 30 %. Techniquement, les dispositions existent. Si on le fait de manière structurelle, si on veut faire revenir des industries consommatrices d'énergie, il faudra pouvoir proposer des contrats de long terme. Or l'Europe interdit aujourd'hui de conclure des contrats de plus de cinq ans. Un industriel qui conditionnerait son implantation à la conclusion d'un contrat à vingt ans ne peut obtenir satisfaction. Or une usine qui quitte le territoire national émettra dix fois plus de CO2 à l'autre bout du monde. Quand une usine sidérurgique, d'aluminium ou de chimie se délocalise au Moyen-Orient, cela crée des chômeurs, mais aussi, pour la même production, dix fois plus de CO2.

M. Bruno Sido

Je vous remercie. Le dernier intervenant de cette table ronde sera Mme Maryse Arditi, pilote du réseau énergie de France Nature Environnement (FNE), qui évoquera notamment l'implication des citoyens dans la transition énergétique.

Mme Maryse Arditi, pilote du réseau énergie de France Nature Environnement (FNE).

La volonté, l'efficacité et les citoyens

Il est difficile de conclure après un si grand nombre d'interventions.

Quelle leçon devons-nous tirer en France de l'expérience allemande ? Nous avons d'abord besoin d'une volonté politique dans la durée. En Allemagne, les premiers efforts ont démarré en 1990 ! On ne peut piloter une transition énergétique, qui se projette à long terme, en changeant tous les trois ans de politique : lancement du photovoltaïque en 2006, arrêt du photovoltaïque en 2009, changement de dispositif en 2011, modification du mode de soutien en 2014... Ce stop and go tue définitivement les filières.

Dans le projet de loi relatif à la transition énergétique, nous avons proposé de prendre en compte non seulement les gaz à effet de serre produits sur le territoire national, mais aussi ceux consommés sur le territoire national. En effet, au cours des dix dernières années, l'industrie a vu, en valeur absolue, sa quantité de production et sa part de la consommation d'énergie baisser, non en raison d'économies d'énergie, mais par l'effet des délocalisations. Nous importons ensuite des produits dont le bilan carbone est très mauvais.

Pour cette raison, nous avons besoin de deux outils pour contrôler l'émission de gaz à effet de serre, l'un pour ce qui est produit et l'autre pour ce qui est consommé localement.

S'agissant de l'efficacité énergétique, la banque allemande KfW prête jusqu'à 75 000 € à un taux de 1 % pendant trente ans. Tout le système bancaire allemand suit. En France, un prêt à quinze ans est déjà très difficile à obtenir. Le système bancaire français refuse de financer la transition énergétique, comme d'ailleurs il refuse de financer l'économie réelle. Pire, il refuse que d'autres financent pour lui, comme les sociétés de tiers investissement. Nous avons tous un livret de développement durable (LDD), dont au moins 10 % des encours devaient être prêtés en faveur du développement durable. Depuis 2007, cela aurait représenté 10 milliards d'euros, mais les banquiers n'ont pas même prêté 3 milliards.

En cas de rénovation thermique concernant les seuls combles, l'arrêté de 2007 ne prévoit pas moins de trois niveaux de résistance thermique en fonction du type de financement (prêt de base, éco-prêt à taux zéro - éco-PTZ, crédit d'impôt développement durable - CIDD). Cette règlementation obsolète confine à l'absurde... Il faut s'inspirer de la pratique de la KfW en imposant le résultat à atteindre pour une action ponctuelle de rénovation thermique et en garantissant le financement et les études techniques. Quand la KfW met un euro d'argent public, elle enclenche un effet de levier de près de onze euros de travaux sur lesquels il revient à l'État plus d'un euro de taxes.

En 2000, les ménages français et allemands consommaient autant d'énergie en électricité (hors chauffage). Douze ans après, le ménage allemand consomme 25 % de moins que le ménage français, avec des choix systématiques d'équipements haut de gamme.

Concernant le rôle du citoyen, nous avons tous compris ce matin que cela se passe mieux quand tout un peuple veut une transformation. Chez nous, non seulement le peuple ne veut pas, mais on a tout fait pour qu'il soit opposé. Les anti-éoliens ont des soutiens massifs au coeur de l'État, ainsi à l'Assemblée nationale et au Sénat. Comment aller au-delà d'un seul et unique parc éolien citoyen, qui d'ailleurs ira directement au musée, si aucune disposition du projet de loi relatif à la transition énergétique ne l'encourage vraiment ? En l'état, le projet de loi permet seulement l'ouverture du capital, alors qu'il faudrait l'imposer.

L'idée à retenir, proposée par M. Jacques Percebois, de réforme du mécanisme de soutien aux énergies renouvelables n'est pas mauvaise, mais elle gagnerait à être reportée dans le temps. L'éolien et le photovoltaïque ne représentent en France que 4 % de l'électricité. En outre, ces dernières années, la croissance du parc éolien et photovoltaïque s'est fortement ralentie. Changer maintenant le système de soutien risquerait de tuer toutes les PME-PMI du secteur. Il restera bien sûr les grandes entreprises telles Areva, Total, EDF, GDF-SUEZ... Nous avons déposé un amendement tendant à attendre que l'éolien et le photovoltaïque représentent 10 % en France pour réformer le mécanisme de soutien.

Au moment où l'Europe et l'Allemagne demandent que le soutien aux énergies renouvelables revienne vers les mécanismes de marché, EDF négocie deux réacteurs nucléaires au Royaume-Uni, au prix de 115 € le mégawattheure garanti avec indexation sur trente-cinq ans.

M. Bruno Sido

Je vous remercie. Nous arrivons au terme de notre seconde table ronde et j'ouvre le débat.

M. Paul-Henri Rebut, correspondant de l'Académie des sciences.

Pourquoi voulez-vous un tournant énergétique en France ? Nous produisons près de deux fois moins de gaz carbonique par habitant que les Allemands. Nous disposions d'une industrie qui fonctionnait et qui bénéficiait d'un coût de l'énergie suffisamment bas. Quoiqu'on en dise autour de la table, l'avenir est au nucléaire, parce qu'il faudra bien brûler l'uranium 238, pour lequel existent dix millénaires ou plus de réserves. Pourquoi, dans ces conditions, vouloir un tournant énergétique qui nous coûterait très cher ?

M. Bruno Sido

La réponse à votre question est politique : il y a eu l'accident de Fukushima. La seule chose que je regrette est qu'on passe par pertes et profits les 30 000 morts noyés, alors qu'on fait grand cas de l'accident nucléaire dû à ce tsunami.

M. Etienne Beeker

Les conséquences de la crise ukrainienne actuelle sur l'approvisionnement en gaz n'ont pas été évoquées aujourd'hui. Or le gaz sert aussi à produire de l'électricité. Comment faire si, simultanément, on coupe le gaz, on abandonne le charbon et on sort du nucléaire ?

Mme Maryse Arditi

On a beaucoup parlé du coût du nucléaire « si tout se passe bien ». Vous connaissez tous les coûts des accidents de Fukushima et de Tchernobyl... La vraie différence entre les 20 000 morts du tsunami et les morts à venir du nucléaire, c'est le maire de Litate, petit village de la préfecture de Fukushima, qui l'a exprimée : les tsunamis, on en a l'habitude, pendant un an on fait le deuil, pendant une deuxième année on reconstruit et trois ans après le village est à nouveau en vie ; tandis qu'avec l'accident nucléaire, c'est fini, ce territoire est mort, je ne pourrai plus le faire revivre, plus personne ne reviendra avec des enfants, seules peut-être quelques personnes âgées resteront...

M. Édouard Sauvage

En réponse à une question posée, pour moi, le tournant énergétique est là, c'est un fait. Les nouvelles technologies - solaire, et photovoltaïque - sont devenues compétitives. Aux États-Unis d'Amérique, le gaz dit de schiste a aussi été un tournant énergétique. La loi doit l'organiser au mieux des intérêts de la société. On ne peut nier l'existence de révolutions énergétiques dans différentes parties du monde.

M. Jean-Claude Perraudin

Sur la question du tournant énergétique, il ne faut pas opposer le nucléaire aux énergies renouvelables, ces deux sources d'énergie sont complémentaires. Le tournant énergétique doit diminuer l'utilisation des énergies fossiles, fortement émettrices de CO2 et très coûteuses (60 à 70 milliards d'euros), pour les remplacer par des énergies renouvelables.

M. Bruno Sido

Ce que vous venez de dire est de mon point de vue éminemment contestable, au moins pour les vingt ou trente années qui viennent.

M. Graham Weale

Je crois qu'il faut insister sur l'innovation. J'ai passé trois semaines aux États-Unis d'Amérique : ce qui s'est passé là-bas, dans le domaine des énergies renouvelable, est remarquable. Bien que les éoliennes ne puissent remplacer les centrales nucléaires, il faut observer ce qui va arriver dans les dix prochaines années, avec des moyens différents pour l'intégration et le stockage. En matière de stockage, avec les batteries, il faut s'attendre à un phénomène similaire à celui observé dans le domaine du photovoltaïque. Aux États-Unis d'Amérique, en Europe, en Corée, dans dix ans, nous avons de grandes chances que les batteries deviennent suffisamment compétitives pour qu'on puisse les utiliser à grande échelle. Avec la contribution des batteries, l'intégration des énergies renouvelables sera plus facile.

M. Volker Stehmann

On a dit que beaucoup de défis sont communs à la France et à l'Allemagne. Ce matin, nous avons beaucoup parlé des réponses nationales, mais nous avons un peu oublié l'Union européenne. Or il faudrait renforcer la politique énergétique européenne. Certains instruments européens, comme le marché intérieur ou l'EU ETS existent mais ne fonctionnent pas très bien.

M. Bruno Sido

Nous sommes loin d'avoir épuisé tous les aspects du sujet, s'agissant notamment de la sécurité d'approvisionnement. Je vous recommande la lecture du rapport que nous avions présenté en 2007 au nom de la mission commune d'information sur la sécurité d'approvisionnement électrique de la France et les moyens de la préserver. À l'époque déjà, nous disions qu'il fallait une régulation européenne. Je constate qu'il n'y a toujours pas de politique énergétique européenne. L'Allemagne a décidé unilatéralement d'arrêter le nucléaire mais comment résoudra-t-elle les problèmes posés par l'intermittence si nous n'absorbons pas ses excédents de production d'électricité ?

Mme Maryse Arditi

La moitié de la pointe européenne est due à la France, et nous consommons alors du lignite allemand, sous forme d'électricité...

M. Bruno Sido

Vous avez raison. Je vous remercie tous vivement pour votre participation aux deux tables rondes de cette matinée dont les comptes rendus permettront aux parlementaires de mieux comprendre les enjeux du projet de loi sur la transition énergétique.


* 8 Kreditanstalt für Wiederaufbau, en français Établissement de crédit pour la reconstruction

* 9 Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz, loi sur l'accélération du renforcement des réseaux de transport du 28 juillet 2011.