Mercredi 13 mai 2026
- Présidence de Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente -
La réunion est ouverte à 8 h 30.
Audition de Mme Emmanuelle Wargon, présidente de la commission de régulation de l'énergie
Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente. - Notre commission a le plaisir d'accueillir ce matin Mme Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), et par ailleurs présidente du Conseil des régulateurs de l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (Acer), agence de l'Union européenne qui assure la coordination des autorités de régulation nationales.
L'actualité parlementaire de ces derniers mois a été riche sur le secteur de l'énergie. À cet égard, je tiens à souligner la grande réactivité des services de la CRE ainsi que la qualité des échanges que nous avons avec vous, madame la présidente, ainsi qu'avec vos collaborateurs.
Le premier sujet que je souhaiterais aborder est celui des prix de l'énergie.
Vous avez été nommée à la tête de l'autorité de régulation au mois d'août 2022, c'est-à-dire en pleine crise énergétique. La présente audition se tient également durant une crise énergétique, dont les ressorts sont néanmoins différents.
En effet, la précédente crise était due à une conjonction de facteurs, à savoir : les menaces sur l'approvisionnement de l'Europe en gaz résultant de la guerre en Ukraine ; un épisode de corrosion sous contrainte qui a fait chuter notre production nucléaire de près d'un tiers ; et une longue sécheresse qui a réduit la production hydraulique à son plus bas niveau depuis 1976. À cela s'est ajoutée une inflation que le monde entier a eu du mal à maîtriser.
La crise actuelle concerne principalement les produits pétroliers et le gaz, en raison, d'une part, des difficultés de circulation dans le détroit d'Ormuz, et d'autre part, des frappes sur les infrastructures énergétiques des pays du Golfe. En conséquence, le prix du baril de Brent et le prix du gaz se sont envolés, et fluctuent aujourd'hui au gré des annonces de Donald Trump et de l'évolution de la situation dans le détroit.
L'augmentation brutale du prix des carburants entraîne des difficultés économiques pour nos concitoyens et plusieurs secteurs professionnels. Or la CRE n'est pas compétente en matière de produits pétroliers. Une telle compétence lui permettrait, par exemple, de veiller à la transparence et à la compétitivité des prix. Cette mission vous paraîtrait-elle envisageable et souhaitable ?
S'agissant du prix du gaz, après l'augmentation de 15 % qui a pris effet au 1er mai, comment le prix repère devrait-il évoluer au cours des prochains mois ? En outre, la reconstitution des stocks de gaz en prévision de l'hiver prochain est-elle compromise par la situation au Proche-Orient ?
Le second sujet que je souhaiterais aborder avec vous est celui de l'électricité.
Si les prix du marché spot, le marché à court terme, ont augmenté ces derniers mois, les prix des marchés à terme sont quant à eux relativement stables, ce qui pose une nouvelle fois la question du prix de référence en Europe, comme l'avait souligné le rapport Draghi. Peut-on avoir une électricité compétitive si c'est le marché spot qui fait le prix ? Comment changer les choses ?
Un autre point d'attention a émergé il y a quelques semaines, à la faveur de la publication d'un rapport de la Cour des comptes sur le soutien aux énergies renouvelables à travers les charges de service public de l'énergie (CSPE), et du rapport Lévy-Tuot sur l'optimisation du soutien public aux énergies renouvelables électriques et à leur stockage.
Comme vous le savez, notre commission tient à l'équilibre de notre mix énergétique, et donc au développement des énergies renouvelables. Toutefois, dans un contexte où le budget de l'État est de plus en plus contraint, il est important d'être vigilants quant à la bonne utilisation des deniers publics. Quelles pistes vous paraissent pertinentes pour faire baisser à la fois les CSPE et les factures d'électricité au bénéfice des Français et de notre tissu économique ?
Mme Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l'énergie. - Je vous remercie, madame la présidente, d'avoir insisté sur la qualité et la fréquence des échanges entre la CRE et votre commission. Il est important que nous soyons à la disposition des parlementaires.
La CRE assume trois missions principales : réguler les réseaux de transport et de distribution d'électricité et de gaz, ce qui nous conduit à fixer les tarifs d'utilisation des réseaux ; surveiller les marchés de gros et de détail de l'électricité et du gaz ; opérer pour le compte de l'État les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables. Nous y avons ajouté une mission qui consiste à éclairer le débat public, sur des questions qui sont très complexes.
Je commence par le sujet du gaz. Nous importons 97 % de notre consommation de gaz, et sommes donc extrêmement dépendants des marchés internationaux. Cependant, nous ne sommes pas inquiets sur la sécurité d'approvisionnement, y compris pour l'hiver prochain. Les stocks se remplissent : nous avons fini l'hiver avec des stocks remplis à 25 %, et nous sommes actuellement à 36 % de remplissage. Tous les contrats de stockage ont été souscrits, et les entreprises ont l'obligation de remplir les stocks à au moins 85 % de la souscription. Nos approvisionnements viennent assez peu du Moyen-Orient. Nous nous approvisionnons surtout en Norvège, aux États-Unis, et dans une moindre mesure en Algérie. Nous sommes donc moins sensibles que d'autres pays aux événements dans le détroit d'Ormuz.
Pour fixer le prix du gaz, nous dépendons des prix des marchés internationaux : il s'élevait à 30 euros par mégawattheure (MWh) avant la guerre en Iran, prix relativement bas. Les prix sont montés à 60 euros au début de la guerre, puis sont redescendus à 45 euros ; ces prix fluctuent en fonction des événements géopolitiques, notamment dans le détroit d'Ormuz. Il est donc difficile de faire des projections à moyen et long terme sur leur évolution. Ces prix sont répercutés sur les ménages et les entreprises.
Nous avons mis en place un prix repère à la suite de la fin des tarifs réglementés. Tous les mois, depuis juillet 2023, nous réalisons le calcul. Ce prix repère évolue plus que d'habitude : il a augmenté de 15 % en mai par rapport à avril, et est en baisse de 5 % en juin par rapport à mai. Le prix varie beaucoup, mais pour des volumes faibles, car les ménages consomment essentiellement du gaz pour se chauffer. Les consommations vont donc diminuer. Ces fluctuations correspondent à une augmentation de 6 euros des factures en mai et à une baisse de 1,5 euro en juin ; les montants restent donc limités.
La question sera plus prégnante à l'automne, car nous entrerons dans la saison de chauffage, mais il est trop tôt pour anticiper les prix. Les scénarios sont plus ou moins optimistes : un spécialiste de géopolitique serait plus à même de faire des hypothèses...
La CRE n'est pas du tout compétente sur les produits pétroliers. Je ne suis pas sûre que nous aurions une grande valeur ajoutée sur le calcul des marges. Sur le prix du gaz, dans notre prix repère, nous calculons des coûts commerciaux de l'ordre de 2 %, soit l'équivalent d'une marge commerciale. Ce calcul est simplement indicatif, mais beaucoup de factures des Français étant indexées sur ce prix repère, il faut le prendre en compte. Concernant les produits pétroliers, nous n'aurions aucun rôle sur la fixation des marges : cela relèverait plus du rôle de l'Autorité de la concurrence. Une telle compétence nous éloignerait des missions de la CRE.
Pour l'électricité, la situation est très différente. En 2022, les niveaux des prix de l'électricité étaient inédits, à cause des prix élevés du gaz et des problèmes de corrosion sous contrainte. Nous produisons habituellement 370 térawattheures (TWh) d'électricité nucléaire ; en 2022, ce fut seulement 270 TWh, soit une perte de 100 TWh, ce qui a créé une tension très forte.
La situation est désormais bien différente : le prix de l'électricité est stable, à 52 euros par mégawattheure, contre 50 euros avant la guerre en Iran. Ce n'est pas le cas partout en Europe. La France n'est presque pas dépendante du prix du gaz pour le prix de l'électricité, contrairement à l'Allemagne, l'Italie ou le Royaume-Uni, où les prix se situent entre 90 et 100 euros par mégawattheure.
Il n'y a pas de contradiction entre le fait que le marché soit unifié et que les prix soient différents. Nous avons tous les mêmes règles de fixation des prix de l'électricité, mais ces prix sont déterminés par zone de prix, zones qui s'équilibrent avec les interconnexions. Or, quand les interconnexions sont saturées, les échanges ne sont plus possibles ; dès lors, les prix se forment de manière différente dans chacune des zones de prix. Cela explique que l'équilibre soit bien meilleur en France : l'électricité est abondante, et moins produite à partir du gaz. Les mêmes règles ne produisent donc pas les mêmes prix partout. Ces règles nous sont favorables, car nous avons investi dans le nucléaire comme dans les renouvelables.
La France dispose donc d'une légère surcapacité de production. Nous exportons environ 90 TWh chaque année. Cette surcapacité est un avantage compétitif très important. Les entreprises en sont satisfaites, et pour les ménages, les factures d'électricité ne pèsent pas tant que cela sur le pouvoir d'achat. Les offres de marché sont encore en dessous du tarif réglementé chez à peu près tous les fournisseurs.
Cette production abondante pose une question de finances publiques car une partie de cette production est soutenue par des subventions. En 2026, les CSPE devraient s'élever à 7,6 milliards d'euros pour les énergies renouvelables électriques. Ce montant est important, mais ainsi notre approvisionnement est bon, et les prix environ deux fois plus bas que chez nos voisins.
Nous cherchons néanmoins à optimiser nos dépenses. Nous partageons une grande part des conclusions de la mission Lévy-Tuot. Des aménagements sont possibles pour optimiser le soutien aux énergies renouvelables. Nous appelons notamment, en matière d'énergie solaire, à soutenir les installations qui assurent aussi bien la production que le stockage.
L'électricité que nous produisons, via le nucléaire, les renouvelables et l'hydroélectricité, participe de notre souveraineté. La surcapacité est un élément assurantiel, car nous ne sommes pas à l'abri d'incidents industriels ou d'aléas climatiques. Si la production était insuffisante, il faudrait établir des systèmes de soutien pour préserver le pouvoir d'achat, mécanismes très coûteux pour les finances publiques. La difficulté est bien d'avoir suffisamment de marges sans en avoir trop : c'est l'objet du travail que nous menons sur la flexibilité de l'offre et de la demande et sur l'optimisation des mécanismes de soutien.
M. Alain Cadec. - Notre collègue Daniel Gremillet souhaitait vous interroger sur le développement des réseaux. Les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ont annoncé des investissements importants dans nos réseaux d'ici à 2040 : Réseau de transport d'électricité (RTE) prévoit d'investir 100 milliards d'euros et Enedis 96 milliards d'euros.
Quelle sera l'incidence de ces investissements sur le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (Turpe) que paie l'ensemble des consommateurs ? Par ailleurs, au regard du plan d'électrification des usages annoncé par l'exécutif, ces investissements vous paraissent-ils suffisants ?
Enfin, comme vous le savez, le Sénat est très critique sur le contenu du paquet sur les infrastructures d'énergie et les réseaux, dit « paquet réseaux », qui nous inquiète à bien des égards, notamment sur la question des investissements dans les infrastructures de réseaux, puisque la Commission européenne propose de centraliser les décisions en matière de planification et de financement. Quel regard la CRE porte-t-elle sur ce paquet européen, compte tenu des risques qu'il fait peser sur notre propre système électrique ?
M. Patrick Chauvet. - Le Sénat a examiné, le mois dernier, la proposition de loi visant à relancer les investissements dans le secteur de l'hydroélectricité pour contribuer à la transition énergétique. Notre commission a beaucoup débattu de la question des enchères concurrentielles, qui constituent la pierre angulaire de l'accord de principe trouvé entre le Gouvernement et la Commission européenne.
La CRE aura un rôle important à jouer dans ce dispositif puisqu'elle devra approuver les paramètres des enchères ainsi que leurs modalités, qui seront définies par EDF. En effet, il reviendra à l'opérateur historique de vous proposer les modalités de mise en oeuvre, et non au législateur de les définir.
Avez-vous engagé le dialogue avec EDF sur le fonctionnement de ces enchères ? Comment envisagez-vous leur mise en oeuvre ?
M. Yves Bleunven. - Le Sénat a adopté, il y a deux semaines, une proposition de loi déposée par notre collègue Michel Masset visant à définir des critères de priorisation du raccordement des installations de production d'énergies renouvelables aux réseaux d'électricité. La commission a substantiellement modifié le texte et l'a présenté en séance, où il a été voté à l'unanimité.
La CRE joue un rôle important dans ce domaine, puisqu'elle fixera, à l'automne prochain, une nouvelle procédure qui permettra de passer du principe de « premier arrivé, premier servi » à celui de « premier prêt, premier servi ».
Cette question a suscité beaucoup d'intérêt chez les élus locaux. Elle dépasse la problématique du raccordement, car elle touche à l'aménagement du territoire - EDF et Enedis ne peuvent décider seuls de cette question - et concerne aussi la réindustrialisation du pays.
D'après vous, quel rôle les pouvoirs publics et les collectivités territoriales doivent-ils jouer en la matière ? Nous avons l'impression que d'autres décident pour nous...
Mme Emmanuelle Wargon. - Monsieur le sénateur Cadec, concernant les réseaux de RTE et d'Enedis, je vous confirme que le plan d'investissement de RTE est de l'ordre de 100 milliards d'euros sur quinze ans, ce qui doit permettre, nous semble-t-il, de répondre aux enjeux. Pour Enedis, un décret, en cours de parution, officialisera la création d'un véritable plan de développement du réseau et les investissements sont du même ordre de grandeur que pour RTE.
Nous avons calculé l'incidence de ces investissements sur le tarif, mais cela dépend beaucoup de la consommation : si la consommation augmente plus vite, le tarif unitaire augmentera un peu moins ; si elle augmente moins vite, il augmentera un peu plus. Nous avons pris une hypothèse relativement prudente à ce sujet et nous estimons que les plans d'investissement prévus mèneraient à une évolution tarifaire de l'ordre de l'inflation plus 1 % pendant toute la période, sachant que nous prenons aussi pour hypothèse que les dépenses d'exploitation augmentent à la vitesse de l'inflation. Une telle augmentation n'est pas complètement négligeable, mais elle permet de financer les 100 milliards d'euros tout en restant, nous semble-t-il, à un niveau relativement absorbable par les consommateurs.
Ces investissements seront pilotés très finement par les gestionnaires de réseaux sous notre surveillance. S'ils sont liés au renouvellement, au renforcement ou encore au changement climatique, ils se feront, mais les grands projets de développement ne seront lancés qu'au fur et à mesure des besoins - cette partie des investissements est donc pilotable en fonction de la réalité des besoins et des demandes de raccordement.
Concernant le paquet réseaux, la CRE sera vigilante sur trois points, qui sont d'ailleurs assez largement partagés par nos collègues régulateurs européens.
D'abord, la question des scénarios, qui se décline en deux sujets : qui les élabore ? Y en a-t-il plusieurs ou un seul ? Selon nous, il est très important de réaliser plusieurs scénarios, parce que les choses sont différentes si l'on parle de prévisions ou d'ambition. Un seul scénario nous paraît totalement insuffisant en termes de pilotage.
Ces scénarios ont besoin d'être nourris par les visions techniques et nationales, celles élaborées par les gestionnaires de réseaux avec l'appui des régulateurs nationaux. La Commission européenne est un lieu de centralisation, mais les scénarios, j'y insiste, doivent s'appuyer sur les plans nationaux.
Ensuite, la question de la définition des besoins d'investissement. Pour l'instant, les besoins d'investissement, notamment d'interconnexion, sont définis « bottom-up », c'est-à-dire en partant de l'échelon local. Or le paquet réseaux pourrait aboutir à ce que la Commission rajoute des infrastructures qui n'auraient pas été identifiées par les acteurs nationaux, ce qui nous paraît peu pertinent.
Enfin, la question de l'utilisation des recettes de congestion. Une partie des recettes d'interconnexion va aux gestionnaires de réseaux qui ont financé les infrastructures. Or ce sont en fait les consommateurs, au travers du tarif, qui les ont financées. La Commission prévoit de centraliser 25 % de ces recettes pour des projets européens. De notre côté, nous défendons l'idée que, comme les dépenses ont été payées par les consommateurs nationaux, il serait juste que les recettes leur reviennent.
Monsieur le sénateur Chauvet, nous avons été associés aux travaux sur la proposition de loi relative à l'hydroélectricité - nous vous en remercions - et nous y travaillons étroitement avec le Gouvernement et EDF, notamment sur la caractérisation des produits et des enchères.
Nous faisons déjà ce travail pour les enchères qu'EDF organise sur les marchés à horizon de trois à cinq ans, que nous surveillons, ainsi que sur la manière dont EDF Obligation d'achat (EDF OA) commercialise l'électricité rachetée au nom de l'État, ce qu'on appelle les mécanismes de soutien. Avec cette expérience, nous nous sentons en capacité de trouver le bon cadrage pour disposer de produits adaptés au marché et aux besoins des différents fournisseurs, mais qui prennent aussi en compte les contraintes du producteur. Nous sommes confiants dans notre capacité à agir.
Monsieur le sénateur Bleunven, nous avons également été associés aux travaux liés à la proposition de loi du sénateur Masset sur la priorisation des raccordements.
En ce qui concerne tout d'abord la règle du « premier arrivé, premier servi », il est clair que nous en avons atteint les limites, à la fois pour les producteurs et pour les consommateurs ; par conséquent, les gestionnaires de réseaux et la CRE sont favorables à une évolution vers une règle du « premier prêt, premier servi ». Cependant, autant la règle actuelle est assez simple à appliquer, autant il n'est pas toujours aisé de savoir qui est « prêt » - cela nécessite de regarder le fond du dossier et de distinguer les projets de court terme et ceux de long terme : nous devrons donc affiner les choses. À ce stade, RTE a lancé une consultation technique et nous allons travailler avec eux pour que la règle soit la plus adaptée possible à la réalité des porteurs de projets - la CRE devrait adopter une délibération en ce sens à la fin de l'année, peut-être à l'automne si nous y arrivons.
En ce qui concerne ensuite l'aménagement du territoire, les élus interviennent évidemment en matière d'autorisations, mais nous avons encore du travail à faire entre les gestionnaires de réseaux, les élus locaux et les porteurs de dossiers en termes de positionnement des projets. Les contraintes techniques et financières liées aux réseaux ne correspondent pas nécessairement aux souhaits des élus. Il faut donc que nous réussissions à trouver des mécanismes pour articuler au mieux ces contraintes et les objectifs d'aménagement du territoire.
La proposition de loi prévoit de faire évoluer les règles de priorité et de donner la main aux gestionnaires de réseaux, dans le cadre d'un décret et des pouvoirs de la CRE. Nous jouerons notre rôle d'encadrement, mais nous ne pourrons nous placer que sur le plan technique : en l'état du droit, notre analyse portera sur la règle elle-même - « premier prêt, premier servi » - plutôt que sur des considérations politiques ou d'aménagement du territoire ; sinon, nous sortirions de nos compétences.
M. Franck Montaugé. - Madame la présidente, je vous remercie pour votre travail et pour celui des équipes de la CRE. J'aurai trois questions.
La première porte sur le versement nucléaire universel (VNU) qui va prendre la suite, attendue de longue date, de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh). Comment et sur quel aspect particulier la CRE exercera-t-elle sa mission de contrôle ? Je pense en particulier aux seuils de perception, à l'écrêtement ou à d'autres mécanismes inhérents au dispositif.
La deuxième porte sur la symétrie entre les contrats pour différence (CfD) des futurs EPR2 et les prix marginaux dans le parc historique. Comment les différentes hypothèses de coût de production du nouveau nucléaire sont-elles anticipées en termes d'impact sur la facture ? La CRE se prononcera-t-elle, en particulier, sur les seuils de ces CfD ? Comment vous préparez-vous à votre mission de contrôle ?
La troisième, que nous avons déjà évoquée, porte sur le Turpe. De manière intuitive, je m'attendais à ce que son évolution soit supérieure à ce que vous anticipez. Surtout, le contexte international particulier que nous connaissons pèse sur l'inflation, la rendant peu prévisible : les investissements pourront-ils vraiment être absorbés en grande partie par l'évolution de l'inflation ?
Par ailleurs, si le Turpe augmente fortement, comment cette charge sera-t-elle répartie entre le consommateur, le contribuable et l'État actionnaire ? Se contentera-t-on de dire que le consommateur absorbe tout ou pourrait-on envisager d'autres mécanismes de répartition permettant de soulager ce dernier, qu'il soit un particulier ou un acteur économique, par exemple dans le secteur industriel ?
M. Jean-Claude Tissot. - Merci pour la clarté de vos propos liminaires.
Le Gouvernement a dévoilé, il y a peu, un plan d'électrification de l'économie afin de réduire notre dépendance aux énergies fossiles. Deux possibilités, cumulatives, s'offraient au Gouvernement pour réduire la consommation d'énergies non renouvelables : produire davantage d'énergie décarbonée et consommer moins d'énergie. Or la dernière programmation pluriannuelle de l'énergie, la PPE3, privilégie très largement l'augmentation de l'offre d'électricité, notamment d'origine nucléaire. La sobriété est manifestement laissée de côté.
Il convient de noter par ailleurs que, sur les dix dernières années, la demande d'électricité n'a fait que décroître en France, même si le « déplacement » électrique se développe aussi. On peut alors s'interroger sur le plan d'électrification du Gouvernement, qui vise à « accélérer l'électrification des usages ». Comment la CRE accueille-t-elle ce plan d'électrification ? Le trouvez-vous ancré dans le réel ? Le jugez-vous capable d'électrifier véritablement les usages ?
Par ailleurs, comment le coût du renforcement des réseaux sera-t-il répercuté sur les consommateurs et dans quelle mesure l'augmentation de l'offre aura-t-elle un impact sur le coût de l'électricité ?
Mme Amel Gacquerre. - Avec le développement rapide des usages numériques, notamment de l'intelligence artificielle, notre capacité à raccorder rapidement les data centers devient un enjeu stratégique, de souveraineté et d'attractivité économique et industrielle. Or une part importante de nos données est aujourd'hui stockée hors d'Europe ; nous devons donc accélérer l'implantation de ces centres.
Toutefois, les projets changent d'échelle. La France fait aujourd'hui partie des pays qui comptent le plus grand nombre d'installations au monde - plus de 300 - et, à l'horizon 2035, la consommation électrique de ce secteur risque de tripler !
Sur le terrain, plusieurs porteurs de projets alertent sur des délais de raccordement incompatibles avec leur calendrier de développement. Dans mon département, à Béthune exactement, le projet Azur Datacenter, dédié à l'intelligence artificielle, est un exemple de ces difficultés : la question de la puissance disponible se pose et les études complémentaires envisagées par RTE pourraient prendre plusieurs mois.
La CRE a récemment approuvé une procédure de raccordement accéléré, dite fast track, pour les industries électro-intensives et les acteurs du numérique, notamment les data centers. Cette nouvelle procédure, qui constitue une avancée positive, suffira-t-elle à répondre à l'ensemble des besoins, notamment pour les projets situés hors des sites déjà identifiés ? Notre cadre actuel de régulation du raccordement électrique est-il à la hauteur de la compétition européenne et internationale autour des data centers, de l'intelligence artificielle et de la souveraineté numérique ? Comment éviter que le raccordement électrique ne devienne le principal frein à notre souveraineté numérique ?
Mme Emmanuelle Wargon. - Monsieur le sénateur Montaugé, bien sûr, nous avons commencé à travailler sur le VNU. Par exemple, nous effectuons plusieurs fois par an tous les calculs de base, à commencer par ceux du coût de production du nucléaire et du prix de vente moyen de l'électricité nucléaire par EDF. C'est à partir de ce prix de vente moyen qu'on détermine si le seuil est dépassé.
Pour l'instant, nous sommes très loin des seuils, car les prix sont globalement bas, mais si nous devions dépasser les seuils, nous proposerions un montant de VNU. Ce montant serait ensuite restitué par les fournisseurs à chaque consommateur sur sa facture, et cela de façon identifiée. Nous nous mettons donc en état d'opérer ce mécanisme. Pour l'instant, je le redis, les prix de vente d'EDF sont très en dessous des seuils, la question ne se pose donc pas.
Sur le nouveau nucléaire, nous sommes relativement peu concernés pour l'instant par le mécanisme de contrat pour différence. Le prix de soutien a été fixé par le Gouvernement et des négociations sont en cours avec la Commission européenne. Nous aurons un rôle technique dans un deuxième temps mais, par définition, seulement au moment où ces nouveaux réacteurs fonctionneront.
En ce qui concerne notre estimation d'évolution du Turpe, nous prenons en compte l'inflation, car elle nous paraît être l'évolution naturelle des charges d'exploitation. En effet, un opérateur classique a vocation à voir ses charges d'exploitation évoluer autour de l'inflation, qu'il s'agisse de sa masse salariale ou de ses dépenses courantes.
Cela ne nous dit pas à quel niveau sera l'inflation et je ne suis pas la mieux placée pour élaborer des hypothèses en la matière. Mais le fait est qu'habituellement les charges d'une entreprise évoluent autour de ce taux. À ce stade, les mécanismes tarifaires sont conçus pour que le point au-dessus de l'inflation que nous envisageons reste à la charge du consommateur et le niveau de notre estimation ne nous semble pas nécessiter de revoir drastiquement le cadre tarifaire.
Le soutien aux énergies renouvelables - je réponds aussi au sénateur Tissot - ne figure pas sur la facture ; il relève du budget de l'État. Naturellement, les choses sont liées, par exemple parce que les taxes et accises sur l'électricité abondent le budget de l'État, mais hormis pour l'outre-mer, ce ne sont plus des taxes affectées : l'État peut donc déconnecter complètement la fiscalité sur l'électricité et les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables. Dit autrement, les énergies renouvelables sont financées par le contribuable et non par le consommateur. Cependant, en matière d'électricité, tout le monde est à la fois consommateur et contribuable et, in fine, ce sont bien les Français qui paient. En termes de politique publique, ce n'est toutefois pas la même chose. Pour l'instant, du côté du réseau, l'équation paraît soutenable dans le cadre tarifaire actuel.
M. Franck Montaugé. - Une part des charges de service public de l'énergie (CSPE) n'est-elle pas payée par le consommateur ?
Mme Emmanuelle Wargon. - Non. La facture du consommateur se divise en trois parts : une première part pour l'électricité ou le gaz, une deuxième part pour le tarif de réseau, directement à la charge du consommateur, et une dernière part composée de taxes et d'accises. Dans ces taxes et accises, il y a la TVA et une accise qui est un montant forfaitaire par mégawattheure, dont une partie finance directement la péréquation pour l'outre-mer.
Jusqu'en 2015, il y avait bien une taxe affectée - elle s'appelait aussi CSPE, contribution au service public de l'électricité, ce qui ne facilite pas la compréhension... Le législateur et le Gouvernement de l'époque ont fait le choix de déconnecter les choses, même si, depuis environ deux ans, il existe de nouveau une taxe affectée, mais uniquement pour la péréquation ultramarine.
Monsieur le sénateur Tissot, nous avons besoin à la fois d'un plan d'électrification et de sobriété. À l'horizon 2050, il faudrait, à grande maille, que nous consommions 40 % d'énergie en moins par rapport à aujourd'hui, tous types d'énergies confondus, et cette consommation devra être très largement électrifiée. Il faut donc, dans le cadre d'une décroissance de la consommation totale, transformer une partie des usages fossiles en usages non fossiles, ces derniers étant essentiellement électriques, mais pas seulement - on peut penser à la géothermie, à la biomasse ou au biogaz.
Nous avons donc besoin de sobriété, d'efficacité énergétique et de transfert d'usage. Pour l'instant, l'électricité représente 28 % de notre consommation énergétique totale. L'objectif est que ce pourcentage augmente, non pas parce que nous consommerions plus d'électricité en valeur absolue, mais parce que nous allons consommer de l'électricité pour des usages qui sont aujourd'hui couverts par des sources d'énergie fossile. Il ne faut absolument pas opposer sobriété et électrification.
La sobriété, c'est ne pas gaspiller d'énergie et n'en utiliser qu'en cas de réel besoin. L'efficacité, c'est consommer moins d'énergie pour le même usage. Avec l'électrification, nous utiliserons de l'électricité là où, aujourd'hui, nous utilisons du gaz ou du pétrole, par exemple pour le chauffage, les transports ou l'industrie. Nous avons besoin des trois dimensions : sobriété, efficacité et électrification.
Le plan d'électrification insiste beaucoup sur les nouveaux usages, moins sur les autres aspects, mais du côté de la CRE, nous considérons que la sobriété reste un élément extrêmement important. Nous soutenons cette démarche d'électrification, notre responsabilité portant notamment sur les raccordements aux réseaux et sur les modalités de fonctionnement du marché pour obtenir une stabilité des prix.
En ce qui concerne les data centers, une source de consommation, donc une possibilité d'utiliser l'électricité que nous produisons aujourd'hui en abondance, un travail doit être mené pour les raccorder à la bonne vitesse et dans les meilleures conditions possibles. C'est une question de souveraineté et un choix politique : souhaitons-nous que nos données restent sur le territoire national ou soient traitées ailleurs ?
C'est dans ce contexte que nous avons soutenu la démarche de raccordement rapide proposée par RTE, dite fast track, qui donne des garanties aux porteurs de projets pour aller le plus vite possible, mais il faut distinguer la phase de travaux et celle qui est liée aux autorisations. Objectivement, c'est cette dernière qui est longue. Parfois, il n'y a pas besoin de faire de travaux, parce que le site est déjà suffisamment raccordé, auquel cas c'est très rapide. Quand il y a besoin de travaux, ceux-ci sont en général d'une durée relativement courte, entre six mois et dix-huit mois, mais ce qui peut être très long, c'est l'obtention des autorisations. Nous devons donc réfléchir au pilotage du régime d'autorisation sans perdre de vue ses différents objectifs, dont la protection de l'environnement. C'est principalement dans cette phase que les gains sont possibles.
Le fast track doit aussi permettre de donner de la visibilité aux porteurs de projets pour qu'ils sachent à quel moment leurs centres pourront être connectés et avec telle garantie de puissance. J'ajoute que ces centres doivent être alimentés en permanence. La nouvelle procédure constitue un progrès évident, même si, dans certains cas, ce n'est pas encore suffisant. Pour autant, je ne sais pas ce qu'il en est exactement dans les autres pays concernés.
M. Guislain Cambier. - J'ai visité une entreprise dans le département du Nord, Energo, une pépite - nous en avons quelques-unes dans notre département -, et discuté avec ses représentants. Cette entreprise transforme le gaz issu des méthaniseurs en éthanol. Ce procédé est particulièrement intéressant pour les agriculteurs, qui y trouvent un nouveau débouché, alors qu'ils ont parfois une difficulté pour écouler ce gaz. Que pensez-vous de ce type de dispositif ?
Par ailleurs, que pensez-vous d'un éventuel transfert de la compétence des réseaux électriques aux départements, comme le Gouvernement semble l'envisager, alors que les syndicats ont souvent prouvé leur efficacité, en particulier dans la ruralité ?
M. Jean-Claude Tissot. - Très bonne question !
M. Bernard Buis. - Quelles sont les actions de la CRE en matière de sobriété énergétique ?
Par ailleurs, dans plusieurs territoires ultramarins, les ménages restent fortement exposés aux coûts des énergies fossiles importées et à des contraintes spécifiques sur les réseaux électriques, alors même que nous devons assurer la transition énergétique et l'électrification des usages. Comment éviter que les écarts se creusent entre l'Hexagone et les outre-mer ? Les mécanismes actuels de péréquation tarifaire et d'accompagnement des consommateurs vous semblent-ils encore pleinement adaptés aux défis à venir ?
M. Daniel Salmon. - Un projet de réforme du tarif S21, qui concerne les centrales de moins de 100 kilowatts-crête, va avoir un impact très important sur les gestionnaires de ces petites centrales - je pense en particulier aux centrales villageoises. Certes, il faut optimiser les financements publics, mais ce qui est prévu est, en l'espèce, particulièrement violent, puisqu'il n'y aurait plus d'obligation d'achat en vente totale. Pour les centrales en service, le tarif de rachat du surplus passerait à 1,1 centime d'euro le kilowattheure (kWh), ce qui est très faible et hypothèquerait l'avenir de ces centrales, souvent portées par des citoyens ou des communes. Comment évaluez-vous les conséquences de cette réforme ?
Ensuite, avez-vous d'ores et déjà des retours sur la réforme des heures creuses ? Quelles en sont les conséquences ? Il s'agissait d'optimiser le phénomène de la « cloche solaire » et de mieux mettre en adéquation les phases de consommation et de production.
Enfin, les parcs éoliens terrestres qui ont dépassé les quinze ans d'existence sont de plus en plus nombreux et ils constituent plutôt des sources d'économies pour les finances publiques, puisqu'ils ne bénéficient plus d'un tarif d'achat fixe - ils revendent au prix du marché. Quels sont les gains attendus et quelle est la trajectoire pour les années à venir ?
Mme Emmanuelle Wargon. - En ce qui concerne la transformation de gaz issu de méthaniseurs en éthanol, je vous avoue que ce n'est pas un sujet que j'ai particulièrement bien étudié. Nous avons évidemment besoin de carburants de synthèse et la CRE vient de lancer un groupe prospectif sur ce sujet pour les transports aérien et maritime. Nous pourrons donc avoir un point de vue plus étayé d'ici quelques mois. Il serait certainement intéressant d'intégrer l'entreprise que vous citez, monsieur le sénateur Cambier, dans notre analyse ; nous reviendrons sûrement vers vous pour en parler.
En ce qui concerne le transfert des réseaux électriques aux départements, le système actuel - autorités organisatrices de la distribution d'électricité (AODE) et syndicats - repose de manière équilibrée, d'un côté, sur un système de concession à l'échelle locale et, de l'autre, un tarif national fixé par la CRE. Ce système est robuste et fonctionne assez bien. S'il devait y avoir une évolution, il faudrait qu'elle améliore le système.
Monsieur le sénateur Buis, j'ai déjà évoqué la question de la sobriété, qui est essentielle. Il est également important que les particuliers maîtrisent leur usage de l'énergie ; pour cela, ils doivent comprendre la manière dont ils la consomment. Lorsqu'on réduit sa consommation, on réduit aussi, par définition, sa facture, que ce soit pour l'électricité ou le gaz. Nous continuons donc à plaider pour la sobriété, l'efficacité et la sortie progressive des usages fossiles vers des usages non fossiles. C'est tout cet équilibre qui a du sens et qui repose à la fois sur la PPE et sur la stratégie nationale bas carbone (SNBC).
Nous pourrions passer une audition entière sur la question des outre-mer... Il faut d'abord savoir que la péréquation est essentielle. C'est un élément extrêmement fort de la solidarité nationale. Dans les outre-mer, nos concitoyens et les entreprises paient leur électricité au tarif réglementé de la métropole, alors que le coût de production est globalement deux fois plus élevé - je simplifie un peu. Le montant de l'écart, pris en charge par le budget de l'État, donc par la solidarité nationale, vient d'être basculé sur les factures des consommateurs : cela représente 3,3 milliards d'euros chaque année.
Concernant le mix énergétique ultramarin, les transformations sont en cours, avec la montée en charge progressive des énergies renouvelables et la sortie progressive des énergies fossiles, par exemple par le remplacement du fioul ou du charbon par de la biomasse ou du bioliquide. La rapidité de cette transformation est un sujet de débat. Se posent aussi des questions d'équilibre entre l'offre et la demande et de modernisation des réseaux.
La CRE consacre beaucoup de temps aux sujets ultramarins pour valider les plans de réseaux, les grandes orientations d'EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF-SEI) ou encore les projets de production. Nous sommes donc extrêmement investis sur ces sujets. J'ajoute que cela concerne en fait toutes les zones non interconnectées, c'est-à-dire les outre-mer, la Corse et les îles du Ponant.
Enfin, concernant l'arrêté dit S21, un choix relativement drastique est en train d'être fait : recentrer le dispositif sur l'autoconsommation. Cela peut se comprendre, puisque c'était l'idée initiale : inciter les particuliers à se doter de panneaux solaires, donc à devenir producteurs. En devenant producteur, on est aussi beaucoup plus sensibilisé à sa consommation et on essaie d'optimiser cette consommation, notamment en la plaçant au bon moment. C'était un système hybride avec à la fois un soutien à l'autoconsommation et la possibilité de revendre l'électricité ainsi produite au réseau.
Pour le recentrer davantage sur l'autoconsommation, il y a deux voies possibles : verser une prime ou fixer un tarif de rachat de dernier recours bas. Le Gouvernement a opté pour la seconde. Les deux solutions présentent des avantages et des inconvénients et verser une prime pouvait également être intéressant. Le prix du kilowattheure a été fixé pour être à peu près neutre sur les CSPE, ce qui n'est plus incitatif. L'autoconsommation, individuelle ou collective, reste attractive pour d'autres raisons et recentrer le mécanisme sur cela, donc devenir ce que l'on appelle parfois un consommateur-acteur, a beaucoup de sens en matière d'électricité.
Sur les heures creuses, la réforme est en cours et il est trop tôt pour en dresser le bilan. Nous avons effectué de premiers ajustements ; d'autres arriveront courant 2026. Par conséquent, nous ne serons pas capables de tirer un bilan avant la fin de l'année 2027.
Dans le cadre du décret du 30 avril 2026, nous lançons une expérimentation pour les petits consommateurs. C'est un échantillon limité - 6 000 foyers - sur une période d'un an, mais ce sera intéressant d'évaluer s'ils peuvent eux aussi ajuster un peu leur consommation. Ces foyers seront nécessairement gagnants : soit ils jouent le jeu de la nouvelle grille et gagnent de l'argent ; soit ils continuent à être facturés au tarif de base classique.
Enfin, nous sommes en train d'étudier la question des parcs éoliens terrestres de plus de quinze ans. Que se passe-t-il en fin de contrat d'achat ? Y a-t-il un nouveau contrat avec du repowering ? Ces installations vendent-elles sur le marché ? Ce sont des questions que nous nous posons.
M. Fabien Gay. - Madame la présidente Wargon, je salue votre travail et celui de vos équipes. Ce n'est pas la première fois que je le fais, et c'est sincère.
On nous dit que les consommateurs doivent être « éclairés » si nous voulons qu'ils baissent leur consommation. Mais les factures sont totalement incompréhensibles pour la grande masse des gens, y compris pour ceux qui s'y connaissent un peu ! Il faut être bac + 8 et disposer d'au moins douze heures pour espérer s'y retrouver !
Lorsque Jean-Bernard Lévy, alors dirigeant d'EDF, avait lancé une campagne de publicité avec le hashtag #MetsTonPull, je l'avais contestée, en disant que c'était une réflexion de bourgeois, du mépris de classe. Les gens qui n'ont pas les moyens, qui sont dans la précarité, ce sont aussi ceux qui habitent dans des passoires thermiques, qui sont obligés de pousser le chauffage, qui n'ont pas les moyens d'avoir de l'électroménager de classe A ou A+, qui ont des appareils anciens ou défectueux - dès que vous les mettez en marche, ils consomment une énergie considérable !
Vous avez eu raison, dans votre première prise de parole, de dire : « Pour l'instant, il y a moins de tensions sur les factures d'énergie. » Il est vrai que cela se reporte davantage en ce moment sur le prix de l'essence. Pour autant, 143 000 foyers se sont vu couper l'énergie en 2025 - certes 30 % de moins qu'en 2024, mais tout de même. Le nombre des restrictions de puissance - 948 000 foyers au total - a augmenté de 5 %. Au total, plus de 1,3 million de foyers n'arrivent plus à payer leur facture d'énergie : gardons bien cela en tête ! D'ailleurs, êtes-vous favorable à ce que l'on mette complètement fin, toute l'année donc, à ce qui est, à mon sens, une aberration totale, à savoir la possibilité de couper l'énergie dans un foyer ? On doit sûrement conserver la possibilité d'une restriction, mais il faudrait en redéfinir les contours, en ayant toujours à l'esprit que priver un foyer d'énergie, c'est le priver de vie.
Ma deuxième question porte sur le prix repère du gaz. Vous avez dit qu'un tarif réglementé de vente du gaz ne protégerait pas plus les consommateurs. Le problème, c'est la grande variabilité du prix repère ; les tarifs réglementés permettaient de lisser un peu les hausses. N'y a-t-il pas quelque chose à construire pour protéger les consommateurs des fluctuations du marché du gaz ?
Enfin, sur le VNU, comment calcule-t-on le nouveau tarif réglementé de l'électricité à partir du moment où l'Arenh, qui n'existe plus, faisait partie de l'empilement des coûts ?
J'ai par ailleurs quelques craintes sur la capacité à mettre en oeuvre le VNU. C'est comme pour l'Arenh : tout le monde disait que c'était formidable et, pendant dix ans, il a effectivement fonctionné, mais, quand il y a eu un problème, personne ne savait vraiment quoi faire, tant en termes de régulation que de sanction. Le contentieux a été très long puisqu'il a duré six ans.
J'ai l'impression que c'est un peu pareil avec le VNU. Dès qu'on pose une question sur son fonctionnement, on nous fait la réponse que vous venez vous-même de donner : « Ne vous inquiétez pas, tout est prévu : au-delà de 78 euros, on reversera sur la facture d'électricité. » Ce n'est pas que je ne vous crois pas, mais en réalité, personne ne sait vraiment comment cela va fonctionner. Comment reverser les sommes dues sur 20 millions de factures ?
On avait entendu la même chose pendant la crise énergétique : « Ne vous inquiétez pas... ». Finalement, les factures ont explosé, beaucoup de gens étaient en situation de précarité énergétique et les énergéticiens ont réalisé des bénéfices record.
M. Henri Cabanel. - Beaucoup de mes questions ayant déjà été posées, je vous interrogerai donc uniquement sur l'agrivoltaïsme.
Un rapport d'information de la commission des affaires économiques de 2025 pointait des goulots d'étranglement dans le raccordement des installations solaires. Dans mon département de l'Hérault, les agriculteurs sont quotidiennement démarchés par des porteurs de projets qui cherchent à capter du foncier à bas coût. En général, l'investissement n'est pas réalisé par les agriculteurs, car il s'agit de sommes très importantes ; les porteurs de projets louent donc des terrains pour une trentaine d'années et ne donnent, me semble-t-il, que des miettes aux agriculteurs. Comment le régulateur peut-il faire respecter un principe de partage équitable de la valeur ?
Mme Annick Jacquemet. - Le Bureau européen des unions de consommateurs (BEUC) évoque, pour la France, une hausse potentielle de plus de 50 % des factures de gaz d'ici à 2030 et de plus de 130 % d'ici à 2050 sous l'effet combiné de la baisse du nombre d'usagers et de la hausse des redevances de réseau et des taxes carbone. La CRE juge-t-elle ce scénario crédible ? Si oui, quelles mesures préventives peuvent être envisagées pour que les derniers consommateurs captifs du gaz ne supportent pas une explosion des coûts fixes ?
Par ailleurs, les fournisseurs devront intégrer une part croissante de certificats de production de biogaz, mais la filière alerte sur l'absence de trajectoire claire depuis 2018. Selon vous, le cadre actuel permet-il réellement de sécuriser les investissements dans le biométhane, tout en maîtrisant l'impact sur les factures des consommateurs ?
Enfin, vous nous avez dit que nous étions en surcapacité de production électrique et que nous avions exporté plus de 90 TWh l'an passé. Parallèlement, nous subventionnons les énergies renouvelables à hauteur de 7,6 milliards d'euros. Que rapporte cette vente d'électricité ? Quel est l'équilibre entre ces différents éléments ? Vous nous avez également parlé d'une marge de sécurité : à quel niveau estimez-vous cette marge pour les projets d'énergies renouvelables qui sont encore dans les tuyaux ?
Mme Emmanuelle Wargon. - Monsieur le sénateur Fabien Gay, le bouclier tarifaire a été bien visible sur les factures pendant la crise. Lorsque les prix ont très fortement augmenté et qu'un bouclier a été décidé, les tarifs ont été gelés, tant pour l'électricité que pour le gaz. Le coût de cette mesure pour les finances publiques est évalué à environ 25 milliards d'euros, ce qui est extrêmement significatif. Les factures ont donc bien été plafonnées. On peut avoir un avis politique sur le bon niveau de ce plafonnement, mais on ne peut pas dire que ce mécanisme, financé sur le budget de l'État, n'a pas été visible pour les Français.
Concernant le VNU, nous saurons techniquement faire fonctionner le mécanisme. Nous saurons d'abord réaliser les calculs permettant de définir combien EDF devra reverser si les prix montent au-dessus des seuils. Nous saurons ensuite répartir ces milliards d'euros sur les factures, selon les règles qui ont été fixées.
Nous aurons évidemment un débat pour savoir si les seuils, aujourd'hui relativement élevés, sont les bons : à partir de 78 euros le mégawattheure, EDF doit reverser la différence à hauteur de 50 % ; à partir de 110 euros, c'est 90 %. Les prix actuels sont autour de 52 euros. Nous pourrons avoir un débat très politique pour déterminer le bon curseur entre la protection des consommateurs et les finances d'EDF, mais techniquement, nous saurons faire.
Un point sera plus difficile à mettre en oeuvre : nous devrons formuler une hypothèse en début d'année, mais il y aura forcément un écart en fin d'année avec le prix de vente réel d'EDF, qui devra être reporté dans des conditions qui restent à définir ; c'est un élément de complexité inévitable du système. Toutefois, les questions porteront davantage sur le sens et le paramétrage du mécanisme que sur la capacité à le mettre en oeuvre. En tout cas, nous saurons ajouter une case « réduction de prix » sur la facture de chacun des Français.
En réalité, le calcul est relativement simple. Dans le tarif réglementé de vente de l'électricité (TRVE), il y a une part liée aux approvisionnements, dont la partie qui était relative à l'Arenh s'élevait à 42 euros, et une autre qui est lissée sur deux ans. La partie qui a fait beaucoup parler d'elle - le complément de prix qui arrivait en toute fin de période - était lissée sur seulement trois mois ; elle était donc extrêmement sensible aux prix de très court terme. Désormais, il n'y a plus ni Arenh ni complément de prix. La totalité de la part « électricité » est lissée sur deux ans, ce qui la rend relativement peu sensible aux variations de court terme : quand les prix montent, ils montent moins vite ; quand ils baissent, ils baissent moins vite. In fine, cela s'équilibre. C'est une méthodologie que nous avons élaborée en 2025 et qui s'applique à partir des TRVE de 2026.
Concernant le tarif réglementé du gaz, il variait selon la même formule, pour 80 % sur une base mensuelle et 20 % sur une base trimestrielle : la volatilité était donc la même. Une manière pour les Français d'être moins exposés à la volatilité des prix du gaz est de choisir de souscrire un contrat à prix fixe pour une durée donnée - 40 % l'ont fait. Tous les fournisseurs en proposent. Nous prévoyons de publier un prix repère à prix fixe, mais nous n'avons pas eu le temps de le faire jusqu'à présent.
S'agissant de la facture d'électricité, je partage assez largement le constat qu'elle n'est ni très simple ni très lisible. Il existe un vieil arrêté « facture » sur lequel il faudrait se pencher de nouveau. En revanche, concernant la souscription des offres, nous avons accompli un gros travail : ainsi, en lien avec le médiateur national de l'énergie, des lignes directrices ont été publiées l'année dernière pour essayer de rendre les offres comparables au moment où les Français cherchent un fournisseur. Cela doit améliorer la lisibilité des offres.
Monsieur le sénateur Cabanel, l'agrivoltaïsme est bien soutenu, une rubrique lui est consacrée dans les appels d'offres. Cette rubrique est un peu limitée et nous pourrions peut-être supprimer cette limite. En revanche, au moment de l'appel d'offres, nous ne voyons pas le partage de la valeur entre l'agriculteur et le porteur de projet, car nous ne sommes pas compétents sur ce sujet. Nous n'avons pas non plus de compétence sur la question du démarchage agressif et du bon équilibre pour l'agriculteur, mais nous pourrions, le cas échéant, y travailler.
Madame la sénatrice Jacquemet, nous n'avons pas du tout les mêmes chiffres que le BEUC. Cette étude a été réalisée par l'École de régulation de Florence : de notre point de vue, elle repose sur des hypothèses qui ne sont pas du tout crédibles, notamment une baisse de la consommation de gaz de 61 % d'ici à 2030, ce qui est très important. Cette hypothèse ne me paraît absolument pas fondée.
La CRE publiera début juillet la phase 2 de son étude sur l'avenir à moyen terme des infrastructures gazières. C'est un travail que nous menons depuis un an avec tous les acteurs, dont les gestionnaires de réseaux. Dans ce secteur, il existe un effet de ciseaux : le coût du réseau reste à peu près le même, alors que la consommation baisse beaucoup, si bien que le prix unitaire pour chaque consommateur monte. Il est possible que le tarif ne suffise pas à apporter une solution complète, en particulier si la baisse est très rapide. Dans ces conditions, la question, posée tout à l'heure à propos de l'électricité, de la répartition du financement entre consommateurs, contribuables ou d'autres sources, est susceptible de se poser. Nous présenterons nos analyses sur ce sujet d'ici un mois et demi.
Dans l'augmentation du prix pour le consommateur, il y aura cet effet de ciseaux, ainsi que la trajectoire des certificats de production de biométhane (CPB). Le Gouvernement a lancé des consultations sur une trajectoire 2028-2035, qui sera de nature à donner de la visibilité aux producteurs. C'est un coût qui doit être incorporé par les fournisseurs, donc un élément de coût supplémentaire sur la facture de gaz.
Nous devons aussi prendre en compte l'entrée en vigueur, si elle a lieu, du système d'échange de quotas d'émissions (ETS2), c'est-à-dire l'instauration de quotas carbone sur les factures de gaz à compter de 2028.
Tout cela dessine une trajectoire haussière pour le gaz, indépendamment même de son prix sur les marchés internationaux qui, lui, est très volatile. C'est l'un des enjeux du passage progressif d'une consommation fossile, y compris gazière, vers une consommation plus électrique, avec des prix de l'électricité qui sont plus stables.
Il me semble que les recettes d'exportation d'EDF sur les 92 TWh sont d'environ 5 milliards d'euros - c'est un ordre de grandeur.
Enfin, je n'ai pas de réponse précise, madame la sénatrice, à votre dernière question sur le niveau optimal de marge assurantielle. C'est un sujet sur lequel nous travaillons.
Mme Anne-Catherine Loisier. - Des familles ont régulièrement du mal à payer leur facture. En effet, pour une maison de 100 mètres carrés « tout électrique », il faut s'acquitter de plus de 500 euros tous les deux mois, ce qui est une somme conséquente pour des foyers modestes.
Pour ce qui concerne l'agrivoltaïsme, au regard de la proposition de loi de notre collègue Michel Masset, peut-il y avoir une priorisation des dossiers des agriculteurs ? Ce sont des porteurs de projets vulnérables qui peuvent supporter des échéances de prêts déjà contractés durant des semaines, des mois, voire des années, sans être raccordés au réseau et recevoir les rémunérations afférentes.
À propos de la surcapacité, la France est le plus gros exportateur mondial d'électricité depuis 1990. Les pics de 2024 et 2025 ont pulvérisé tous les records avant même la mise en route du réacteur pressurisé européen (EPR) de Flamanville : entre 89 et 92 TWh ont ainsi été exportés à un prix moyen de 59 euros - vous avez indiqué 52 euros précédemment -, alors que 81 TWh d'énergies renouvelables (EnR) ont été payés plus du double du prix au producteur pour l'éolien et plus du triple, pour le solaire. Si cette surcapacité est confortable et permet de faire face aux échéances d'électrification, elle fait chuter les prix de vente alors que les coûts de production demeurent élevés. Or c'est le contribuable ou le consommateur français qui paie la différence, si j'ai bien compris vos explications. Alors que la PPE3 prévoit de renforcer une nouvelle fois la production d'électricité grâce au nucléaire et aux EnR, comment mieux gérer une telle surcapacité qui coûte finalement très cher ?
Mme Marianne Margaté. - Je suis sénatrice de Seine-et-Marne, département actuellement confronté au développement d'un projet de data center hors norme porté par un fonds d'investissement des Émirats arabes unis. Situé dans la petite commune de Fouju, ce projet concerne 90 hectares, pour 50 milliards d'euros de fonds et une consommation électrique annuelle de 10 TWh. L'enquête publique est en cours. Une consommation électrique si démesurée pose des questions au niveau départemental comme national : cela correspondrait à la consommation annuelle de quelque 200 000 foyers, alors que nous exportons plus de 90 TWh.
Une évaluation de la consommation des data centers existants et de celle des futurs centres existe-t-elle ? Jusqu'à quel niveau de consommation cela reste-t-il soutenable au regard des enjeux d'électrification dans le domaine du logement, des transports et de l'industrie ? Une réflexion est-elle menée afin d'éviter toute concurrence exacerbée entre ces différents usages ?
M. Serge Mérillou. - Pour ce qui concerne les raccordements des projets EnR, je souscris au passage du principe du « premier arrivé, premier servi » à celui du « premier prêt, premier servi ». Toutefois, comment gérer le stock de dossiers existants ? Certains projets produisent de l'électricité, mais ne sont pas encore raccordés... Y aura-t-il un arbitrage entre les dossiers portés par les filiales de grands groupes qui déposent un nombre important de demandes et ceux de moindre ampleur des porteurs de projets locaux, comme les agriculteurs, les coopératives agricoles ou les collectivités territoriales ?
M. Yannick Jadot. - Vous avez évoqué la sobriété. Je suis stupéfait qu'il en soit très peu question aujourd'hui, alors que le sujet a été beaucoup évoqué à la suite du déclenchement de la guerre en Ukraine. Les investissements potentiels en matière de leasing social pour les véhicules électriques ou de rénovation thermique ne sont pas à la hauteur des discours tenus sur l'électrification. Quel est votre avis sur ce sujet ?
Pour revenir sur la question de la précarité énergétique, abordée par Fabien Gay, comment intégrez-vous la question de l'habitabilité d'été dans vos réflexions ? On parle régulièrement de la précarité énergétique pendant l'hiver, mais vivre dans une bouilloire thermique sans disposer de l'énergie nécessaire pour faire fonctionner un réfrigérateur ou un ventilateur devient un énorme problème sanitaire.
À propos de l'autoconsommation et des projets photovoltaïques abordés par Daniel Salmon, avec un prix d'un centime d'euro le kilowattheure, nous sommes en dehors des clous ! Alors que les Français apprécient de se prendre en main en matière énergétique, d'électrification et de souveraineté énergétique, le minimum serait d'atteindre 3 centimes d'euro.
Enfin, selon les experts, le prix du gaz pourrait atteindre 80 ou 85 euros le mégawattheure au dernier trimestre de cette année ou au premier trimestre de l'an prochain, même sans problème d'approvisionnement. C'est un souci pour les consommateurs et les industries. Comment intégrez-vous ce choc des prix probable à la fin de l'année dans vos réflexions ?
Mme Emmanuelle Wargon. - Tout d'abord, nous sommes conscients du poids des factures pour les ménages. Celles-ci sont lourdes dans un contexte plus général de tension sur le pouvoir d'achat, d'évolution des revenus et des prix qui dépasse le travail de la CRE.
Pour ce qui concerne la facture électrique, même si elle demeure importante, celle-ci n'explose pas, car nous sommes protégés de la crise actuelle. Cela nous renvoie à l'efficacité énergétique. J'ai beaucoup travaillé sur ces sujets par le passé. L'accompagnement des travaux, notamment d'isolation, et la réduction de la consommation sont des sujets essentiels.
En ce qui concerne la priorisation des dossiers de producteurs locaux, la règle du « premier prêt, premier servi » permettra à nombre de petits dossiers d'être traités relativement vite, car ils sont prêts. Par ailleurs, Enedis a d'importants projets d'investissements, au travers notamment du développement de postes sources, qui devraient résorber, à terme, les goulots d'étranglement identifiés et permettre les raccordements.
S'agissant des data centers, les centres existants consomment moins que la puissance maximale demandée initialement et leur montée en charge est très progressive. Aujourd'hui, aucun data center raccordé ne consomme la totalité de la puissance demandée. Nous avons d'ailleurs mis en place un système de reprise de puissance afin que la puissance demandée, mais non utilisée, soit remise à la disposition des autres utilisateurs qui en ont besoin. Je ne connais pas le détail du dossier du data center de Seine-et-Marne, mais sa consommation électrique n'atteindra vraisemblablement pas rapidement les 10 TWh et sa montée en puissance sera progressive.
À propos des raccordements EnR, il s'agit d'honorer tous les dossiers déjà positionnés dans la file d'attente, qui sont identifiés dans les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), et de mener à bien l'ensemble des travaux. Parmi les 96 milliards d'euros de dépenses d'investissement d'Enedis et les 100 milliards d'euros de Réseau de transport d'électricité (RTE), nombre de dépenses visent à desserrer la contrainte en matière de raccordements.
Enfin, la sobriété est toujours un pilier de la politique énergétique, mais elle n'est pas une réponse au prix et aux difficultés sociales. Il ne faut pas opposer sobriété et précarité ; pour ma part, je ne l'ai jamais fait. Monsieur le sénateur Jadot, il existe en effet des personnes en situation de précarité en hiver et en été, mais les réponses doivent plutôt être sociales ou relever de l'accompagnement. La sobriété permet uniquement de ne pas gaspiller une énergie qu'il serait possible de ne pas utiliser.
Nous envisageons de lancer des réflexions sur les moyens de se chauffer et de se rafraîchir à l'horizon 2040 en tenant compte de l'ensemble des modes de production, mais nous n'avons pas encore tranché la question. Ce serait un bon sujet de prospective pour la CRE et nous serons heureux de partager avec vous les résultats de tels travaux si nous les conduisons.
Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente. - Madame la présidente, je vous remercie de votre venue et de vos réponses précises. Dans le cadre de nos travaux à venir, nous aurons de nouveau l'occasion d'échanger avec vous-même et vos services.
Ce point de l'ordre du jour a fait l'objet d'une captation vidéo disponible en ligne sur le site du Sénat.
La réunion est close à 10 h 15.