L'ordre du jour de ce matin appelle l'audition de M. Denis Baupin, adjoint au maire de Paris, chargé du développement durable, de l'environnement et du plan climat.

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

À cette fin, notre commission d'enquête a jugé utile de vous entendre, afin que vous nous fassiez partager votre expérience locale.

Je vous rappelle que toutes les informations relatives aux travaux non publics d'une commission d'enquête ne peuvent être divulguées ou publiées, et qu'un faux témoignage devant notre commission serait passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du code pénal.

Pour ce qui concerne la présente audition, la commission a souhaité qu'elle soit publique et un compte rendu intégral en sera publié.

Avant de donner la parole à M. le rapporteur pour qu'il pose ses questions préliminaires, je vais vous demander de prêter serment, conformément à la procédure applicable aux commissions d'enquête, de dire toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire : « Je le jure. »

(M. Denis Baupin prête serment.)

La parole est à M. le rapporteur.

Monsieur Baupin, pouvez-vous présenter la politique menée à Paris en termes de consommation d'électricité et de gestion des réseaux, notamment dans le cadre du plan climat ?

Quelles sont les perspectives quant au développement des réseaux d'électricité et à leur coût pour une métropole telle que Paris ?

Quel est votre regard sur les mécanismes de lutte contre la précarité énergétique et les différentes mesures proposées, outre le tarif de première nécessité : chèque énergie ou chèque chauffage, tarif progressif ? Comment encourager les rénovations thermiques sans que les coûts soient insupportables pour les ménages à faibles ressources ?

Quel jugement portez-vous sur les mécanismes d'incitation aux économies d'énergie visant les collectivités, en particulier sur les certificats d'économie d'énergie ? Ceux-ci sont-ils compris de la population ?

Pensez-vous que les mécanismes destinés aux particuliers, notamment les incitations fiscales, soient efficaces ? Quelle devrait être, par exemple, la répartition des incitations entre le propriétaire et le locataire d'un logement ?

D'une manière générale, quel rôle les collectivités doivent-elles jouer dans les domaines de l'information, de l'incitation, de la subvention pour promouvoir les efforts d'économie d'énergie auprès des particuliers et des entreprises ?

Par ailleurs, quel jugement portez-vous sur la réglementation thermique 2012 ? Estimez-vous qu'elle est favorable ou défavorable au chauffage électrique ? Comment gérer et mieux réguler le stock d'installations de chauffage électrique existant ?

Enfin, selon vous, quel est l'intérêt du compteur Linky et des réseaux intelligents ?

La parole est à M. Denis Baupin.

adjoint au maire de Paris, chargé du développement durable, de l'environnement et du plan climat. - Selon moi, il est très pertinent de mener aujourd'hui un débat sur les politiques énergétiques, plus particulièrement sur leur coût. Je note que, au cours de la campagne électorale qui vient de se dérouler, pour une fois, cette question a été évoquée.

Lors de l'exposé que je vais faire, j'essaierai de répondre aux questions posées par M. le rapporteur et d'expliquer la réflexion que nous conduisons sur la place que doivent avoir les collectivités locales dans les politiques énergétiques. Cette réflexion rejoint celle de nombreuses autres de personnes.

Tout d'abord, force est de remarquer que nous sommes confrontés à une crise énergétique. La production d'énergies fossiles étant inférieure à la consommation, il existe donc une tendance très forte à l'explosion des prix. Quelle réponse pouvons-nous y apporter en termes de sobriété et d'efficacité énergétiques ?

Par ailleurs, la question de la relocalisation de la production nous paraît importante. Au cours de la campagne électorale, la question du « produire français » a été évoquée à plusieurs reprises. Or on ne peut que constater le fait que la balance des paiements de la France est « plombée » par les dépenses engagées en matière d'achat d'énergie à l'étranger. Par conséquent, produire localement de l'énergie permettrait de faire en sorte que l'argent de l'économie française ne serve pas à financer des pétromonarchies ou d'autres régimes étrangers, mais soit réinvesti localement. Cette question nous paraît essentielle au niveau non seulement national, mais également local.

Les élus parisiens, qui réfléchissent avec leurs collègues des communes voisines, souhaitent que leur ville soit de moins en moins dépendante du pétrole, tout en assurant un faible impact environnemental et social de cette nécessaire transition. Comme dans toutes les villes, ils doivent agir sur un territoire existant. Mais le territoire parisien est petit et totalement enclavé. Les espaces disponibles sont peu nombreux pour réellement permettre d'imaginer une nouvelle urbanisation. À l'heure actuelle, à l'échelon métropolitain, il n'existe aucun outil en matière de gouvernance.

Il convient non pas simplement d'agir, au niveau de la municipalité, du haut vers la base, mais aussi d'essayer de mobiliser les acteurs du territoire - les acteurs économiques ou même l'ensemble de nos concitoyens - et de les inciter à réfléchir à la façon dont ils consomment.

Par ailleurs, une question majeure se pose de plus en plus : celle de la précarité énergétique. En raison de l'augmentation très importante du coût de l'énergie et des problèmes de pouvoir d'achat que rencontrent nos concitoyens, à l'échelon national, le nombre de précaires énergétiques s'élève entre 8 et 10 millions de personnes. Bien évidemment, Paris n'est pas épargné par cette précarité.

L'action que nous essayons de mener, et qui vise à répondre aux questions énergétiques, a des développements intéressants pour une collectivité. Il s'agit, d'une part, de la réduction de la précarité énergétique, qui permet aux collectivités de réduire le coût des politiques sociales qu'elles conduisent, et, d'autre part, de la création d'emplois non délocalisables, qui a donc un impact économique positif. En effet, le fait de produire localement au lieu de recourir à des importations concourt à la dynamisation du tissu économique local et à une réduction de la vulnérabilité et de la dépendance de nos territoires.

Les élus - je suis particulièrement concerné, moi qui suis porteur du plan climat de la Ville de Paris, lequel vise à diviser par quatre nos émissions de gaz à effet de serre à l'horizon 2050 -, doivent non seulement faire en sorte de réduire les émissions de gaz à effet de serre, mais aussi s'interroger sur les facteurs de vulnérabilité de leur propre territoire. Selon moi, ceux-ci sont très largement sous-estimés, même pour des éléments aussi basiques que l'énergie, l'eau ou l'alimentation.

Je vous donne un simple exemple, même s'il est un peu hors contexte. Aujourd'hui, seulement 1 % de la consommation alimentaire des 11 millions à 12 millions d'habitants d'Île-de-France, région pourtant agricole, est produit localement ; 99 % des denrées venant de l'extérieur, leur transport consomme de l'énergie. Il s'agit donc d'un facteur de vulnérabilité important que nous devons prendre en compte. Il en est de même pour l'énergie et pour l'eau.

J'en viens à la question de la réduction des risques majeurs. Nos convictions ont été renforcées à la suite de la catastrophe de Fukushima. Certaines technologies comportent des risques. Ce fait a d'ailleurs été confirmé par l'Autorité de sûreté nucléaire, qui considère qu'une catastrophe majeure n'est pas impossible. Paris étant située à une centaine de kilomètres de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine, si ses élus réussissent à mener une politique permettant de ne pas recourir aux technologies les plus dangereuses, l'incidence sur la réduction des risques majeurs ne sera pas négligeable.

Selon cette philosophie, nous jugeons pertinent d'aller dans le sens d'une affirmation d'autorités locales de l'énergie. C'est ainsi que nous souhaitons faire évoluer notre plan climat.

Ce plan a été adopté à l'unanimité du Conseil de Paris, toutes tendances politiques confondues, en 2007, juste avant les élections municipales, autrement dit à une époque qui n'était pas forcément propice à ce que se dégage une unanimité. Dans ce document, sont fixés des objectifs légèrement supérieurs aux objectifs 3x20 du paquet énergie-climat européen, soit atteindre 20 % de réduction des gaz à effet de serre, 20 % d'énergie renouvelable et 20 % d'efficacité énergétique. En effet, ont été retenues pour le territoire parisien les fourchettes de 3x25 et de 3x30 pour tout ce qui concerne le bâti municipal, les déplacements municipaux, l'éclairage public.

Vous avez retenu 3x25 pour aboutir à 75 % ?

En fait, nous avons retenu l'objectif de 75 % à l'horizon 2050. Il ne s'agit pas d'une multiplication des réductions ! Il s'agit d'atteindre 25 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre du territoire, 25 % de réduction des consommations énergétiques et 25 % de consommation énergétique du territoire provenant des énergies renouvelables.

Une révision du plan climat ayant été prévue tous les cinq ans, nous sommes aujourd'hui dans cette phase de révision. C'est d'autant plus nécessaire que, au regard des lois Grenelle, chaque collectivité territoriale doit adopter un plan climat-énergie territorial. Cette obligation est une bonne occasion pour la Ville de Paris de mettre à jour, en fonction des résultats déjà obtenus, ses politiques et la façon de réaliser ses ambitions.

J'en viens au bilan énergétique de Paris. Sur son territoire, les consommations d'énergie les plus importantes concernent le secteur du bâti, qu'il s'agisse du bâti résidentiel ou du bâti tertiaire. À cet égard, je vais donner un ordre de grandeur qui frappe toujours les esprits : la consommation énergétique des bâtiments parisiens correspond à l'équivalent de la production de quatre réacteurs nucléaires... On le constate, la consommation énergétique, notamment électrique, du territoire parisien, de petite taille mais extrêmement dense, est très élevée. Par conséquent, les économies potentielles sont loin d'être négligeables.

En matière énergétique, le plan climat de la Ville de Paris nous a amenés à agir sur de très nombreux leviers.

Aujourd'hui, je n'évoquerai pas la politique de mobilité, dont j'étais en charge entre 2001 et 2008, et qui a visé à réduire de façon très significative la circulation automobile au profit des transports collectifs et d'autres moyens alternatifs. De ce fait, notre dépendance au pétrole a été diminuée. Certes, tel n'est pas le sujet qui nous occupe ce matin, mais les déplacements contribuent aussi à la consommation énergétique d'un territoire. De surcroît, eu égard aux enjeux énergétiques auxquels nous sommes confrontés, qu'ils concernent le pétrole, le dérèglement climatique ou la réduction des risques de catastrophes majeures, le facteur de la mobilité doit être pris en compte.

Par ailleurs, voilà quelques mois, la Ville de Paris a adopté un nouveau contrat de partenariat de performance énergétique de grande ampleur qui permettra, dans dix ans, de réduire de 30 % la consommation d'électricité due à l'éclairage public, à la signalisation lumineuse et aux illuminations des bâtiments parisiens. Sur dix ans, sont en jeu 800 millions d'euros. C'est le plus gros marché passé par la Ville de Paris au cours de la présente mandature. Il vise non seulement la réduction de la consommation électrique, mais aussi l'entretien du patrimoine en matière d'éclairage. Si la Ville Lumière doit, évidemment, rester bien éclairée, grâce aux nouvelles technologies, sa consommation doit être abaissée.

Par quels moyens ?

Il s'agit d'utiliser des ampoules basse consommation, d'éclairer non plus le ciel mais les endroits adéquats. Tout n'est pas fixé dans le marché. Autrement dit, en fonction de l'évolution des technologies, on laisse la possibilité au prestataire de s'adapter. Ainsi, dans certains lieux ne nécessitant pas un éclairage continuel la nuit, on peut envisager d'installer des détecteurs de présence permettant de renforcer l'éclairage en tant que de besoin. De telles pistes sont expérimentées dans un certain nombre de collectivités. Elles peuvent rendre possible la réalisation d'économies d'énergie.

J'en viens au bâti, qui est de différents types, tant du point de vue de l'architecture et de la période de construction que d'un point de vue juridique. On ne peut pas agir de la même façon sur des bâtiments appartenant à la Ville, sur des logements sociaux, des logements privés ou encore sur des locaux relevant du tertiaire.

D'un point de vue juridique, les bâtiments appartenant à la Ville sont les plus simples à gérer. Nous avons conclu le plus important contrat de partenariat de performance énergétique jamais signé en France portant sur les 600 écoles situées à Paris. Par lots de 100 écoles - un premier a d'ores et déjà été défini -, nous allons lancer la rénovation thermique de ces établissements pour réduire leur consommation énergétique de 30 %, en agissant à la fois sur le bâti, sur le système de chauffage et sur les comportements tant des enfants, des personnels de l'éducation nationale ou de la Ville, voire des parents, même si leur présence est moindre dans les écoles. Tout un travail de sensibilisation doit être mené. À la suite d'un dialogue, un groupement a été retenu. Ainsi pourra être expérimentée la mise en place du système.

Pour ce contrat de partenariat de performance énergétique, un groupement a été retenu après un « dialogue compétitif ». Cela nous permettra d'expérimenter la mise ne place du dispositif. Son gros avantage, c'est que, sur les vingt ans de durée du contrat, le prestataire doit assurer les performances, faute de quoi il ne percevra pas le loyer prévu pour la fourniture de sa prestation. Je parle de « loyer » parce que les économies d'énergie qui résulteront de l'isolation thermique effectuée, qui ont donc vocation à rapporter de l'argent, ne suffiront pas à financer les travaux sur vingt ans. Les simulations que nous avons effectuées au terme d'une pré-étude portant sur cinq écoles représentatives du bâti parisien ont montré que, si l'on se « contentait » d'une réduction de 20 % de la consommation énergétique de ces établissements, les investissements seraient financés par les économies d'énergie, car les investissements lourds à réaliser sont finalement assez limités. Mais nous sommes allés plus loin puisque l'objectif fixé est d'atteindre une réduction de la consommation de 30 %. La Ville contribuera à hauteur de 50 millions d'euros environ sur cette période de vingt ans aux travaux qui seront réalisés dans les cent premières écoles. Le même dispositif sera mis en oeuvre afin que les 600 écoles parisiennes soient rénovées à l'horizon 2020.

Nous travaillons également à la rénovation des chaufferies de la Ville de Paris. Je n'insisterai pas sur ce point, qui ne concerne pas directement l'électricité.

J'en viens aux 220 000 logements sociaux parisiens. L'objectif retenu dans le plan climat est d'en rénover thermiquement un quart d'ici à 2020, soit 55 000. Chaque année, seront traités 4 500 logements sociaux grâce à des aides de l'État, de la région, de la Ville de Paris, une contribution propre des bailleurs sociaux.

Est-ce que cela concerne aussi bien l'isolation que les chaufferies ?

Bien entendu, nous agissons sur tous les facteurs qui permettent d'atteindre les objectifs de réduction fixés.

La principale difficulté concerne le parc du logement privé, avec cette spécificité parisienne qui fait qu'il est quasi exclusivement constitué de copropriétés. Or les dispositifs légaux mis en place visent principalement des pavillons ; là, l'éco-PTZ est particulièrement adapté pour agir. Nous devons continuer à faire progresser ce chantier majeur, sur lequel je reviendrai dans quelques instants.

Les bureaux posent encore plus de problèmes. J'ai eu l'occasion d'en discuter à plusieurs reprises avec l'équipe Bâtiment du Grenelle de l'environnement, qui essaie d'élaborer des outils concernant le tertiaire. Aujourd'hui, il y a la spécificité des consommations électriques de ces bâtiments, qui sont parfois plus importantes que celles relatives au chauffage : informatique, data centers, éclairage, climatisation... Il faut donc intervenir à la fois sur le bâti et sur cette consommation électrique spécifique. Or, sur ce point, nous sommes, si je puis dire, en demande d'outils. Je profite de mon audition par une commission parlementaire pour souligner que les collectivités ont besoin d'être aidées par la loi et le Gouvernement afin d'agir plus efficacement.

Pour ce qui concerne l'application du plan climat, nous agissons bien évidemment sur toutes les zones d'aménagement qui restent sur le territoire parisien et qui relèvent du grand projet de renouvellement urbain. Notons quelques opérations d'urbanisme emblématiques réalisées sur les secteurs Paris Nord-Est, Clichy-Batignolles, où se situera le futur palais de justice, Bercy-Charenton. Je le dis avec modestie, car ce n'est pas dans la culture des collectivités locales ; il s'agit par conséquent de mener un travail de sensibilisation des élus, des services, de l'ensemble des acteurs du territoire. En l'espèce, au moment des travaux préparatoires relatifs à ces chantiers, nous essayons d'élaborer une stratégie énergétique. Autrement dit, on ne se pose pas simplement la question de savoir quels équipements publics seront mis en place à tel ou tel endroit, combien de bureaux ou de logements sociaux seront installés ; on se demande également quels services énergétiques seront apportés. Une spécificité parisienne, qui constitue un énorme avantage, doit être soulignée : le réseau de chauffage urbain de la Ville de Paris, aujourd'hui délégué à la CPCU, est le troisième au monde après ceux de Moscou et de New York. Tout comme moi avant que je sois adjoint chargé du plan climat, nombre de Parisiens, y compris des élus, l'ignorent. Cet atout de la collectivité est peu valorisé et peu pris en compte.

Si l'on se penche sur les questions énergétiques, on se rend compte que, voilà quelques décennies, nos prédécesseurs - pas forcément les élus locaux, mais en tout cas l'État - avaient des idées plus avancées que nous sur ce qu'il convenait de faire sur le territoire parisien. Et certains outils ont été laissés en déshérence : les acteurs économiques, les énergéticiens n'ont pas toujours agi en ayant en tête une stratégie. Aujourd'hui, à l'occasion de la révision du plan climat, nous avons la volonté d'affirmer plus fortement notre vision en matière de politique énergétique, notamment pour ce qui concerne les zones d'aménagement.

Par ailleurs, nous nous sommes dotés d'un outil de sensibilisation de l'ensemble des acteurs du territoire, à savoir l'Agence parisienne du climat, qui est chargée de l'information des usagers. Elle compte une trentaine de personnes, principalement des conseillers info-énergie-climat. L'ADEME est associée au financement.

J'en reviens au bâti et à la question des copropriétés. Plusieurs outils existent.

Le plan « copropriétés : objectif climat » a été lancé voilà quatre ans. Il permet d'aller, par l'intermédiaire des conseillers info-énergie-climat, à la rencontre des 40 000 copropriétés parisiennes. Cela vous laisse imaginer l'ampleur de la tâche ! Nous finançons à 75 % les diagnostics énergétiques des bâtiments. Nous octroyons ensuite des aides, qui complètent celles qui sont accordées par l'ANAH, lorsque les travaux sont engagés.

Le processus est très long. Entre le moment où l'on commence à sensibiliser les copropriétaires et celui où une copropriété réunit la majorité nécessaire pour engager les travaux, plusieurs années peuvent s'écouler. Aujourd'hui, à peu près 1 % des logements parisiens privés se sont engagés dans ce dispositif. Toutefois, tous n'ont pas encore entrepris des travaux.

Cela nous a conduits à développer, depuis deux ans, un outil complémentaire plus spécifique : les opérations programmées d'amélioration thermique des bâtiments. L'une concerne 330 tours ou grands immeubles du XIIIe arrondissement. De ce fait, chiffre significatif, 2 % de la population parisienne est concernée. La démarche entreprise va plus loin que la précédente : des équipes vont rencontrer les copropriétés, les syndics ; un diagnostic thermique pris en charge financièrement par la ville est effectué ; à cette occasion, tous les bouquets de travaux possibles sont étudiés afin de permettre aux copropriétaires de prendre ou non la décision d'agir sur leur bâtiment. Mais une fois que la copropriété dispose de tous ces éléments, que démonstration de la pertinence économique des travaux lui a été faite, décidera-telle d'engager des travaux ? En l'espèce, la Ville de Paris essaie d'aller le plus loin possible du point de vue réglementaire.

D'ores et déjà, nous réfléchissons à la manière de développer le même dispositif sur d'autres secteurs du territoire parisien : autour de la place de la République, où le bâti, plus ancien, est très différent de celui du XIIIe arrondissement, ou encore dans le XIXe arrondissement, deux secteurs dans lesquels la précarité énergétique est grande. Il faut noter un lien avec le plan bâtiment Grenelle, dont les acteurs, qui sont à la recherche d'outils pour ce qui concerne les copropriétés, s'appuient beaucoup sur ce qui est fait à Paris.

À cet égard, je salue la décision qui a été prise de permettre l'octroi de prêts à taux zéro directement à la copropriété, et non plus à chaque propriétaire. Nous avons contribué à l'élaboration de cet outil. Il reste à vérifier que celui-ci va bien fonctionner. Une telle affectation d'un prêt de cette nature facilite grandement les démarches et donne un argument à ceux qui essaient d'agir à l'échelon de la copropriété.

Pour autant, aujourd'hui, la seule incitation ne suffira pas pour atteindre les objectifs que se sont fixés la France et l'Europe dans le domaine de la réduction des émissions de gaz à effet de serre et de la consommation énergétique. À un moment, il faut oser passer à la réglementation. Certes, il ne s'agit pas de « taper » sur tous les copropriétaires et de les sanctionner s'ils ne rénovent pas leur bâtiment d'ici à trois ans.

La directive sur l'efficacité énergétique est en cours de discussion entre les différentes institutions européennes. En la matière, la France peut évidemment jouer un rôle lors du Conseil européen. Il faut tout mettre en oeuvre pour que l'on puisse passer de la simple incitation à l'adoption de mesures réglementaires permettant d'agir de façon plus efficace, que ce soit en termes de réglementation, mais aussi d'outils financiers, afin de favoriser la prise de décision par une copropriété.

Par ailleurs, une copropriété regroupant une multitude d'acteurs, il en résulte une complexité supplémentaire. N'oublions pas non plus la différence de revenu qui peut exister entre les différentes personnes concernées. De surcroît, il y a des propriétaires bailleurs, des propriétaires occupants, des locataires et leurs intérêts ne sont pas les mêmes. Par conséquent, il convient de trouver, en quelque sorte, une juste répartition des droits et des devoirs.

Le Grenelle de l'environnement prévoit de créer une ligne supplémentaire sur la quittance permettant de faire contribuer le locataire au titre des travaux de rénovation thermique à hauteur de 50 % du montant des économies de charge réalisées. Cette mesure me semble équilibrée. Certes, en fonction de la situation de précarité dans laquelle se trouve tel ou tel, on peut faire varier le système. Mais l'idée de partager la charge entre propriétaire et locataire paraît juste. En effet, si le propriétaire paie l'investissement alors que le locataire bénéficie des économies d'énergie réalisées, le système se bloquera forcément : le propriétaire ne sera pas incité à entreprendre des travaux. À un moment donné, tous les acteurs doivent bien avoir un intérêt à agir. Il convient de partager de façon équitable les économies d'énergie réalisées.

J'en viens aux actions possibles. Pour notre part, nous pensons nécessaire d'instaurer à un moment quelconque une obligation de diagnostic thermique sur tous les bâtiments afin de connaître véritablement l'état du bâti.

La Ville de Paris a commencé à agir de façon « macro » sur son territoire. Elle a réalisé une thermographie aérienne qui a consisté à photographier les toitures. Mais, comme le bâti parisien est élevé du fait de la densité de population, nous disposons de peu d'éléments relatifs aux étages inférieurs. C'est pourquoi une thermographie de façade a été effectuée sur 500 bâtiments représentatifs des différents bâtis parisiens. Ainsi nous avons aujourd'hui une base de données assez importante sur les économies d'énergie potentielles.

Désormais, un Parisien, en tapant son adresse sur un site Internet, peut obtenir directement la thermographie de son bâtiment, si toutefois celui-ci a été photographié. Et si tel n'est pas le cas, il pourra se référer à un bâtiment de même style, construit à la même période, ce qui lui permettra de se faire une idée des endroits où se situent les principales déperditions énergétiques. Cette pratique, qui n'est cependant qu'un outil de sensibilisation et d'orientation générale, permet d'inciter à réaliser le diagnostic.

En tout cas, si l'on veut réussir à mener un jour une action concrète, il faudra, selon un échéancier donné, obliger les propriétaires qui veulent mettre soit en vente, soit en location leur bien, à réaliser préalablement les travaux de rénovation thermique nécessaires. On pourrait, par exemple, prévoir que, d'ici à 2017, tous les bâtiments de classe G devront être rénovés puis qu'il en sera de même d'ici à 2019 pour tous ceux de classe F. Certes, les modalités du dispositif peuvent faire l'objet de discussions.

Un tel dispositif doit être accompagné de mesures de financement. En effet, si l'on n'apporte aucune aide financière, nombre de propriétaires ne seront pas capables d'entreprendre les travaux. L'étude de différentes copropriétés nous a permis d'établir un constat. Le plus souvent, la pertinence d'agir sur un bâtiment peut être démontrée. Ainsi, il peut être fort probable que les travaux de rénovation thermique d'un bâtiment donné seront amortis sur les cinquante prochaines années par les économies d'énergie réalisées et par la valorisation du patrimoine. Mais, même si, sur la table, l'équation paraît pertinente et si le propriétaire en convient, lorsque celui-ci s'est lourdement endetté pour acquérir son appartement, il rétorquera qu'il ne pourra pas réaliser les travaux. La question est donc de savoir comment externaliser l'endettement.

L'idée de mettre en place des dispositifs de tiers investisseur est donc apparue. Cette pratique développée à l'étranger - avec les Energy saving companies - est rentable, mais peu répandue en France. On peut se demander pour quelles raisons on a toujours pensé dans notre pays que l'énergie n'était pas chère et qu'il n'était donc pas nécessaire de l'économiser !

Quoi qu'il en soit, un grand nombre de collectivités de l'Île-de-France se sont déclarées favorables à un tel dispositif, sous le pilotage du conseil régional. Afin de l'expérimenter, elles sont en train de mettre en place une société d'économie mixte de tiers investissement, dénommée Énergies Posit'if. L'idée consiste à prendre en charge le bâtiment considéré pendant une période donnée, à réaliser les travaux d'économie d'énergie adéquats et à se rémunérer sur ces économies ; une fois les investissements compensés, le reste des économies d'énergie est affecté à la copropriété. Le système doit être neutre pour les propriétaires.

Ce type de simulation se heurte à une difficulté : il faut essayer d'anticiper le prix qu'atteindra l'énergie dans dix, quinze ou vingt ans. Pour l'instant, personne ne le sait autour de cette table.

Nous le saurons lorsque sera publié le rapport de la commission d'enquête, monsieur Baupin. (Sourires.)

Monsieur le rapporteur, je suis heureux d'avoir obtenu ce matin cette information, que tous les marchés vont acheter extrêmement cher ! Ils sauront ainsi où investir !

À supposer que des sociétés de tiers investissement soient mises en place un peu partout sur le territoire, peut-être faudra-t-il prévoir des mécanismes de péréquation en fonction de l'évolution des prix de l'énergie pour assurer l'équilibre.

Pour inciter à la rénovation thermique et pour l'aider, nous pensons qu'il faudra instaurer un dispositif généralisant le système du bonus-malus et qui pourrait être inventé lors de l'élaboration de la directive sur l'efficacité énergétique. C'est indispensable si nous voulons que nos concitoyens comprennent ce que nous voulons faire. Il faut favoriser, d'un point de vue économique, les comportements vertueux et sanctionner les comportements les plus polluants. À défaut de ces deux leviers, le système est souvent incompréhensible politiquement.

Quant au mécanisme des certificats d'économie d'énergie, qui a le mérite d'inciter à des économies de cette nature, nous le considérons comme positif et pensons qu'il doit être développé. Certes, il est peut-être possible de trouver mieux. Il faut aller plus loin et multiplier par trois les obligations d'économies d'énergie. Il faut obliger les énergéticiens à faire en sorte que la moitié au moins des certificats provienne de leurs clients. Qu'ils puissent acquérir des certificats sur le marché, soit, mais ils doivent aussi être incités à agir. Il est par ailleurs souhaitable que les budgets dégagés soient affectés à la lutte contre la précarité énergétique.

La réglementation thermique 2012 est évidemment une bonne chose - tout ce qui va dans le sens d'une réglementation est positif -, même si elle concerne uniquement des bâtiments neufs. Tout à l'heure, j'ai évoqué le bâtiment existant. Or, comme vous l'imaginez, à Paris, le neuf représente 1 % et l'existant, 99 % ; c'est donc ce dernier qui nous importe le plus. Nous sommes d'accord sur le fait que le calcul en énergie primaire est la bonne façon de calculer pour inciter à la bonne chaîne de production d'énergie. À Paris, nous essayons d'ores et déjà d'être en avance sur la réglementation thermique 2012 puisque, dans le plan climat que nous avons adopté voilà cinq ans, nous fixions déjà comme objectif de consommation énergétique 50 kilowattheures par mètre carré, notamment dans tous les bâtiments que nous construisons.

50 kilowattheures par mètre carré ?

Oui, 50 kilowattheures par mètre carré et par an. C'était dans le plan climat. À l'époque, cela faisait hurler : l'objectif paraissait trop ambitieux. Certes, il l'est plus que celui qui est prévu dans la réglementation thermique 2012 puisque, si l'on applique les coefficients géographiques, on devrait être plutôt à 60 kilowattheures ou 65 kilowattheures. Aujourd'hui, pour tous les bâtiments construits par la Ville de Paris, notamment tous les logements sociaux, on vise 50 kilowattheures par mètre carré.

J'ai déjà abordé la question de la précarité énergétique. Tout ce qui peut aider à payer les factures des ménages en situation de précarité énergétique va dans le bon sens. Avec l'Agence parisienne du climat, nous sommes en train de développer des programmes pour aller à la rencontre de ces ménages. L'une des difficultés, c'est que nous les connaissons peu. Nous avons lancé, voilà un an, une opération pour les aider à remplacer leurs ampoules à incandescence par des ampoules basse consommation. Pour la première fois, on a acheté 100 000 ampoules, si ma mémoire est bonne, et, à chaque ménage qui nous apportait une ampoule à incandescence, on donnait trois ampoules basse consommation. On a écrit à tous les bénéficiaires du TPN, le tarif de première nécessité, en leur proposant de se rendre dans leur mairie pendant quinze jours pour réaliser cet échange. Seulement 40 % d'entre eux se sont déplacés.

Ce n'est pas mal !

Oui, c'est ce que beaucoup nous disent. Malgré tout, cela signifie que 60 % de ceux qui avaient droit à quelque chose de gratuit - il suffisait de se déplacer - n'en ont pas profité.

On est face à un public que l'on connaît mal. Certes, les différents services sociaux de l'État ou de la Ville ont des éléments d'information. Comme une partie de ces ménages n'ose pas se déclarer en situation de précarité énergétique, il n'est pas facile de les identifier. Par le biais de l'Agence parisienne du climat, on essaie d'organiser des rendez-vous particuliers avec ceux que l'on a pu identifier, pour discuter avec eux et leur donner des conseils. On a maintenant développé une mallette de petits outils afin de leur apporter des éléments de réponse : ampoules, économiseurs d'eau, etc. En effet, la question de la consommation de l'eau est souvent conjointe de celle de la consommation énergétique.

Vous avez eu accès à la liste des ménages concernés ?

Non, nous n'y avons pas eu accès : c'est EDF qui a envoyé le courrier.

Ah...

Oui, il était notre partenaire. Nous n'avions pas, nous, le fichier. Nous avons travaillé en partenariat.

Cette opération les intéressait parce qu'il y avait des certificats d'économie d'énergie à la clef. Nous avions donc des intérêts conjoints.

Puisque cela intéresse tout le monde, faisons-le ! Cela prouve d'ailleurs bien l'intérêt des certificats d'économie d'énergie : sans eux, peut-être qu'EDF n'aurait pas été intéressé par l'idée de remplacer des ampoules très consommatrices par des ampoules qui le sont moins.

Ce que nous pensons, puisque la question est posée, c'est qu'il faut aller vers une tarification progressive des énergies. Je crois que le Président de la République qui vient d'être élu s'y est engagé ; cela devrait, comme je l'espère, voir le jour à un moment ou à un autre. Vous serez alors appelés, en tant que parlementaires, à voter sur ces questions. Faire en sorte que celui qui consomme peu ait droit à un tarif de base et que ce soient les gaspillages qui soient plus facturés paraît une mesure de bon sens en matière d'efficacité énergétique.

Cependant, et c'est ma conclusion sur cette question, pour notre part, nous préférerions largement prévenir la précarité énergétique par des mesures d'isolation thermique des bâtiments et de moindre consommation qu'apporter des aides sociales pour contribuer au paiement des factures. Il est plus pertinent de fermer le robinet lorsque la baignoire fuit que de passer son temps à éponger sans fermer le robinet...

J'en viens au chauffage électrique. Cela ne vous surprendra pas, nous y sommes très peu favorables. D'un point de vue thermodynamique, c'est une aberration qui conduit aujourd'hui la France à être très largement importatrice d'électricité en hiver, en période de pointe de consommation, alors que, pendant des années, paraît-il, nous devions être indépendants d'un point de vue non pas énergétique - je ne crois pas que quiconque y ait jamais cru -, mais au moins électrique.

Dans les périodes de grand froid, la généralisation du chauffage électrique conduit la France à être responsable de la moitié de la pointe de consommation électrique et à acheter de l'électricité quand elle est à la fois la plus chère et la plus carbonée. D'une certaine façon, heureusement que l'Allemagne compte beaucoup d'éoliennes : cela permet de décarboner l'électricité française en période de pic de consommation. Mais je ne suis pas sûr que ce soit la logique qui a été jusqu'à présent développée à l'échelon national, celle qui consiste à dire qu'on a de l'électricité décarbonée, et cela grâce aux éoliennes de nos voisins !

Bien sûr, c'est une petite pique un peu ironique, mais la situation est assez aberrante, d'autant que le chauffage électrique contribue beaucoup à la précarité énergétique.

Que faire face à un bâti dans lequel sont largement installés des chauffages électriques ? À cette question très pertinente posée par le rapporteur, je dois avouer que je ne suis pas en mesure de répondre complètement.

Évidemment, dans les constructions neuves, il faut arrêter d'installer des chauffages électriques et, chaque fois que l'opportunité de rénover un bâtiment se présente, il faut les remplacer. Certes, passer d'un système de chauffage à un autre peut impliquer des travaux relativement lourds, ce n'est pas simple, mais la rénovation thermique d'un bâtiment doit à chaque fois être l'occasion de procéder à ce changement.

On peut malgré tout d'ores et déjà agir pour installer des systèmes de chauffage électrique plus performants que ceux qui existent dans de nombreux bâtiments, par exemple en installant des thermostats. En d'autres termes, il est possible de faire beaucoup mieux que les grille-pain qui ont été posés dans beaucoup de logements et à cause desquels nous sommes aujourd'hui confrontés à ce problème de précarité énergétique !

J'en viens à la question de la production. On a beau être sur un territoire exigu avec une énorme consommation par habitant, nous voulons affirmer la potentialité de production d'énergie locale. Nous avons réalisé des simulations. Certes, elles valent ce qu'elles valent, car elles ont été menées sur ce qu'on pouvait imaginer de ce qu'on sait aujourd'hui des potentialités du territoire parisien.

Ces études nous permettent de penser que, même sur un territoire comme le nôtre, à l'horizon 2020, si l'on développait l'ensemble des potentialités d'énergies renouvelables que l'on a identifiées, 5 % de la consommation énergétique - je dis bien énergétique et non électrique, parce qu'une bonne partie de tout cela est dans le chauffage, au travers du réseau de chauffage urbain - pourraient venir d'énergies renouvelables produites intra-muros, et ce dans le cadre où l'on aurait réduit globalement la consommation énergétique du territoire de 25 %.

Bien sûr, 5 % de la consommation d'énergie en renouvelable, ce n'est pas 25 % de renouvelable, soit l'objectif que nous nous sommes fixé à l'horizon de 2020. Cela signifie que, si 5 % de la consommation énergétique provenaient de la production d'énergie renouvelable locale, il faudrait aller chercher ailleurs les 20 % restants. Dans le plan climat, on n'a pas affirmé l'autarcie énergétique de Paris ! Je ne sais pas si nous pourrons l'atteindre un jour, mais ce n'est pas dans un horizon proche.

La photo que vous voyez n'est pas très parlante si vous ne connaissez pas le petit livre produit par l'Agence parisienne du climat, que j'aurais d'ailleurs dû vous apporter. Voilà un an, nous avons fait réaliser une étude « + 2° C... Paris s'invente » par une équipe d'architectes et d'artistes qui avaient déjà accompli ce travail pour des villes comme Rennes. Nous leur avons demandé de « positiver » l'adaptation de la ville à un réchauffement de deux degrés et d'envisager ce que l'on pouvait faire sur le territoire. Ils ont pris vingt images pour les vingt arrondissements de Paris et ont imaginé tout ce qui était possible en matière d'adaptation de réseaux de transport, qu'il s'agisse du tramway, notamment pour le transport de marchandises, de montgolfières, de téléphérique, ou en matière de récupération d'eau sur les immeubles.

Ce que vous voyez sur cette photo, c'est la couverture des voies du réseau gare de Lyon. Il s'agit de couvrir ce réseau, de faire de l'agriculture urbaine dans Paris et de s'autoriser à installer de grandes éoliennes. Cette image n'a pas de valeur contractuelle, comme disent les agences immobilières. Si je vous présente cette photo, c'est pour souligner que les 5 % que j'ai évoqués précédemment, c'est à technologies et à réglementation existantes. Si l'on s'autorise demain à installer de grandes éoliennes sur le Champ-de-Mars ou dans des zones similaires, par exemple parce que l'on a besoin de plus de production énergétique locale, on pourra produire plus ! Il ne faut pas s'interdire de penser ces choses-là.

Mais parlons de l'actualité, et pas seulement de l'avenir rêvé. Aujourd'hui, en matière de production énergétique, nous essayons vraiment de travailler sur tout ce qui est opportunité locale en matière d'énergies renouvelables. Cela signifie qu'il faut regarder tout ce que nous offre notre territoire, avec ses spécificités.

Je pense tout d'abord à la géothermie. Elle constitue un potentiel extrêmement important sur le territoire de l'Île-de-France. Le puits de géothermie que l'on a creusé à Paris-Nord-Est nous permet de chauffer 50 000 logements. C'est l'équivalent d'une petite ville, grâce à un puits de 1 500 mètres de profondeur.

Où se trouve-t-il ?

Dans le XIXe arrondissement.

Nous étudions la possibilité d'en créer un autre aux Batignolles, dans le quartier de Paris-Nord-Ouest.

Je dois l'avouer, nous sommes confrontés au problème suivant : nous allons produire ainsi plus d'énergie que nous ne savons en consommer. En effet, dans la mesure où la moitié de la production servira au système de chauffage, à part le quartier concerné qui est à urbaniser, il faudra utiliser l'autre moitié sur les territoires adjacents. Or, dans ces zones, les systèmes de chauffage mis en place ne semblent pas compatibles avec les boucles d'eau chaude issues de cette géothermie. Nous n'avons donc pas encore trouvé les réponses pour utiliser ce surplus d'énergie. Cela handicape le projet parce que son équilibre économique devient extrêmement déficitaire si l'on ne sait pas vendre cette énergie.

La situation est très paradoxale. On a des sources d'énergie, comme si on avait une source de pétrole sous le territoire, qui plus est d'énergie renouvelable, mais on ne sait pas les utiliser de façon simple. Cela suppose un travail : je ne dis pas que c'est impossible à moyen terme, mais, à court terme, il n'est pas simple de trouver des systèmes qui, d'un point de vue économique, sont pertinents pour utiliser ces potentiels d'énergie.

On ne peut pas le relier au réseau CPCU ?

C'est compliqué par rapport aux bâtiments qui sont juste à côté et, si les réseaux sont trop longs, la déperdition de chaleur se révèle importante. Pour être honnête, je ne suis pas un expert en la matière, mais le travail déjà réalisé montre que c'est complexe.

Il existe d'autres potentialités de ressources auxquelles on ne pense pas forcément, notamment tout ce qui est récupération de chaleur. On a énormément de déperdition de chaleur dans une ville comme Paris. Ainsi, certains bâtiments comme les gares qui sont chauffés se trouvent à côté d'autres qui sont refroidis. À Stockholm, ils ont établi une liaison entre la gare et le centre commercial qui permet d'utiliser la chaleur de l'un et le froid de l'autre pour réguler thermiquement. Envisager le même dispositif sur un territoire comme Paris, en termes d'économie de chaleur, est très important.

On peut utiliser les eaux usées des égouts, les eaux grises des bâtiments pour chauffer ces mêmes bâtiments, etc. Tout cela est progressivement pensé d'un point de vue géo-ingénierie et permet des avancées importantes.

Certains bâtiments ont été testés en banlieue parisienne où quasiment la moitié du chauffage du bâtiment est aujourd'hui produite par les eaux des douches. En effet, quand on prend une douche, on utilise de l'eau chaude qui est ensuite perdue. Si l'on est capable d'isoler cette eau, que l'on appelle les eaux grises, d'en garder la chaleur et de la réutiliser pour le bâtiment, on réalise des économies d'énergie potentielles importantes.

La Seine et les canaux offrent également des potentialités. Les voies d'eau qui traversent la ville sont des régulateurs thermiques permanents : on réfléchit aujourd'hui à la manière d'utiliser le froid ou le chaud, selon les périodes, que produisent ces voies d'eau.

De nombreuses autres pistes existent, mais je ne veux pas être trop long.

Comme tous les territoires, nous avons rencontré d'énormes difficultés sur le développement du solaire, en raison de tous les changements de réglementation qui sont intervenus. Je veux dire à quel point c'est pénalisant : sur la zone de Paris-Nord-Ouest, nous avons constitué une société d'économie mixte, Solarvip, de manière à lier la construction d'immeubles à l'installation de panneaux solaires. Lorsque le moratoire a été décidé sur toute la politique mise en place jusqu'alors, ce sont non seulement les projets solaires qui ont été handicapés, mais aussi les projets immobiliers ! Alors qu'on faisait preuve d'intelligence et d'anticipation, on s'est retrouvé pénalisé par les changements répétitifs de réglementation !

On a évidemment besoin d'un cadre stable et, à Paris, territoire dont le patrimoine esthétique est très important - c'est une spécificité -, on a aussi besoin de trouver des dispositifs qui nous permettent de concilier les contraintes patrimoniales et le développement des énergies renouvelables.

On travaille sur notre territoire au développement de la même SEM Énergies posit'if dont j'ai parlé tout à l'heure, qui sera axée à la fois sur l'efficacité énergétique et sur le développement des énergies renouvelables. Nous pensons également que nous devons travailler au développement et à la structuration de filières locales en matière énergétique.

Je tiens maintenant à évoquer un sujet très important, la distribution de l'électricité.

Sur cette question, Paris a conclu un traité de concession depuis 1955 avec EDF à l'époque, devenu ERDF, principalement pour la distribution, qui inclut aussi les tarifs de première nécessité. Il arrivait à terme à la fin de 2009. S'est donc posée la question pour Paris de savoir ce que nous faisions à l'égard de notre concessionnaire, puisque c'est ainsi qu'il faut l'appeler, même si je me dis que c'est un concessionnaire très bizarre.

Je préside la Commission supérieure de contrôle de la concession de distribution d'électricité depuis onze ans, c'est-à-dire depuis qu'est intervenue la séparation entre ERDF et EDF. Quasiment pendant onze ans, la commission a rendu des rapports soulignant qu'elle n'était pas satisfaite des informations que lui donnaient ses interlocuteurs. Nous étions toutefois loin d'imaginer, lorsque nous avons découvert la réalité, à quel point nous avions été grugés ; je me permets d'utiliser ce terme, même si ce n'est pas le vocabulaire de mise au sein de cette enceinte ; dans la presse, j'ai parlé de « hold-up ». À la suite de cela, la chambre régionale des comptes a remis un rapport, confirmant que ce qui s'était passé n'était pas normal et devait cesser.

De quoi s'agit-il ? En 2000, la concession parisienne de distribution avait engrangé 1 milliard d'euros de provisions pour le renouvellement et l'entretien du réseau. Entre 2000 et 2010, ces provisions sont passées de 1 milliard d'euros à 350 millions d'euros : 650 millions d'euros ont disparu ! Et pas qu'ils ont été investis dans le réseau ! Pas du tout puisque, pendant ce temps-là, les investissements ne faisaient que chuter. Ils ont été rapatriés dans la maison-mère, EDF, au bénéfice d'autres politiques que je ne me permettrais pas de juger ici.

On peut le dire, ces 650 millions d'euros ont été volés aux usagers parisiens, sans que la collectivité ait été à aucun moment associée, informée de ce qui était en train de se passer. Et si nous n'y avions pas mis le holà, les 350 millions d'euros restants auraient été prélevés de la même façon.

Au même moment, comme nous arrivions en fin de concession, nous réalisions différents audits dans notre réseau : un audit juridique, un audit financier et, évidemment, un audit technique. Or ce dernier audit a montré un besoin d'investissements d'un montant compris entre 700 millions d'euros et 1 milliard d'euros pour maintenir le réseau en bon état. Cela veut dire que les provisions avaient été bien calculées et que le milliard d'euros qui avait été prévu en 2000 pour entretenir le réseau correspondait bien aux besoins. Or ce milliard n'a pas été investi sur le territoire parisien.

Il n'est pas étonnant qu'aujourd'hui on ait de plus en plus de pannes sur le réseau parisien. ERDF répondra que Paris est privilégié, compte beaucoup moins de temps de panne que d'autres secteurs. Certes, mais on n'est pas forcément obligé de vouloir toujours tirer vers le bas. Le problème est le suivant : les Parisiens ont payé pour cet entretien du réseau, l'argent est allé ailleurs et le réseau n'a pas été entretenu. De plus en plus, les élus du Conseil de Paris s'insurgent contre les pannes à répétition que nous rencontrons sur notre réseau, faute d'entretien et faute d'investissements.

Cela ne signifie pas que nous sommes contre la péréquation. Mais avant d'évoquer ce sujet, je dois ajouter un élément. Lorsqu'est arrivée la fin du contrat de concession s'est posée la question pour la Ville de Paris de savoir si elle appliquait le droit européen ou le droit français. En effet, aujourd'hui, le droit européen et le droit français sont contradictoires : le premier impose la mise en concurrence ; le second prévoit qu'il faut attribuer le contrat à ERDF. Cela ne me paraît pas totalement conforme. Selon certains juristes, on aurait pu mettre le droit français en conformité avec le droit européen en mettant le prestataire obligatoire en concurrence avec d'autres, au moins à l'échelon national, mais cela n'a pas été le cas.

La Ville de Paris a contourné l'obstacle en décidant de proroger la concession qui était en cours de quinze ans, ce qui évitait de devoir choisir entre les deux dispositifs. Néanmoins, cette question se posera à toutes les collectivités qui vont arriver en fin de concession : leur faudra-t-il appliquer le droit européen ou le droit français ? Ma position personnelle était que c'était une bonne occasion de poser le débat et on aurait pu opter pour une mise en concurrence. Je n'ai pas été suivi sur ce point. Comme je représente aujourd'hui la Ville de Paris, je donne la parole officielle de celle-ci.

La directive sur la concession est en ce moment en cours d'élaboration. Rien n'est tranché et cette question ne concerne pas seulement l'électricité : elle vise toutes les concessions. Le dossier est en cours. C'est un enjeu essentiel du débat.

Certains citoyens parisiens ont attaqué la Ville de Paris sur cette prolongation de la concession, estimant que nous n'étions pas en conformité avec le droit européen. Nous verrons bien comment la chose sera jugée.

Ce n'est pas propre à Paris.

Bien sûr ! Mais comme nous étions les premiers à être confrontés à ce problème du renouvellement, la question s'est d'abord posée à nous. Et s'il y a bien une ville qui peut engager un rapport de force avec un concessionnaire, c'est bien Paris ! Les autres villes attendaient donc avec intérêt comment évoluait la situation. Pour l'instant, les choses sont en l'état.

Pourquoi mets-je des guillemets au terme concessionnaire ? En tant qu'élu parisien qui attribue des concessions et des délégations de service public dans de nombreux domaines, depuis de nombreuses années, je peux dire que c'est véritablement le seul concessionnaire qui, non seulement ne verse pas l'argent prévu, mais en prélève sans en justifier ni le montant ni l'usage. Voilà la situation !

Moi qui préside la commission supérieure de contrôle et qui ai en face de moi des interlocuteurs d'ERDF, je le leur rappelle systématiquement : ils se contentent de répondre que c'est le droit. Voilà une façon bien singulière, pour une entreprise qui pourrait demain se retrouver en concurrence, de se préparer à dialoguer avec les collectivités territoriales !

Nous ne sommes pas contre la péréquation : celle-ci paraît pertinente, car les territoires ne sont pas les mêmes. Mais, au minimum, il faut en discuter, fixer des critères, afin de savoir pour quelle raison on a prélevé à Paris telle somme et telle autre à une autre collectivité. D'autant que nous savons que c'est à peu près l'équivalent de la somme prélevée à Paris qui, chaque année, remontait dans les comptes d'EDF, la maison-mère d'ERDF, alors que les deux entités étaient censées être séparées... On se demande si l'on sert véritablement à la péréquation ou à autre chose.

Puisque je suis devant une commission nationale, je me permets de demander si la péréquation n'est pas liée à la façon dont on a décidé d'organiser le réseau de distribution. À partir du moment où le réseau est centralisé sur très peu de lieux de production, on a forcément énormément de pylônes un peu partout sur le territoire qui s'écroulent à chaque tempête. Cela provoque une vulnérabilité et des coûts peut-être plus élevés que si l'on avait choisi d'autres moyens pour assurer la production et la distribution. Même si ce n'est pas une compétence, nous nous reconnaissons une compétence locale, et nous nous retrouvons à devoir financer une politique qui a été décidée à un autre niveau, celui d'une péréquation qui n'est pas forcément la plus pertinente.

J'en viens à l'avenir des réseaux. Outre le fait que nous aimerions bien avoir un peu plus de compétences en la matière, nous souhaitons des réseaux plus intelligents, les smart grids - c'est un terme que tout le monde utilise. Pour un territoire comme Paris, c'est la capacité d'absorber des énergies renouvelables, mais ce n'est pas là un sujet très compliqué, car nous disposons d'un réseau très dense ; nous ne sommes pas au fin fond de la Corrèze !

Ne parlez pas de la Corrèze ! (Sourires.)

C'est le centre de la France !

Vous avez raison ! Disons la Lozère ! (Nouveaux sourires.)

Mais la question qui se pose est celle des compteurs. Nous l'avons dit à nos interlocuteurs d'ERDF et on a fait voter un voeu au Conseil de Paris. Nous ne sommes pas satisfaits de Linky, car ce n'est pas l'outil dont on a besoin aujourd'hui. Certes, il est un peu mieux que les compteurs existants, mais, franchement, il ne permet pas aux consommateurs d'avoir une politique d'efficacité énergétique. Or l'objectif que l'on doit se fixer, c'est une politique d'efficacité énergétique, la réduction de la consommation.

Linky est non pas un compteur intelligent, mais un compteur communiquant, et c'est d'ailleurs le terme qu'ils utilisent : il communique uniquement dans un sens, c'est-à-dire entre le compteur et le producteur d'électricité. Il ne permettra pas au consommateur de maîtriser sa consommation énergétique. Nous demandons donc une nouvelle génération de compteurs. Sur ce sujet, nous sommes en accord avec l'ADEME, les associations de consommateurs ou la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies, la FNCCR : ce n'est pas le bon compteur.

En conclusion, nous estimons que la transition énergétique qui est aujourd'hui nécessaire passe, en tout cas en partie, par les villes et les collectivités territoriales ; les villes ont un rôle à jouer. Nous demandons à être des acteurs. Et comme ces territoires disposent de moyens financiers, je trouve que ce serait dommage que l'État n'utilise pas ces volontés.

J'observe ce qui se passe dans les autres pays européens. C'est dans les pays les plus fédéraux que se dessinent les politiques d'efficacité énergétique les plus pertinentes. Il n'est pas question d'attendre que la France devienne un État fédéral pour agir. En tout état de cause, on peut déléguer les compétences. Nous sommes favorables à des délégations de compétences supplémentaires, voire à une expérimentation. Si l'on n'a pas envie de vouloir déléguer ou que l'on n'est pas sûr de ce que l'on souhaite déléguer, on peut procéder à une expérimentation et confier des compétences nouvelles pendant cinq ans ou dix ans à une collectivité en fonction d'un certain nombre de critères. Ensuite on évalue et, si c'est pertinent, on étend à l'ensemble des territoires ou à tous ceux qui sont candidats.

Je vous prie de me pardonner d'avoir été un peu long. Je ne pensais pas être si volubile.

Je vous remercie de cet exposé long, mais complet. Ce faisant, vous avez répondu à un certain nombre de questions que se posaient les uns et les autres.

Oui, c'était un très bon exposé !

Monsieur le rapporteur, avec votre accord, je propose que nous laissions la parole à nos collègues.

La parole est à M. Jean-Pierre Vial.

Je poserai une question « macro » et une question « micro ».

Vous avez présenté les enjeux - 25 % d'économie d'énergie - et vous nous avez dit que vous arriviez au terme de la première étape des cinq ans. Avez-vous aujourd'hui une manière d'évaluer la politique que vous avez mise en place, de façon à avoir une vision quantitative et non plus seulement qualitative ?

Sur le plan « micro », disposez-vous d'évaluations des bâtiments ou des projets pour savoir comment se mettent en place vos politiques ? En gros, quand vous décidez de réaliser des économies d'énergie sur un bâtiment ou un groupe de bâtiments, mesurez-vous la mise en oeuvre des politiques que vous accompagnez ?

Nous sommes parvenus au bout des cinq ans. Mais nous avons fixé le top départ de l'évaluation de la consommation d'énergie et des émissions de gaz à effet de serre des territoires en 2004. Or le plan climat a été adopté en 2007. Par conséquent, lorsque l'on a réalisé cette photographie en 2009, le plan climat n'avait que deux ans. On constate cependant une diminution de 2 % de nos émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du territoire, qui est notamment due à la politique de modalités et à un ensemble de politiques engagées avant même le plan climat. En effet, depuis 2001, nous menions une politique d'efficacité énergétique et de réduction de nos émissions.

Sur la politique des mobilités que j'ai conduite, l'évaluation réalisée par Airparif montre que la réduction de 25 % de la circulation automobile obtenue à Paris en sept ans a permis de réduire de 9 % les émissions de gaz à effet de serre dues aux déplacements. Il faut aussi tenir compte de la transformation des véhicules, etc. La tendance est bonne et la situation va plutôt dans le bon sens, mais c'est insuffisant.

Nous sommes en train d'affiner tous ces chiffres, mais, soyons honnêtes, dans certains secteurs, par exemple le transport de marchandises - certes, ce n'est pas l'électricité, mais ce sont des émissions de gaz à effet de serre sur le territoire -, on ne sait pas du tout si on s'est amélioré. En effet, les statistiques sur lesquelles on s'est appuyé en 2004 pour réaliser cette photographie n'existaient plus en 2009 : l'INSEE ne produit plus un certain nombre de statistiques dont on aurait besoin pour réaliser nos évaluations. Il est des domaines dans lesquels nous sommes dans le noir absolu.

L'évaluation des bâtiments que l'on met en rénovation thermique reste à faire. Nous avons contractualisé avec Cerqual une évaluation a posteriori des travaux que l'on finance, notamment dans les logements sociaux. Pour le dire honnêtement, aujourd'hui, nous n'avons pas assez de recul pour savoir si tout se met en place correctement. Lorsque l'on construit du neuf et que nous avons des objectifs en matière d'efficacité énergétique, nous savons qu'il faut largement accompagner, expliquer les comportements à tenir afin d'éviter les effets rebonds qui font que, comme l'électricité coûte moins cher, on en consomme plus, etc. Là-dessus, nous n'avons pas d'évaluation globale. Cela fait partie de ce que nous souhaitons mettre en place dans une nouvelle version du plan climat.

Pensez-vous atteindre votre troisième objectif de 30 % d'énergies renouvelables ? Je pense que, en matière d'économie d'énergie, une ville comme Paris peut être très ambitieuse et atteindre l'objectif de 30 % qu'elle s'est fixé, mais, en matière d'énergies renouvelable, est-ce jouable ? Y croyez-vous ?

En production locale, non. J'ai dit que l'on pouvait produire 5 % d'énergies renouvelables localement ; pour atteindre le reste, on peut acheter de l'électricité verte. Tout dépend du mix énergétique...

Ah !

C'est bien la question ! Notamment sur l'électricité, car même si nous produisons sur notre territoire une part de notre électricité avec des énergies renouvelables, cette part ne sera jamais majoritaire.

Il faudra acheter des énergies renouvelables ailleurs.

Une bonne partie de notre chauffage urbain est produite à partir des déchets. Nous sommes quasiment à 50 % de mix énergétique dans la CPCU aujourd'hui, mais pas encore. C'est pourquoi nous développons actuellement des projets sur la géothermie que j'ai évoqués, l'usine de biomasse, etc. Mais comme le chauffage par la CPCU représente entre 25 % et 30 % des immeubles, cela suppose de développer aussi notre réseau de chauffage urbain.

C'est l'usine d'incinération d'Ivry ?

Il y en a un certain nombre d'autres.

Sans doute pourrez-vous nous fournir ce document parce que vous ne connaissez peut-être pas les chiffres par coeur. Je souhaite avoir une vision un peu globale de l'ensemble des flux financiers avec le concessionnaire, ERDF, y compris avec les taxes locales - amortissements, provision -, afin de comprendre comment tout cela s'articule. Vous pourriez nous fournir les chiffres pour nous permettre d'avoir une idée sur cette question.

Il est vrai que nous nous sommes assez peu intéressés, pour l'instant, à la part des taxes locales dans le prix de l'électricité. Or il est intéressant de le savoir, comprendre comment cela s'articule dans une grande ville comme Paris, par exemple. C'est un enjeu important en matière de taxes locales.

Un rapport annuel est élaboré sur la concession et nous pouvons vous le transmettre. De la même façon, sur le plan climat, nous produisons chaque année un « bleu climat » qui permet d'avoir une évaluation de l'ensemble des actions. Nous pouvons évidemment vous transmettre ces documents - ils se trouvent également sur le site de la Ville de Paris - qui permettent d'avoir une évaluation.

Vous gardez un peu de recettes sur la taxe locale dans le budget général ?

J'avoue mon incompétence. Je me suis plus intéressé aux questions d'énergie et d'efficacité énergétique qu'aux taxes. Mon collègue adjoint aux finances est très attentif à ces questions.

Il y a automatiquement une part de la taxe d'électricité qui va directement à la Ville.

Oui, cela fait partie du prix de l'électricité.

Je remercie M. Baupin de la précision des chiffres qu'il nous a fournis. Il nous apporte un éclairage différent par rapport aux autres auditions que nous avons menées. Cela permet de savoir comment fonctionne une ville, quelle est sa politique énergétique, notamment en matière de réduction de consommation.

Nous pourrons certainement bénéficier de vos travaux dès que vous les transmettrez à la commission d'enquête. Sans organiser une nouvelle audition sur les points financiers posés par M. Ronan Dantec, peut-être pourrait-on avoir un document de quelques pages qui explique le différend qui vous a opposé à ERDF.

Paris a servi de cobaye. Les provisions par ERDF ont été faites dans tous les départements français. Elles ont été validées de manière surprenante. Cela remontait à EDF, la maison-mère. On a tous suivi l'affaire.

Sur la géothermie, je ne connaissais pas les capacités du XIXe arrondissement et de Paris. Je connaissais celles de l'Île-de-France, mais j'ignorais celles-là.

La région de l'Île-de-France est la première au monde en matière de production de géothermie. Nous avons sous nos pieds une importante ressource dans ce domaine.

Pouvons-nous avoir des documents pour avoir des précisions ? Je connais beaucoup de partisans de la géothermie.

On peut faire à peu près quatre puits de cet ordre-là sur le territoire parisien. Cela signifie tout de même 4 fois 50 000 logements, soit 200 000 logements. En matière de contribution au chauffage, c'est extrêmement significatif pour le territoire.

Le puits de Paris-Nord-Est se trouve à la frontière avec Aubervilliers. Sur les 50 000 logements concernés, 12 000 concernent Paris et 38 000, Aubervilliers. Il s'agit donc d'une ressource partagée, métropolitaine. Dans le Val-de-Marne, de nombreux puits de géothermie existent.

L'ancien président du CLER, le Comité de liaison énergies renouvelables, avait beaucoup travaillé sur la géothermie de Paris.

Monsieur Baupin, je vous remercie.

L'ordre du jour appelle l'audition de M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext et d'EPEX SPOT.

Je vous remercie, monsieur Conil-Lacoste, d'avoir répondu à notre invitation.

Je vous rappelle que toutes les informations relatives aux travaux non publics d'une commission d'enquête ne peuvent être divulguées ou publiées, et qu'un faux témoignage devant notre commission serait passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du code pénal.

Je vous propose d'entrer tout de suite dans le vif du sujet. Pour la bonne qualité de nos débats, M. le rapporteur, Jean Desessard, vous a communiqué un certain nombre de questions, qu'il va vous rappeler pour qu'elles soient bien enregistrées. Vous y répondrez dans l'ordre qu'il vous plaira.

Nous passerons ensuite aux questions des autres membres de la commission.

La parole est à M. le rapporteur.

Monsieur Conil-Lacoste, votre audition était très attendue, puisque vous êtes un acteur important dans la formation des prix de l'électricité.

Premièrement, pouvez-vous présenter Powernext ?

Deuxièmement, de manière plus générale, pouvez-vous présenter les différents marchés - spot, à terme - en France et dans les pays environnants ? Quel est le volume d'électricité échangée sur ces marchés par rapport à la consommation totale ? Quels sont les vendeurs et les acheteurs ?

Troisièmement, pouvez-vous donner des éléments statistiques sur la variabilité des prix selon les périodes - base, semi-base, pointe, extrême pointe -, en évoquant notamment deux périodes exceptionnelles, à savoir la pointe de prix pendant la canicule de 2003 et la période de froid de février 2012 ? Qu'en est-il dans d'autres pays européens tels que l'Allemagne ?

Par ailleurs, pouvez-vous expliquer le phénomène qui mène parfois à l'apparition de « prix négatifs » ? Selon vous, ce phénomène risque-t-il de se multiplier en Allemagne, voire en France ?

Enfin, quatrièmement, quel niveau les prix de l'électricité devraient-ils théoriquement atteindre en période de pointe pour rentabiliser les moyens de production ou d'effacement qu'il est alors nécessaire d'activer ? Ces niveaux de prix peuvent-ils être atteints dans la réalité ? Est-il exact qu'il existe un plafond de prix de 3 000 euros par mégawatt-heure pour les offres soumises sur Powernext ? Par quoi est-il justifié ?

Si le marché en volume ne convient pas aux situations de pointe, quel regard portez-vous sur le projet de mécanisme de capacité actuellement en discussion ?

Ce mécanisme doit-il prendre la forme d'un marché sur lequel s'échangent des garanties de capacité, au risque d'introduire une nouvelle source de variabilité des prix, ou bien une autre forme d'organisation serait-elle pertinente ? Serez-vous une partie prenante de ce marché, s'il est créé ?

Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames, messieurs les sénateurs, je tiens tout d'abord à vous remercier de m'avoir invité à cette audition, qui permettra peut-être de clarifier un certain nombre de sujets. C'est bien volontiers que je vais tenter de répondre aux questions que M. le rapporteur vient de rappeler.

Pour faciliter la présentation de mon propos et le débat qui s'ensuivra, nous avons préparé un fil conducteur sous la forme d'un document relié, qui vous a été remis.

Je commencerai donc par répondre à la première question, qui porte sur l'historique et le rôle économique de Powernext.

Sans reprendre toute sa genèse, je dirai que Powernext est née du besoin d'organiser les échanges sur le court terme dans le cadre de la libéralisation du marché de l'électricité en Europe et, partant, en France, à la suite de la transposition en 2000 de la directive européenne de 1996 sur la libéralisation des marchés de l'énergie.

Ainsi, Powernext a été créée en 2001, juste après la mise en place de l'autonomie du gestionnaire du réseau de transport, RTE s'étant en quelque sorte émancipé d'EDF, et la création du régulateur de l'électricité, devenu depuis régulateur de l'énergie, lequel nous a portés sur les fonts baptismaux en juillet 2001.

Nous avons ensuite développé une référence de prix sur le marché français en participant à l'organisation d'un marché spot, sur le rôle duquel nous reviendrons, et également d'un marché à terme en 2004. Nous avons considéré, dans le cadre du processus d'intégration du marché européen, que le rapprochement avec nos partenaires allemands faisait sens. En 2008, avec mon homologue allemand, M. Menzel, nous avons donc fusionné nos activités électriques pour donner naissance à une nouvelle bourse, EPEX SPOT, dont je suis ici aussi représentant, en tant que directeur général, au même titre que de Powernext. Ces deux structures sont basées à Paris, au 5, boulevard Montmartre.

EPEX SPOT assume aujourd'hui l'organisation des marchés électriques spot day-ahead et intraday - je reviendrai plus tard sur le sens de ces termes - en France, en Allemagne, en Autriche ainsi qu'en Suisse, et apporte également un certain nombre de services à des bourses de pays de l'est tels que la Hongrie.

Néanmoins, son coeur de métier est la gestion des marchés organisés day-ahead et intraday, c'est-à-dire respectivement la veille pour le lendemain et le jour même, dans les pays que j'ai cités en premier. Sa fonction économique essentielle consiste donc à faciliter les transactions de court terme sur l'électricité en organisant la libre confrontation de l'offre et de la demande de la manière la plus transparente et la plus large qui soit. Il s'agit donc de rassembler un très large spectre d'acteurs, de sorte que le débat sur le prix se déroule de la façon la plus démocratique et pertinente possible.

De ce processus doit sortir quotidiennement un prix de référence de l'électricité spot en France pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain, lequel aide ensuite les acteurs économiques à prendre des décisions économiques en toute responsabilité.

Le rôle de la bourse est donc de faciliter l'accès à ce marché - faciliter l'accès aux urnes, en quelque sorte -, de développer la liquidité, et de faire en sorte qu'il y ait un véritable débat, profond, large et transparent au bénéfice du consommateur final.

En outre, les marchés gérés par EPEX SPOT permettent aux acteurs de préparer leur équilibre emplois-ressources. Chacun sait que l'électricité ne se stocke pas et qu'il faut donc équilibrer en permanence injection et soutirage. Le rôle de la bourse, puisque nous sommes maintenant dans un système horizontal et non plus vertical, est précisément d'aider à faire cet équilibrage, en fonction des réseaux électriques de transport, en France, en Allemagne, en Suisse et en Autriche.

Il est important de noter que le rôle de cette bourse, au-delà de dégager un prix de référence, est aussi d'équilibrer les réseaux de transport. Nous reviendrons plus tard sur l'aspect temporel de cette activité, entre le day-ahead, l'infra-journalier, etc.

Tout cela s'inscrit résolument dans le processus d'intégration du marché européen. Nous avons repris dans le slide 3 une citation de l'ancien commissaire européen à l'énergie, Andris Piebalgs, qui nous avait fait l'honneur de présider la conférence de presse au cours de laquelle nous avions annoncé la fusion des marchés électriques français et allemands au sein d'EPEX SPOT, bourse détenue, je le rappelle, à 50 % par Powernext et à 50 % par son homologue allemand EEX. Aux yeux de M. Piebalgs, il était très important qu'un prix de référence indiscutable se révèle à la suite d'un débat le plus large possible. À cet égard, il considérait le rôle de la France et de l'Allemagne comme absolument fondamental.

Par ailleurs, le Conseil européen a décidé, le 4 février 2011, que l'achèvement du marché intérieur de l'électricité était une priorité, afin de garantir à tous les citoyens européens une « énergie sûre, durable, financièrement abordable, raisonnable, dont l'approvisionnement est garanti » et qui contribue à la compétitivité européenne.

Dès lors, il a fixé un objectif particulièrement ambitieux en termes de calendrier puisqu'il ne s'agit de rien moins que de créer un marché intégré de l'électricité interconnecté pleinement opérationnel en 2014, c'est-à-dire demain. À cet égard, nous reviendrons sur le rôle que les bourses jouent au premier plan, avec les gestionnaires de réseaux de transport, dans l'élaboration de ce marché intégré, au travers du couplage des marchés. Nous verrons que le prix de référence aujourd'hui en France résulte aussi de ce couplage. À mon sens, on ne peut pas parler du marché français sans l'inscrire résolument dans cette dynamique européenne à laquelle on ne peut pas échapper, tout comme on ne peut pas échapper à une audition d'une commission d'enquête.

J'en viens au slide 4, qui détaille l'actionnariat de Powernext, détenteur de 50 % d'EPEX SPOT, et qui a remanié un peu son tour de table à l'occasion de la fusion de la fin de l'année 2007. La majorité de son capital est détenue par une holding de gestionnaires de réseaux de transport, dont RTE, qui y est majoritaire, les deux autres étant, depuis l'origine, Elia et TenneT, les gestionnaires de réseau belge et hollandais. Le reste des actionnaires, ce sont des acteurs du marché tels qu'EDF et GDF Suez. Par ailleurs, comme Powernext a cédé ses activités électriques en les plaçant au sein d'EPEX SPOT, elle se consacre désormais au marché du gaz français spot et à terme, lancé en novembre 2008. C'est la raison pour laquelle on retrouve au tour de table de Powernext les gestionnaires de réseau de gaz GRTgaz et TIGF, filiale de Total.

Côté EEX, il y a également eu un peu de remaniement, mais la majorité reste détenue par Eurex, filiale à terme de Deutsche Boerse. On constate donc un équilibre assez intéressant entre deux mondes : le monde financier, représenté par Eurex, qui a la majorité d'EEX, et le monde industriel électrique, représenté par les gestionnaires de réseaux de transport chez Powernext.

EPEX SPOT et Powernext ont leur siège social à Paris, tandis qu'EEX est basée à Leipzig, et ces sociétés sont très interactives. EPEX SPOT, qui compte quarante-cinq employés, reçoit notamment beaucoup d'aide de Powernext en matière d'IT - Information technology - et au plan commercial. Son chiffre d'affaires en 2011 a été de 34,3 millions d'euros. L'activité de la maison-mère, Powernext, se résume aujourd'hui à un suivi très rapproché d'EPEX SPOT, mais aussi au développement du marché du gaz et d'autres investissements. Elle compte trente-cinq employés, et a réalisé, en 2011, un profit net d'un peu plus de 5 millions d'euros.

Monsieur le rapporteur, j'en viens à votre deuxième question, qui concerne la place de la bourse dans la coordination temporelle du marché, illustrée par le slide 5. Il faut savoir que l'organisation du marché aujourd'hui en Europe n'est pas la même qu'en Australie ou au Japon. Dans ce dernier pays, le marché électrique est toujours verticalement intégré, mais les autorités réfléchissent à sa réorganisation, peut-être en s'inspirant du modèle européen. À cet égard, j'ai reçu récemment le directeur énergie et ressources naturelles du ministère de l'industrie japonais, que M. Pierre Bornard a, lui aussi, vu longuement.

En ce qui concerne l'Europe, nous sommes passés d'une organisation en silos, verticalement intégrée selon le schéma production-transport-commercialisation, à une organisation horizontale, au sein de laquelle ont d'abord été séparés la production et le transport. De ce fait, nous avons fait apparaître un marché de gros et ce qu'on appelle le trading, à savoir le négoce d'électricité pour fluidifier les échanges. C'est une organisation radicalement différente de celle qui prévalait autrefois en France et qui prévaut encore aujourd'hui au Japon, par exemple.

La pierre angulaire de ce dispositif est le marché spot veille pour le lendemain, que l'on appelle day-ahead. Nous organisons une enchère tous les jours de l'année, y compris les jours fériés. Aujourd'hui, l'heure de cette enchère est harmonisée avec celle de nos voisins dans le cadre du couplage des marchés européens. C'est à midi que cela se passe ! Nous allons bientôt avoir les résultats du jour, aux alentours de midi et demi. Tous les jours de l'année, une enchère réunit donc les offres et les demandes de mégawatt-heures, pour livraison sur chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain.

Ce marché est essentiel car il répond au tempo du réseau de transport, lequel a besoin, un jour à l'avance, de savoir comment équilibrer injection et soutirage. Il s'agit d'un grand rendez-vous, où l'essentiel des échanges va se faire dans les meilleures conditions économiques possible, pour faciliter la vie du gestionnaire de réseau de transport. Ce marché a donc d'abord une mission d'équilibrage en termes de volume, et le prix qui en sortira sera fonction des volumes qui vont se confronter sur chacune de ces vingt-quatre heures. Il s'agit vraiment de la pierre angulaire du marché.

Si un acteur a raté ce grand rendez-vous, il peut se rattraper sur ce que l'on appelle l'infra-journalier, lequel est encore relativement modeste, puisqu'il représente globalement 13 % des échanges sur les marchés interconnectés en Europe, mais seulement 5 % à 10 % en France. Ce marché, qui est continu et non à enchères, est accessible jusqu'à quarante-cinq minutes avant la livraison. Il donne ainsi une chance aux acteurs, qui n'ont pas pu équilibrer leur portefeuille emplois-ressources, de le faire dans des conditions économiques plus tendues. Et si ce n'est pas possible, au dernier moment, en raison d'un aléa ou parce qu'une production attendue n'a pas pu être réalisée pour des raisons techniques, le gestionnaire du réseau de transport intervient lui-même en temps réel, en utilisant ses réserves primaires, secondaires, tertiaires, à un coût qui va être indexé sur le prix spot, mais qui peut être extrêmement lourd pour l'acteur en déséquilibre.

Le pilier central est donc le marché day-ahead, veille pour le lendemain, où l'essentiel des échanges se fait, dans les meilleures conditions économiques possibles, grâce à un large débat sur le prix et les volumes. Puis intervient le recours au marché infra-journalier, lequel devient de plus en plus liquide, notamment à cause du renouvelable intermittent - on y reviendra plus tard -, grâce auquel il peut être procédé, au dernier moment, à ce qu'on appelle le fine-tuning. Cet outil va prendre de plus en plus d'importance. Après, le relais est transmis au gestionnaire de réseau de transport, qui, lui, va résoudre les derniers déséquilibres.

De l'autre côté du spectre se trouve le marché à terme, lequel va proposer des contrats en continu, qui peuvent être hebdomadaires, mensuels, mais surtout annuels. Ils permettent aux acteurs de se couvrir contre le risque de prix à échéance d'un mois, d'un trimestre, d'une année ou de deux années. C'est un marché à la logique totalement différente, mais EPEX SPOT ne s'en occupe pas. Nous n'intervenons que sur les marchés day-ahead et infra-journalier.

Le marché day-ahead fixe-t-il un prix par heure ?

Oui, pour chacune des vingt-quatre heures de la journée.

Est-ce pareil pour le marché infra-journalier ou est-ce par demi-heure ?

C'est par blocs d'heures et cela peut aller jusqu'à quarante-cinq minutes avant l'échéance. Nous avons introduit très récemment - la bourse a aussi cette utilité d'être un peu innovante et d'anticiper les besoins des acteurs - des contrats quinze minutes en Allemagne. La période retenue est de plus en plus réduite.

Voilà ! Cela permet d'adapter plus finement les tarifs.

Exactement !

Le slide 6 reprend un peu ce que nous venons de dire. Cette bourse de l'électricité organise, de manière centralisée, une confrontation multilatérale, anonyme, transparente, sécurisée, puisqu'il y a une chambre de compensation qui endosse le risque de contrepartie. Ces marchés peuvent donc accueillir des acteurs de taille modeste, qui auraient du mal à trouver une contrepartie sur le marché de gré à gré.

Finalement, le système permet au plus grand nombre d'acteurs de venir sur le marché pour échanger leurs mégawatt-heures. La bourse fixe donc un prix, une quantité, pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain, sur des produits qui sont standardisés et fongibles.

Les acteurs sont non pas les consommateurs finaux, mais les grossistes, en quelque sorte les grands électeurs. Il s'agit des acteurs de l'énergie européens. L'objet est évidemment d'organiser le marché en toute transparence, le régulateur pouvant procéder à des enquêtes pour vérifier s'il n'y a pas eu abus de position dominante. Mais, dans le cadre du marché organisé, nous sommes plus à l'abri de ce genre de dérives que dans le marché de gré à gré, lequel n'est pas transparent. C'est la raison pour laquelle le marché organisé a capté une très grande partie du marché de gros à court terme.

Le slide 7 décrit la chaîne de valeur créée par le négoce sur le marché de gros, où opèrent des traders, des brokers, des fournisseurs. Tout concourt à améliorer la fluidité entre la production et la consommation d'électricité, en passant par le transport. Il s'agit aujourd'hui d'un élément essentiel du market design européen, qui n'est pas le même, je le répète, dans tous les pays. Mais nous ne parlons pas ici de science exacte. Il nous faut rester très humbles dans la manière d'évaluer ce marché. En tout état de cause, la direction générale de l'énergie de la Commission européenne a déterminé cette voie pour faire avancer le marché intégré de l'électricité en Europe. Nous nous y conformons donc.

Les différents marchés gérés par EPEX SPOT sont décrits dans le slide 8. EPEX SPOT est effectivement au coeur de l'Europe, avec dix-neuf interconnexions. Nous sommes donc de tous les projets de couplage. Un tiers de notre effectif est complètement dédié aux projets de couplage européens. J'ai moi-même coprésidé pendant trois ans et demi le projet de couplage Centre Ouest Europe, qui a réuni France, Allemagne et Benelux.

L'ensemble des marchés couverts par EPEX SPOT représentent une consommation annuelle d'environ 40 % du marché de l'électricité de l'Union européenne, c'est-à-dire 1 200 térawatt-heures. Nous sommes donc un acteur essentiel, aux avant-postes de ce dispositif et, dans une certaine mesure, nous pouvons aussi influencer le débat.

Comment êtes-vous rémunérés ? Par commission, sur les échanges ?

La bourse se rémunère de deux manières. EPEX SPOT compte 209 membres qui paient une cotisation annuelle de l'ordre de 10 000 euros.

Cette cotisation est donc forfaitaire !

Cela dépend des marchés qu'elle couvre. Je n'ai plus tout à fait le détail en tête, mais elle peut aller de 10 000 euros à 30 000 euros si l'on compte tous les marchés.

Ensuite, il y a une commission par mégawatt-heure échangé sur la bourse. Pour la France, elle s'élève à 7 centimes d'euro par mégawatt-heure, contre 4 centimes d'euro en Allemagne, en Suisse et en Autriche.

Sur le marché intraday, qui est un marché continu, différent, beaucoup moins liquide, elle est de 11 centimes d'euro du mégawatt-heure. Nous nous rémunérons donc aussi sur les quantités traitées. Évidemment, plus le marché est liquide, plus la bourse capte, mais, à ce moment-là, il y a forcément une pression des membres pour faire baisser les commissions. La bourse que nous représentons, qui est non pas obligatoire mais volontaire, est une entreprise privée cherchant à dégager du profit de façon à garder ses meilleurs éléments, à constamment innover. Je ne dirais pas que nous sommes représentatifs du reste des bourses européennes, qui composent un vrai patchwork, puisqu'on retrouve des bourses qui sont des monopoles d'État inscrits dans la loi, comme en Italie ou en Espagne, et des bourses ayant une licence exclusive, comme en Scandinavie, qui captent 80 % de la consommation de manière un peu obligatoire. Il y a donc, d'un côté, des pools obligatoires, et, de l'autre, des systèmes de bourses libres comme en Allemagne, en France, en Suisse, en Belgique et aux Pays-Bas.

Le slide 9 reprend les volumes d'électricité échangée sur EPEX SPOT et leur pourcentage par rapport à la consommation nationale. Vous voyez que le marché allemand représente la plus grande partie des échanges, avec 241 térawatt-heures, volume en hausse. En France, nous échangeons 61 térawatt-heures, ce qui représente 13 % de la consommation nationale, soit le tiers de la performance allemande, 39 % de la consommation nationale. En Suisse, le volume est de 12 térawatt-heures, soit 21 % de la consommation nationale.

Le marché intraday représente 1,7 térawatt-heure en France, sur les 61 térawatt-heures globaux. EPEX SPOT a traité au total, en 2011, 314 térawatt-heures, soit une croissance d'activité de 12,5 %, avec une très forte croissance sur le marché infra-journalier de 57 %. Cette performance nous situe comme le premier marché spot d'Europe avec Nord Pool Spot, qui est le marché couvrant l'ensemble des pays nordiques. Ce dernier a traité 315 térawatt-heures l'an dernier, mais cela représente 85 % de la consommation nationale des pays couverts et il a un chiffre d'affaires bien moins important que le nôtre.

D'autres bourses voisines ne figurent pas sur le graphique. C'est le cas d'APX-ENDEX, qui couvre la Belgique, les Pays-Bas, une partie du Royaume-Uni, et qui représente en 2011 environ 50 térawatt-heures, à comparer aux 314 térawatt-heures d'EPEX SPOT et aux 315 térawatt-heures de Nord Pool Spot.

Je ne vous cache pas que l'idée est d'essayer de créer une grande bourse couvrant la zone Nord Ouest Europe pour gérer ce marché intégré avec OMEL et GME, qui sont les monopoles couvrant la péninsule ibérique et l'Italie. Cette création serait de nature à simplifier les systèmes et la gouvernance. En effet, se retrouver autour d'une table avec trente parties prenantes, comme c'est le cas pour le projet Nord Ouest Europe, est de plus en plus compliqué.

J'en viens maintenant au slide 10, qui concerne les prix. Le marché de gros en France souffre d'un manque relatif de liquidité. Nous avons essayé de pallier ce défaut. Il est exact que le marché de gros en Allemagne représente dix fois le marché de gros français : 5 000 térawatt-heures contre 500 térawatt-heures. Sur EPEX SPOT, nous traitons 160 gigawatt-heures en moyenne par jour, alors que l'Allemagne traite 600 gigawatt-heures. Pourtant les consommations des deux pays sont relativement voisines : 583 térawatt-heures en Allemagne contre 486 térawatt-heures en France.

Vous connaissez très bien les raisons internes de ce déséquilibre au détriment de la France : un empilement de dispositions législatives, des tarifs réglementés beaucoup plus bas que le prix du marché, la loi NOME, etc.

Les volumes sur les trois marchés ont augmenté de façon considérable, comme vous pouvez le constater dans le slide 11. Les volumes infra-journaliers ont également beaucoup augmenté. En France, le fait d'être couplé avec des pays voisins, notamment l'Allemagne, a permis de doubler le marché infra-journalier et donc de renforcer la liquidité du marché.

Le slide 13 permet une comparaison avec les volumes traités en France en OTC, over the counter, soit de gré à gré. Vous voyez sur le graphique, en orange, les volumes traités par EPEX SPOT sur le day-ahead et, en bleu ciel, le volume traité en gré à gré. Il apparaît que 75 % des volumes day-ahead sont traités en bourse en France.

Le gré à gré se fait indépendamment de vous ?

Oui, en dehors de la bourse, par le biais de contrats bilatéraux. Les courtiers s'intéressent un peu moins au day-ahead qu'au marché à terme, plus rémunérateur, sur lequel les contrats annuels génèrent beaucoup plus de commissions. C'est donc plus rentable pour un courtier, qui s'intéressera moins à ce travail de fourmi qu'est le marché day-ahead, très compliqué, avec des couplages de marchés, etc. Certes, il existe toujours un marché de gré à gré, mais la part du marché organisé en France est passée progressivement de 30 % à 75 % du volume traité aujourd'hui.

Le slide 14 est une photographie des différents acheteurs et vendeurs qui peuvent intervenir sur les marchés d'EPEX SPOT. Il y avait, en avril 2012, 203 membres, provenant de 19 pays différents : des gestionnaires de réseaux de transport intervenant pour l'achat de leurs pertes mais également, en Allemagne, quand ils doivent verser le renouvelable de manière systématique sur la bourse ; des fournisseurs, avec ou sans actifs ; des courtiers en énergie, qui peuvent être des banques travaillant pour leurs clients industriels ; des traders purs, qui sont évidemment beaucoup moins présents sur le marché spot que sur le marché à terme. Le premier est en effet beaucoup plus industriel et il offre davantage de risques, en raison d'une volatilité importante, même si celle-ci s'est réduite grâce au couplage des marchés.

Je me permets juste une petite digression sur le risque TVA. Vous n'êtes pas sans savoir qu'une fraude à la TVA extrêmement importante touchant les marchés spot s'est révélée sur BlueNext. Nous sommes très vigilants sur ce sujet. La France est un peu à l'abri de ce genre de pratiques : en effet, les fraudeurs à la TVA, que nous avons vu opérer sur les marchés spot du CO2, ne se propagent pas sur les marchés de l'électricité et du gaz que nous gérons. Nous exerçons une surveillance et menons une lutte permanente contre ces phénomènes, qui seraient extrêmement dommageables, non seulement pour la réputation du marché, mais aussi pour la formation des prix.

Je reviens à mon propos. La moitié des membres sont en Allemagne et en Autriche, où il y a notamment beaucoup de stadtwerken, des municipalités, qui interviennent directement sur le marché.

Au milieu des trois cercles figurant dans le slide 15, vous voyez qu'il y a 49 membres intervenant sur l'ensemble des marchés que nous gérons, contre une vingtaine voilà quelques années. On constate donc un appel à la liquidité. La liquidité entraîne la liquidité et il est bénéfique de pouvoir regrouper, au sein d'une même structure, plusieurs marchés ayant le même système de négociation, le même système de compensation et les mêmes règles de marché. Cela constitue un facteur de développement de la liquidité.

Le slide 16 retrace l'évolution du prix spot en France entre 2001 et le premier trimestre 2012. Nous avons recensé une dizaine de pointes. Vous reconnaîtrez, complètement à gauche, celle qui correspond à la canicule de 2003, et, à droite, celle qui correspond au grand froid de février 2012, où nous avons connu des températures inférieures de 10 degrés aux normales saisonnières, avec un record de consommation de près de 102 000 mégawatts. Vous retrouvez plus de détails dans le slide 17 : vous y remarquerez une tendance à la hausse progressive du prix spot de l'électricité en France, laquelle est cependant nettement moins accentuée que la tendance à la hausse du brent. Il y a une corrélation à 82 % avec les prix du brent résultant logiquement de l'appel en dernier recours aux centrales thermiques, qui sont calées sur le prix du brent pour la gestion des heures de pointe.

Mais il est intéressant d'observer qu'il y a eu une stabilisation, voire un recul du prix de l'électricité en France en 2010-2011, alors qu'il y a eu une envolée du prix du brent sur la même période. Dans la colonne ratio volatilité/prix base, vous remarquez une stabilisation de la volatilité à 13 %. Il s'agit d'un effet du couplage des marchés mis en place entre la France, l'Allemagne et le Benelux en novembre 2010, lequel a entraîné un prix unique sur 60 % à 65 % de l'ensemble des heures traitées. Il y a donc non seulement un effet positif de lissage des marchés, mais également des bénéfices clairs en termes de fluidité d'importation et d'exportation.

Les prix allemands et français ont fait le yo-yo, les premiers étant tantôt inférieurs, tantôt supérieurs aux seconds. La hausse des prix constatée aujourd'hui par rapport à l'Allemagne - nous sommes en moyenne, au 30 avril 2012, à 53 euros du mégawatt-heure contre 44 euros outre-Rhin - s'explique par le fait que la France a plus souffert des pics de prix du grand froid, avec une hausse du prix de la base, c'est-à-dire la moyenne des vingt-quatre heures de la journée, à 82 euros. Nous avons connu une pointe le 9 février à 367 euros du mégawatt-heure et nous avons alors été contents de pouvoir importer d'Allemagne, d'Angleterre, d'Italie, d'Espagne, pour limiter la hausse. L'Allemagne, pour sa part, a connu une pointe, le 9 février, limitée à 76 euros du mégawatt-heure. C'est la conséquence à la fois d'un mix énergétique différent, d'un appel à des centrales plus facilement mobilisables, mais également de la liquidité plus importante du marché en Allemagne.

Sur le marché à terme, les prix de l'électricité sont négociés de gré à gré, donc ils peuvent être différents en Allemagne, selon le producteur. Mais là, on parle du marché day-ahead. Je croyais qu'une bourse gérait l'ensemble de l'Europe. Or vous nous dites que les prix sont différents en France et en Allemagne. Il me semble pourtant qu'ils devraient s'harmoniser.

Il faut que j'entre un peu dans les détails du couplage de marchés. Sur les marchés à terme, il y a quand même des marchés organisés, qui représentent peut-être 20 % du marché de gros.

Pour revenir à votre question, il faut savoir que le couplage des marchés fait que, aujourd'hui, nous utilisons à 100 % les capacités mises à disposition par les gestionnaires de réseaux de transport chaque jour, sur les frontières allemande, française, belge, dans le cadre des pays interconnectés, ce qui n'était pas le cas autrefois, puisque nous en utilisions 30 % voire 40 %. Cela représente un gros travail des gestionnaires de réseaux de transport, puisqu'il faut qu'ils se coordonnent entre eux, tout en s'assurant qu'ils ne mettent pas en péril l'approvisionnement et, partant, la sécurité de leur pays. Tous les matins, ces capacités sont mises à notre disposition et nous les intégrons dans nos carnets d'ordres. Jusqu'à épuisement de ces capacités, nous avons un prix unique sur l'ensemble des zones interconnectées. C'est pourquoi je parlais d'une convergence des prix pour 60 % à 61 % de la zone interconnectée. Mais, dans les situations de tension, des goulets d'étranglement et des phénomènes de congestion apparaissent. À ce moment-là, vous retrouvez des prix individualisés en France, en Allemagne, etc. Nous étions là dans le cas typique où les interconnexions n'ont pas suffi pour que l'on ait un prix unique.

D'accord, c'est la limite technique des capacités de transport.

Vous avez raison, c'est la limite technique de capacité de transport, mais nous avons fait un énorme progrès puisque, autrefois, nous vendions ces capacités séparément et elles n'étaient pas nécessairement utilisées à 100 %. Aujourd'hui, nous les intégrons dans les carnets d'ordres des bourses liquides, quand elles existent. Nous épuisons donc ces capacités, ce qui suffit parfois pour obtenir un prix unique.

Si je peux me permettre, je pense que ce n'est pas la seule raison. Cette différence de prix final vient aussi du fait que les Allemands et les Français n'achètent pas au même moment. En effet, c'est parce qu'il y a un achat plus régulier en Allemagne et plus en pointe en France que le prix moyen, au final, n'est pas le même.

Quand les marchés sont interconnectés - le couplage des marchés va très bientôt s'étendre à d'autres zones, telles que les pays scandinaves, la péninsule ibérique, l'Italie, etc. -, il y a une confrontation de l'offre et de la demande sur le territoire le plus large possible. Vous allez donc chercher la meilleure offre et la meilleure demande, qu'elles soient en Allemagne ou en France. Le débat sur le prix est alors beaucoup plus large. S'il y a suffisamment de capacités aux interconnexions, le même prix sera proposé. L'offre en Allemagne est forcément différente de l'offre en France. À un moment donné, il va y avoir beaucoup de vent en Allemagne et un grand nombre de producteurs d'éolien vont alors déverser sur le marché cette « énergie fatale », qui va bien répondre à un besoin de pointe en France. Cela renvoie à la question sur les prix négatifs, notion qui peut paraître insolite et dont nous parlerons plus tard.

Si je comprends bien, le prix est plus élevé en France parce que nous gérons moins bien les pointes, même si les tarifs sont convergents pour 60 % de la zone interconnectée. Est-ce ce qui explique que les prix soient moins élevés en Allemagne en 2010, en 2011 et en 2012 ?

En 2011, les tarifs ont été, en moyenne, légèrement plus élevés en Allemagne.

Certes, mais les prix sont-ils généralement plus bas en Allemagne parce que les Allemands savent mieux gérer les pointes en recourant aux énergies renouvelables ?

C'est un des facteurs. En France, il y a une sensibilité très forte du consommateur final, notamment en raison de l'importance du chauffage électrique. C'est le premier point.

Cela dépend aussi, deuxième point, des conditions météorologiques. Effectivement, il est utile de pouvoir mobiliser les centrales éoliennes, les wind farms, pour répondre à un besoin de pointe dû à une variation de température inattendue d'un degré. L'Allemagne peut le faire, pas la France, car notre pays ne dispose pas suffisamment d'outils de production mobilisables au dernier moment.

Le troisième point, c'est la liquidité du marché. En Allemagne, la confrontation de l'offre et de la demande est beaucoup plus large qu'en France, où le marché libre représente un tiers de la consommation. Le reste est capté au travers de contrats bilatéraux, de tarifs réglementés, etc.

Les conditions météo, le mix énergétique différent et les différences de liquidité du marché expliquent le différentiel de prix entre les deux pays. Pourquoi les tarifs ont-ils été plus élevés en Allemagne en 2011 ? En raison du moratoire, de l'après-Fukushima et de l'arrêt brutal de sept centrales nucléaires. Les prix ont significativement augmenté à la fois sur le spot et sur le terme. Néanmoins, cette hausse a été relativement bien absorbée par le marché grâce à l'interconnexion.

Vous abordez un point essentiel. Vous nous avez expliqué que la bourse reposait sur la liberté des échanges : pour que les prix soient parfaits, les échanges doivent l'être également.

Les difficultés liées au réseau constituent donc la limite technique du système. Tant que les réseaux permettent la liberté des échanges, le prix est le même sur tout le périmètre. Mais à partir du moment où il existe des contraintes techniques, c'est-à-dire de réseau, la bourse ne peut plus garantir le même prix pour tout le monde.

Dans ce cas, l'offre et la demande redeviennent nationales.

Je suis désolé d'insister, mais ce n'est pas la seule raison qui explique la différence de prix puisqu'il s'agit d'un tarif moyen.

L'autre raison est que les Français et les Allemands n'achètent pas à la même heure ni le même jour. Les conditions de marché ne sont donc pas les mêmes.

Bien sûr ! Le profil de consommation allemand est différent du nôtre. J'ai évoqué tout à l'heure l'importance du chauffage électrique en France. Par ailleurs, nos voisins Allemands dînent plus tôt que nous, par exemple.

Il va falloir changer nos heures de repas ! (Sourires.)

Vous touchez du doigt la limite de l'exercice. Créer un marché intégré et interconnecté de l'énergie pour la fin de 2014 nécessite que les gestionnaires de réseaux de transport réalisent un gros travail de coordination entre eux pour définir la plus grande capacité possible aux frontières. Or, comme l'électricité ne suit pas un chemin commercial, comme il y a des loop flows, le travail est compliqué. Il faut recourir à des algorithmes de plus en plus raffinés, c'est le flow based.

Arriverons-nous à mettre en place l'Europe de l'électricité ? Le chemin à parcourir est encore long.

Quoi qu'il en soit, il est déjà positif que les trois quarts du temps nous ayons un prix unique et que nous puissions bénéficier du mix énergétique européen. Cela nous permet d'aller chercher chez nos voisins ce qui fait défaut chez nous à un moment donné.

Le processus d'intégration a forcé la coopération entre les gestionnaires de réseaux de transport, entre les bourses, entre les bourses et les gestionnaires de réseaux de transport. Il a obligé à des rapprochements entre gestionnaires de réseaux de transport. Un Belge a racheté un gestionnaire allemand, par exemple. La bourse française a fusionné avec la bourse allemande, etc.

Ces processus vertueux nous conduisent, au bout du compte, à plus d'efficacité. N'oublions pas que la captation des actuels différentiels de prix aux frontières représente des centaines de millions d'euros par frontière et par an. Le social welfare grâce au couplage des marchés bénéficie au consommateur final. Dans le même temps, le couplage renforce globalement la sécurité du dispositif. Le couplage avec l'Italie, lorsqu'il sera réalisé, permettra de capter annuellement 120 millions d'euros.

C'est donc un exercice difficile. EPEX SPOT s'inscrit dans cette dynamique.

Slide 18 : j'ai évoqué le bénéfice que l'on pouvait tirer de ces couplages. En ce qui concerne le prix spot en Allemagne, après le tournant énergétique, la hausse a été assez significative, mais les tarifs se sont ensuite stabilisés. Malgré l'arrêt des centrales, le prix spot est inférieur en Allemagne par rapport à 2008 et à 2009.

Slide 20 : j'ai déjà évoqué la sensibilité du marché français au chauffage électrique pour les pics de prix en France.

Les prix négatifs, en France et en Allemagne, sont directement liés, selon moi, à l'introduction sur le marché d'une grande quantité de renouvelables - éolien et solaire -, notamment en Allemagne. Avec la nouvelle loi allemande EEG sur les énergies renouvelables, qui date du 1er janvier 2010, si ma mémoire est bonne, les volumes échangés devraient augmenter de 90 térawatt-heures. Les gestionnaires de réseaux de transport ont la charge de vendre, par le truchement du marché organisé, tout le renouvelable.

C'est une obligation ?

Tout à fait ! La loi EEG a connu des évolutions, mais cela reste une obligation.

Actuellement, le renouvelable représente en Allemagne 20 000 mégawatts. L'objectif est d'atteindre les 80 000 mégawatts, ce qui est considérable.

Slide 21 : le prix négatif représente le coût supporté par un producteur d'électricité thermique en cas d'arrêt de sa centrale. Vaut-il mieux arrêter la centrale ou vaut-il mieux payer pour continuer à fonctionner tout en laissant la priorité au renouvelable ?

Les prix négatifs sont assez rares. Il y a eu dix-sept cas de prix négatif en Allemagne en 2010 et quinze cas en 2011. Le phénomène est donc relativement marginal.

De manière surprenante, en raison de la profondeur du marché et du couplage, les prix négatifs ont été moins élevés que ce que l'on aurait pu craindre. Ils ont atteint 100 euros ou 200 euros le mégawatt-heure et non les 1 000 euros ou 2 000 euros redoutés.

Le principe est de décourager, par le prix, la production thermique pour laisser la priorité à l'éolien.

Je vous remercie de votre explication, monsieur Conil-Lacoste.

Si je vous comprends bien, l'Allemagne produit beaucoup d'éolien, d'où l'obligation d'achat. On demande alors aux centrales thermiques d'arrêter leur production. Si un producteur préfère continuer à produire, parce que l'arrêt de sa centrale lui coûterait trop cher, il paie pour injecter sa production dans le réseau. Où va cette électricité si elle est de trop ?

Elle trouvera toujours preneur.

Parce qu'elle n'est pas chère ?

Tout à fait.

Les Suisses, par exemple, l'achètent pour reverser de l'eau dans les barrages supérieurs ?

Voilà !

Les prix négatifs sont surprenants, mais cette pratique fait intellectuellement et économiquement sens. Le phénomène est entré dans les moeurs, a été accepté et fait maintenant partie des target models.

J'ai évoqué le couplage des marchés. Aujourd'hui, où en sommes-nous ? Centre-Ouest Europe est opérationnel depuis novembre 2010 et fonctionne bien.

En plus de sa mission d'établir les prix de référence sur la France, l'Allemagne, etc., EPEX SPOT est chargé environ les trois quarts du temps de réaliser le couplage. C'est un rôle important et une lourde responsabilité. De nombreux systèmes sont interfacés et les moyens technologiques mis en oeuvre sont complexes.

La prochaine étape est Nord-Ouest Europe. Le projet, en cours de réalisation, est de greffer sur Centre-Ouest Europe les pays scandinaves et le Royaume-Uni, puis la péninsule ibérique et l'Italie, puis l'Est. EPEX SPOT sème déjà quelques graines à l'est : nous opérons tous les jours sur le marché hongrois pour le compte de la bourse hongroise, HUPX, que nous avons contribué à mettre sur pied. Nous opérons à faibles coûts.

Dans le même temps, nous allons mettre en place un couplage entre la Tchéquie, la Slovaquie et la Hongrie, en répliquant ce que nous avons déjà fait entre la France, la Belgique et les Pays-Bas.

Par conséquent, nous anticipons et nous préparons le terrain. EPEX SPOT joue un rôle important à cet égard.

Quel niveau de prix en période de pointe pour rentabiliser les moyens de production ? Et quid du marché de capacité ?

M. le rapporteur m'a interrogé sur le plafond-prix. Il est effectivement de 3 000 euros par mégawatt-heure sur le day-ahead et de 10 000 euros par mégawatt-heure sur le marché infra-journalier. Ces deux plafonds sont le fruit d'une approche pragmatique. Il s'agit, avant tout, de plafonds techniques. Ils ont été heureusement très peu atteints. Ils sont comparables aux plafonds pratiqués ailleurs. Mais nous avons peut-être donné un peu donné le la... Cependant, s'agissant d'une enchère aveugle, sur le day-ahead, s'il n'y avait pas de plafond, sans parler de la contrainte technique, logicielle, ou s'il était trop élevé, cela pourrait coûter des fortunes !

Si le plafond de 3 000 euros était atteint régulièrement, il faudrait peut-être songer à le relever pour le fixer à 4 000 euros ou à 5 000 euros. Pour l'heure, le seuil de 3 000 euros est une limite à la fois nécessaire sur le plan technique, cohérente par rapport au fonctionnement du marché et harmonisée. Il est le fruit d'une concertation avec l'Allemagne et le Benelux. Néanmoins, le plafond reste révisable en cas de problème.

En ce qui concerne le marché de capacité, nous avons pris part à la consultation organisée par RTE. C'est un sujet difficile. La mise en place d'un tel marché est prévue par la loi NOME.

Évidemment, si cela lui était demandé, EPEX SPOT serait prêt à mettre en place un tel marché. J'attire simplement votre attention sur deux points.

Premièrement, ce mécanisme ne doit pas interférer avec le marché de l'énergie ni venir perturber le libre jeu de l'offre et de la demande, car cela pourrait entraîner un amoindrissement de la qualité de la formation du prix.

Deuxièmement, il est important que de tels projets fassent l'objet d'une concertation avec nos partenaires afin d'éviter la mise en place de mécanismes incompatibles. Ce qui est réalisé en France doit également être réalisé en Allemagne.

Quelle est votre crainte par rapport aux interférences ?

Je le répète, la bourse s'adapte au contexte législatif. À titre personnel, il me semble donc préférable d'avoir le débat le plus large possible sur l'offre et la demande, quitte ensuite à ce que des facteurs correctifs soient mis en oeuvre pour protéger les populations les plus vulnérables, les électro-intensifs, etc. Tout élément venant perturber le débat est de nature à l'appauvrir.

Nous avons réussi à surmonter le problème grâce au couplage des marchés et à la liquidité du marché français, qui est suffisante. Arrêtons, néanmoins, de ponctionner la liquidité du marché de gros français, faute de quoi nous finirons par devenir un satellite de la formation du prix européen et nous ne pourrons plus intervenir.

Il y a beaucoup de débat sur l'intérêt d'un marché de capacité. J'avoue que nous n'avons pas d'idée très arrêtée sur la question. Comme je l'ai souligné, deux points me paraissent importants : veiller à ce que le mécanisme mis en place ne vienne pas amoindrir le débat sur le prix de l'énergie et s'assurer de la cohérence des projets à l'échelle européenne.

La parole est à M. Jean-Pierre Vial.

Vous avez évoqué les électro-intensifs, qui prennent une part importante dans le déséquilibre du marché. C'est un sujet éminemment politique que je n'aborderai pas. Je préfère me cantonner à l'aspect technique du problème.

J'ai bien compris que la capacité des réseaux constituait une limite technique à la liberté du marché. Vous avez indiqué qu'EPEX SPOT intégrait les capacités du réseau en amont et calculait avec vos logiciels les capacités à mettre sur le marché. Vous avez également souligné que la différence entre la France et l'Allemagne résidait dans le fait que le marché français est fortement impacté par les prix réglementés. Au cours d'autres auditions, nous avons demandé si les prix réglementés pouvaient venir perturber le marché du CO2.

La question est technique et politique : devons-nous abandonner les prix réglementés et les remplacer par un prix du CO2 fixe, qui viendrait récompenser les politiques vertueuses ? Cela ne serait-il pas plus facile à gérer au niveau des bourses, avec un marché européen plus facile à organiser puisque la valeur CO2 serait une valeur de référence au niveau de la bourse, alors qu'aujourd'hui ce prix du CO2 est en train de s'effondrer ?

Je serais tenté de répondre oui, mais la réflexion mérite d'être approfondie.

Actuellement, les prix sont réglementés, ce qui, incontestablement, vient perturber le jeu de la libre confrontation de l'offre et de la demande. Pour des raisons historiques, je ne mésestime pas la difficulté qu'il y aurait à résoudre le problème. De mon point de vue, nous ne trouverons pas la solution d'un simple coup de baguette magique. Le fossé qui s'est creusé est beaucoup trop important. Il serait peut-être bon d'avoir une vision à dix ans sur le sujet.

En ce qui concerne le CO2, aujourd'hui, il est clair que nous avons atteint les limites du dispositif actuel, puisque c'est mettre des mécanismes de marché à disposition, au service d'une politique étatique, européenne, mais qu'il y a maintenant surabondance de l'offre. On a un prix du CO2 qui ne répond plus à sa vocation d'origine, laquelle était d'inciter à réaliser des économies d'énergie ou à utiliser des moyens de production moins consommateurs de carbone.

Aujourd'hui, on a tout faux sur le CO2 ! Soit on retire du marché un certain nombre de permis d'émission, on fait du set aside ; on est en train d'en discuter au niveau de la Commission européenne. D'autres évoquent un prix plancher. Je répugne toujours à l'instauration de prix planchers et de prix plafonds. Certes, le prix de 3 000 euros par mégawatt-heure sur le day-ahead est un plafond, mais il est technique.

Avec le prix du CO2, nous nous trouvons à l'articulation de deux mondes difficilement compatibles : la libre confrontation de l'offre et de la demande, et dans le même temps une récession inattendue ! En raison de la surabondance des offres de quotas d'émission, le prix du CO2 est tombé à 6 euros la tonne, sans parler des déboires en matière de fraude à la TVA.

À tout prendre, je préférerais que le débat sur le prix de l'énergie soit le plus démocratique possible et que nous fassions preuve d'un certain volontarisme pour le prix du CO2. Cela étant, est-ce politiquement acceptable ? Une telle option ne viendrait-elle pas ruiner la compétitivité ? La question doit être envisagée sur le long terme et le problème ne sera pas réglé d'un seul coup de baguette magique.

La parole est à M. Ronan Dantec.

Le marché spot a sa logique. Globalement, les capacités de production et de consommation s'équilibrent, puis le marché ajuste.

Néanmoins, vous l'avez souligné, nous allons vers un déséquilibre énorme en matière de puissance installée. En raison de la marche forcée vers le renouvelable en Allemagne ou au Royaume-Uni - les investissements annoncés d'ici à 2020 sont de l'ordre de 250 milliards d'euros -, de plus en plus d'éolien amorti va arriver sur le marché. Comment voyez-vous l'évolution du marché ?

Globalement, les prix, qui n'ont pas trop évolué ces dernières années - ils oscillent entre 40 euros et 50 euros -, vont se maintenir, mais les périodes de prix négatifs n'augmenteront-elles pas considérablement ? Cela n'aura-t-il pas des conséquences pour la France, qui est surtout un producteur de base ? N'allons-nous pas nous retrouver de plus en plus souvent avec de l'électricité sur les bras ? Devons-nous nous attendre à une forte variabilité des prix sur le marché spot, notamment à des hausses importantes quand il n'y a pas de vent ni de soleil ?

Vous devez forcément avoir une idée sur la question...

Il est toujours difficile d'anticiper l'évolution des prix. Notre métier à nous est seulement d'organiser le vote. Qu'est-ce qui sortira des urnes ? C'est très difficile à dire ! En tout cas, ce n'est pas notre métier. Néanmoins, et à titre personnel, j'accepte bien volontiers de me prêter à l'exercice.

Selon moi, le problème est le manque d'harmonisation et l'absence de politique européenne en matière de mix énergétique. Chaque pays y va de son bouquet 20-20-20, pour simplifier, à coups de subventions très lourdes. Il faut ensuite absorber tout cela. Il serait tout de même bien, à un moment donné, d'avoir un peu de cohérence et une politique énergétique européenne qui tienne compte des atouts des uns et des autres et qui ne duplique pas nécessairement l'éolien ou le solaire sur tous les territoires, qu'il y ait du vent ou pas, qu'il y ait du soleil ou non !

En ce qui concerne le secteur de l'énergie, comme dans beaucoup d'autres domaines en Europe, nous nous trouvons aujourd'hui au milieu du gué. Nous assistons à l'émergence d'une très forte volonté d'intégrer le marché, de mettre en place un marché intérieur puissant, générateur de prix incontestables, mais, dans le même temps, en périphérie, on continue à mener des politiques de subventions en faveur d'un certain nombre d'outils de production.

Toutes choses égales par ailleurs, si l'on considère que la consommation n'augmentera pas, parce que nous sommes dans un cycle économique difficile, l'avalanche de ces nouvelles capacités pèsera nécessairement sur les prix.

Nous orientons-nous plutôt vers une baisse tendancielle du prix spot ou vers une baisse moyenne, mais avec une variabilité extrêmement importante ?

Non, il n'y aura pas de forte variabilité. Plus les marchés seront couplés, plus les tarifs seront amortis.

Donc, vous pensez qu'il y aura une tendance à la baisse du prix spot ?

Tout à fait, mais peut-être s'agit-il d'un voeu pieux ?

Non, c'est également la prévision que j'ai pu lire par ailleurs.

Je souhaite rebondir sur la question posée.

De 2001 à 2011, soit en dix ans, le prix spot pour les consommateurs est passé de 38 euros à 48 euros, soit une hausse de 25 %. Jugez-vous cette augmentation importante ou la trouvez-vous raisonnable ?

En parallèle, les actionnaires ont-ils bénéficié d'avantages importants au cours de la même période ? Jusqu'à présent, nous avons parlé du consommateur. Quid des actionnaires ?

Par ailleurs, ma question rejoint celle de mon collègue : quelle visibilité avez-vous en ce qui concerne l'évolution des prix ?

Pour ma part, je ne trouve pas qu'une hausse de 25 % en dix ans soit anodine.

Cette augmentation est le résultat de la confrontation entre l'offre et la demande. Elle s'explique par une hausse significative de la consommation, par des besoins de pointe plus importants, par le recours à des centrales marginales dont le coût de production est indexé sur le prix du pétrole ou du charbon. La qualité de la formation de ces prix ne m'inspire aucune défiance, car elle est le fruit du jeu « démocratique » - c'est le mot qui me paraît convenir - entre l'offre et la demande. À partir du moment où vous avez un grand nombre d' « électeurs » qualifiés, informés, il faut croire en la qualité de ces prix.

La tension entre l'offre et une demande, toujours croissante, s'est atténuée au cours des derniers mois ou des deux dernières années puisque nous nous trouvons maintenant dans un cycle de croissance beaucoup plus modeste. Par ailleurs, nous disposons de plus d'outils de production dans le renouvelable, ce qui a permis d'amortir le retrait de sept centrales nucléaires allemandes.

La prospective n'est pas mon métier, mais je veux bien essayer d'anticiper. Je l'ai dit à M. Dantec, la tendance, selon moi, toutes choses égales par ailleurs, sera plutôt de contenir les prix de l'électricité.

Quant aux actionnaires d'EPEX SPOT, ils ne font pas leur miel des résultats de la bourse. Nous sommes une toute petite entreprise. Certes, elle a pris de la valeur, et je m'en réjouis, mais au regard de la puissance économique d'un EDF, d'un Enel ou d'un Total, c'est une goutte d'eau, même pas dans un vase, dans un océan !

Notre motivation de départ n'est pas le profit, elle est d'aider à mettre en place un outil qui serve l'intérêt collectif.

Je poserai trois questions.

Premièrement, vous avez évoqué les fraudes à la TVA. Pouvez-vous nous expliquer en quelques mots comment les fraudeurs opèrent ?

Deuxièmement, comment se fait au quotidien la gestion du prix ? De la veille pour le lendemain, et pour telle ou telle tranche horaire, les producteurs vous annoncent un prix de vente, des acheteurs vous proposent un prix d'achat et vos logiciels font la balance entre l'offre et la demande ? Pouvez-vous, en quelques mots, nous expliquer le processus ?

Troisièmement, quels moyens de production fixent les prix ? S'agit-il du thermique, de l'éolien ?

En ce qui concerne la fraude à la TVA, jusqu'à présent, la taxe était captée par le vendeur dans le cadre de sociétés fictives créées à seule fin d'organiser la fraude. Le principe est d'encaisser la TVA et de ne jamais la reverser à l'État français.

Grâce à la mise en place du reverse charge, c'est maintenant l'acheteur qui s'acquitte de la TVA, ce qui résout le problème en France pour le CO2, ainsi que plus récemment pour l'électricité et le gaz. Mais ça ne résout pas le problème en Slovaquie ou ailleurs. Comme nous opérons sur des marchés de plus en plus intégrés et connectés, il faut être très vigilant. Il serait utile de mettre en place au niveau européen le reverse charge instauré en France, d'autant que les sommes dilapidées sont importantes.

Ce sont des pirates ?

Des escrocs absolus ! C'est du grand banditisme, ce sont des mafias importantes !

En ce qui concerne votre deuxième question, nous procédons au niveau du marché day-ahead par l'interpolation linéaire de deux courbes agrégées d'offres et de demandes. Chacun de nos membres envoie un carnet d'ordre pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain avec des quantités et des prix correspondant à la rationalité économique de son activité. Cette grille très précise forme une courbe agrégée d'offres et de demandes pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain. Par interpolation linéaire, on obtient un prix et un volume d'équilibre pour un instant donné.

Quand le prix et le volume d'équilibre est atteint, la production de ceux qui vendent au bon prix est achetée ?

Exactement !

Quant à votre dernière question, je crains de ne pouvoir y répondre précisément, car je n'ai pas les statistiques en tête.

Vous avez évoqué l'approvisionnement en période de pointe en provenance de l'Allemagne. Pouvez-vous nous dire quelle est la part dans cette production du fossile, de l'éolien et des énergies renouvelables ?

Je ne peux pas répondre à cette question pour l'instant. Quand le mécanisme de garantie d'origine sera mis en place, il sera alors possible de connaître l'origine de l'énergie produite. Dans l'immédiat, il s'agit d'un pot commun : nous avons affaire à un mégawatt-heure fongible, neutre, sans identité.

Nous irons chercher l'identité, car elle existe !

Monsieur Conil-Lacoste, je vous remercie d'avoir répondu à nos questions.

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

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

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

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

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

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

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

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

Vous avez la parole, monsieur le rapporteur.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La parole est à M. Pierre-Franck Chevet.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cette situation soulevait plusieurs difficultés.

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

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

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

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

Il la connaît par coeur ! (Nouveaux sourires.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En suivant la méthode Champsaur ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La centrale la plus vieille au monde a quarante-cinq ans, n'est-ce pas ?

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

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

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

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

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

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

C'est loin !

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

C'est ce que les responsables de l'ASN ont effectivement voulu dire : merci de cette précision !

Ils ont toujours été très clairs !

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

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

J'aborderai maintenant la partie consacrée aux énergies renouvelables et au coût de la CSPE.

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

Et on n'en parle jamais !

Absolument !

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

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

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

Mieux vaut prendre le bois à la source !

Et le mettre directement dans le poêle !

À condition qu'il soit de qualité !

Voilà !

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

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

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

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

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

À la climatisation !

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

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

Dans tous les DOM ?

Oui, même si une analyse plus fine est toujours possible.

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

Il y a moins besoin de climatisation !

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

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

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

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

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

À l'image des petites chaufferies de bois.

Ou des petites installations de cogénération. Le fait est qu'elles polluent.

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

C'est vrai.

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

Il s'agit de cogénération, à une exception près.

À une exception près, effectivement.

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

La cogénération n'est pas du tout une aberration !

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

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

Nous sommes pourtant totalement dans le sujet !

Nous avons noté qu'il y avait une exception !

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

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

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

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

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

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

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

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

Absolument !

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

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

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

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

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

Ce sont toutes celles qui sont amorties.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ce diagramme fait apparaître deux réalités.

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

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

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

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

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

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

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

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

Ce marché du CO2 présente des points négatifs et positifs.

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

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

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

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

Il faut qu'il se dépêche ! (Sourires.)

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

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

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

En réalité, la réponse à la question 5 est « non » !

Passons à la question 6.

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

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

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

Nous avons déjà ces documents.

Il faudra les annexer au rapport.

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

Sur la question 7, vous y avez globalement répondu.

Nous avons effectivement couvert l'essentiel.

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

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

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

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

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

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

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

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

Cela fait-il donc partie de vos préoccupations ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Monsieur le rapporteur, mes chers collègues, mesdames, messieurs, nous poursuivons notre ordre du jour de cet après-midi avec l'audition de M. Denis Merville, médiateur national de l'énergie.

Monsieur Merville, je suis ravi que nous ayons réussi à trouver une date. Je sais que vous avez eu quelques problèmes de santé très délicats. Je suis heureux de constater que vous allez mieux physiquement et que vous pouvez être présent aujourd'hui.

Je vous remercie beaucoup d'avoir répondu à notre invitation. En même temps, il est obligatoire de se rendre à l'invitation d'une commission d'enquête...

Je vous rappelle que toutes les informations relatives aux travaux non publics d'une commission d'enquête ne peuvent être divulguées ou publiées, et qu'un faux témoignage devant notre commission serait passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du code pénal.

En ce qui concerne la présente audition, la commission a souhaité qu'elle soit publique, et un compte rendu intégral en sera publié.

Avant de donner la parole au rapporteur pour qu'il pose ses questions préliminaires, je vais vous demander de manière très officielle de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

Levez la main droite et dites : « Je le jure. »

(M. Denis Merville prête serment.)

Je vous remercie.

Malheureusement, je ne resterai avec vous qu'un quart d'heure, et mon collègue Jean-Pierre Vial continuera à assurer la présidence de cette réunion.

Le rapporteur Jean Desessard vous a adressé un questionnaire assez complet, de manière à entrer très vite dans le vif du sujet.

Monsieur le rapporteur, je vous laisse rappeler ce qu'attend notre commission, notamment les informations dont vous avez besoin pour votre enquête, sachant que M. Merville aura ensuite à répondre aux questions complémentaires que vous-même, si vous le souhaitez, mais aussi l'ensemble des membres de la commission d'enquête pourront lui poser.

Vous avez la parole, monsieur le rapporteur.

Monsieur le médiateur, j'ai plusieurs séries de questions à vous poser.

Premièrement, pouvez-vous nous présenter brièvement vos fonctions et tirer un premier bilan du point de vue du consommateur de la libéralisation du marché de l'énergie ? Pouvez-vous également commenter l'évolution des prix de l'électricité facturés au consommateur. A-t-elle subi l'impact de la libéralisation des marchés de l'énergie ?

Deuxièmement, pouvez-vous situer au niveau européen la situation du consommateur français d'électricité. Comment sa situation relative a-t-elle évolué depuis dix ans ? Pouvez-vous rappeler les principales caractéristiques de la consommation d'électricité en provenance des particuliers ? Dans quelle mesure la place semble-t-il relativement importante du chauffage électrique apparaît-elle comme un handicap dans la gestion de la demande, et notamment des pointes de consommation en cas de vague de froid ?

Troisièmement, les tarifs actuels de l'électricité vous paraissent-ils refléter fidèlement le « coût réel » de l'électricité ? Doivent-ils envoyer un « signal-prix » aux consommateurs correspondant aux coûts complets de production ou faut-il développer les mécanismes de solidarité, afin d'atténuer l'impact ou la variabilité des évolutions de prix pour les consommateurs ? Dans quelle mesure peut-on concilier tarif social et économies d'énergie ?

Quatrièmement, s'agissant de l'évolution future des prix, que pensez-vous de la communication par la Commission de régulation de l'énergie d'une perspective d'augmentation de 30 % des tarifs régulés de l'électricité d'ici à 2016 ?

Cinquièmement, les énergies renouvelables sont amenées à se développer en France : l'impact prévisible sur les factures d'électricité via la contribution au service public de l'électricité, la CSPE, vous paraît-il soutenable ? Ce mécanisme vous paraît-il justifié dans son principe ? Est-il trop ou pas assez développé ou mal ciblé ? On pourrait élaborer des mécanismes de financement reposant non pas sur les consommateurs, mais, par exemple, sur le contribuable ou sur les entreprises. Qu'en pensez-vous ?

Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames, messieurs les sénateurs, je voudrais tout d'abord vous remercier d'avoir pensé à auditionner le médiateur national de l'énergie. Il est vrai qu'il a fallu trouver une date en raison de petits problèmes de santé, mais je suis très heureux et très honoré d'être ici aujourd'hui.

Je suis accompagné de M. Bruno Lechevin, délégué général, de M. Stéphane Mialot, directeur des services, et de Mme Katia Lefeuvre, chargée des relations institutionnelles.

Vous nous aviez transmis ces questions, ce qui nous a permis de les préparer et de pouvoir vous répondre avec les éléments qui sont les nôtres.

Le médiateur national de l'énergie est l'expression de la volonté du législateur. C'est la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie qui est à l'origine de sa création, en prévision de l'ouverture à la concurrence des marchés de l'électricité et du gaz le 1er juillet 2007 pour tous les clients résidentiels.

La loi précise les deux missions du médiateur : d'une part, recommander des solutions aux litiges entre les consommateurs et les opérateurs, c'est-à-dire les fournisseurs et les distributeurs ; d'autre part, participer à l'information des consommateurs d'électricité et de gaz naturel sur leurs droits et, plus généralement, sur le nouveau contexte dans lequel ils vivent depuis cette époque.

Par la création, en 2006, d'un médiateur national de l'énergie avec cette double mission, la loi française n'a fait qu'anticiper, dans l'intérêt des consommateurs, les objectifs communautaires de protection des consommateurs définis par les directives européennes du troisième paquet « énergie ».

On peut dire que la France est pionnière en Europe dans le domaine de la protection des droits des consommateurs d'électricité et de gaz.

Depuis ma nomination, au mois de novembre 2007, je constate une multiplication des réclamations et des sollicitations, soit directement par courrier et courriel, soit par le biais de notre centre d'appels, Énergie-info, service d'information des consommateurs que nous gérons et que nous cofinançons avec la Commission de régulation de l'énergie, la CRE. En 2011, nous avons eu 410 000 appels.

En 2011, mes services ont enregistré près de 18 000 réclamations, ce qui correspond à une augmentation de plus de 60 % par rapport à 2008.

J'expliquerai ce nombre élevé de réclamations par les deux principales raisons suivantes : d'une part, les dysfonctionnements et la complexité induits par la séparation fournisseur-distributeur, qui a nécessité une refonte des organisations et des systèmes d'information des groupes EDF et GDF-Suez et, d'autre part, l'augmentation importante du prix de l'énergie, qui a incité les Français à s'intéresser davantage à leurs factures, d'autant plus que le contexte économique et social actuel est difficile.

J'ajouterai peut-être qu'il y a aussi la notoriété du médiateur. Quand il n'y avait pas de médiateur, il n'y avait pas de réclamation. La première année, quand il était peu connu, il y avait beaucoup moins de réclamations. Et maintenant... Mais c'est notre mission d'informer et d'être là pour répondre aux sollicitations des consommateurs.

De ma nomination jusqu'à la fin de l'année 2011, j'ai émis 2 334 recommandations. Le rythme s'accélère, et - je le voyais encore tout à l'heure - nous ne sommes pas loin de 3 000 recommandations.

Il y a des recommandations particulières, ponctuelles, pour traiter des problèmes rencontrés par certains consommateurs avec des fournisseurs ou des distributeurs, et il y a des recommandations génériques.

J'ai toujours pensé que le médiateur était là pour apporter, modestement peut-être, sa contribution à un meilleur fonctionnement des marchés et qu'il fallait, au-delà du traitement des cas particuliers, prévenir les litiges similaires en mettant en évidence des dysfonctionnements. Je me souviens avoir émis, parmi les premières recommandations, celles sur les délais de remboursement de sommes indûment payées ; cela m'avait choqué de voir que les personnes avaient payé parfois 1 500 euros ou 1 600 euros et qu'il fallait neuf mois ou un an pour rembourser. Depuis, on l'a dit, et la loi NOME a modifié ou accéléré les choses.

C'est, je le crois, une vision de l'intérêt général de la médiation.

Nous le constatons quotidiennement au travers des courriers et des appels de consommateurs, près de cinq ans après l'ouverture à la concurrence du marché de l'énergie, nombre de Français peinent toujours à trouver leurs repères.

D'après les résultats du cinquième baromètre annuel Énergie-info, seuls 42 % de nos concitoyens savent qu'ils peuvent choisir leur fournisseur d'électricité et 37 % leur fournisseur de gaz. Pourtant, et c'est un paradoxe, lorsqu'on les interroge, les consommateurs nous répondent que l'énergie est un sujet de préoccupation important pour les trois quarts d'entre eux.

Cette étude révèle qu'il y a donc un grand pas entre la perception du marché et la réalité. Les deux tiers des personnes interrogées n'ont pas entendu parler des tarifs réglementés de vente. Une grande confusion perdure à propos des fournisseurs historiques. Ce baromètre montre que 30 % seulement des consommateurs savent que EDF et GDF-Suez sont deux entreprises différentes et concurrentes. Et quand on les interroge sur le rôle du distributeur, ils ont du mal à s'exprimer.

Force est de constater que le système s'est complexifié avec l'ouverture à la concurrence. Il convient de simplifier et de clarifier l'organisation des marchés.

Dans les premiers mois de ma prise de fonctions, on a vu le système ; il y avait à l'époque la non-réversibilité. Nous avions certainement un système qui était parmi les plus complexes en Europe, puisque ce qui était possible pour l'électricité ne l'était pas pour le gaz, ou nécessitait un délai de six mois... les gens ne s'y retrouvaient pas. Dès le départ, en tant que médiateur, j'ai dit qu'il fallait insérer de la confiance et permettre cette réversibilité, ce qui est possible aujourd'hui ; je crois que cela va dans le bon sens. Cela a été une avancée importante. Comme je le demande depuis 2008, la possibilité de revenir aux tarifs réglementés, dans tous les cas, sans condition de délai, est désormais acquise.

Je crois qu'il est absolument nécessaire de poursuivre les efforts d'information et même de pédagogie auprès des consommateurs pour faire progresser la connaissance de leurs droits. Car il ne peut y avoir de marché sain et efficace sans confiance, dans l'intérêt des consommateurs, mais également des divers opérateurs.

Les consommateurs français sont d'ailleurs peu nombreux à avoir changé de fournisseur. À la fin du mois de décembre 2011, les fournisseurs historiques restaient omniprésents sur leur créneau avec 94 % des parts de marché pour EDF dans l'électricité et 91 % des parts de marché pour GDF-Suez dans le gaz.

Jusqu'à récemment, et depuis les années quatre-vingt-dix, les prix de l'électricité évoluaient une seule fois par an à un niveau proche ou inférieur à l'inflation. Depuis 2009, des augmentations plus significatives et plus fréquentes ont été observées, essentiellement liées à l'augmentation des charges de service public.

Cette tendance haussière à un rythme plus fréquent, largement médiatisée, suscite une inquiétude compréhensible chez les consommateurs, qui subissent par ailleurs des hausses beaucoup plus importantes encore avec les autres énergies. Je pense au gaz, qui a augmenté de 60 % entre 2005 et 2011, sans parler de l'essence ou du gazole, qui a augmenté de 64 % entre 2001 et 2011.

Si l'ensemble des consommateurs sont impactés par ces augmentations, il est certain que les ménages vulnérables sont les plus touchés : soit ils ont des difficultés à payer leurs factures, soit ils se privent de chauffage. Nous recevons des courriers en ce sens. Des personnes nous disent effectivement avoir renoncé à se chauffer pendant plusieurs mois. Si cela peut être acceptable au printemps ou à l'été, à condition qu'il fasse beau, ça ne l'est pas quand on arrive à des périodes hivernales.

À l'occasion de la mise en place de l'observatoire national de la précarité énergétique en 2011, la ministre de l'écologie indiquait que 6,5 millions de nos concitoyens avaient déclaré avoir souffert du froid durant l'hiver 2010-2011.

Cela étant, la libéralisation des marchés et la loi NOME ont-elles eu un impact sur l'évolution du prix de l'électricité ? C'était la question que vous nous posiez.

Selon moi, à ce jour, la réponse est non. Ces changements n'ont pas eu d'effet direct sur les prix de l'électricité des clients domestiques : les tarifs réglementés - il y a tout de même 94 % des Français qui en bénéficient encore - ont augmenté essentiellement en raison de la hausse des taxes et des contributions ; j'y reviendrai. Quant aux offres de marché pour les clients domestiques, elles sont pour la plupart à un prix inférieur ou égal aux tarifs réglementés, sur lesquels elles sont d'ailleurs indexées.

Il convient toutefois de souligner que la réorganisation du secteur, en particulier la modification des systèmes d'information, a coûté plusieurs milliards d'euros aux fournisseurs et aux distributeurs. Ces coûts n'ont toutefois pas été automatiquement répercutés sur la facture d'électricité, car des économies ont été réalisées, mais parfois au détriment de la qualité de service : réduction des investissements dans les réseaux, fermeture de nombreuses agences, réduction des plages horaires d'ouverture des services à la clientèle...

Dans le rapport que j'ai remis au ministre chargé de l'énergie au mois de décembre 2010 sur les méthodes de facturation des fournisseurs et le traitement des réclamations, je recommandais que les opérateurs du secteur recréent une relation clientèle, sinon de proximité, du moins plus personnalisée. La disparition des accueils physiques et la mise en oeuvre de serveurs vocaux interactifs doivent-elles être considérées comme une évolution inéluctable des relations commerciales dans le secteur de l'énergie ? À mon sens, certainement pas. Je crois qu'il y a une forte demande de proximité. On le voit dans les courriers que nous recevons. On l'a vu dans les enquêtes qui avaient été menées à l'époque. On regrette souvent un peu de la proximité ou de la personnalisation, que ce soit pour les élus ou les associations de consommateurs.

Comment alors expliquer la hausse récente des prix de l'électricité pour les clients domestiques ? Comme vous le savez sans doute, les taxes et contributions représentent aujourd'hui de l'ordre de 30 % de la facture d'électricité.

Le développement des énergies renouvelables et la péréquation tarifaire dans les zones insulaires contribuent à l'envolée de la contribution aux charges de service public de l'électricité, la CSPE, payée par tous les consommateurs : celle-ci a augmenté de 66 % en 2011. De nouvelles hausses sont déjà prévues - au 1er juillet prochain, ce sera une hausse de 1,50 euro par mégawatt - ou sont à prévoir.

Voilà pour la première série de questions que vous posiez, monsieur le rapporteur.

Vous m'avez également interrogé sur la situation du consommateur français d'électricité au niveau européen.

Les statistiques dont nous disposons sont celles qui sont publiées par Eurostat pour 2009. Ce n'est pas le médiateur lui-même.

Selon la direction générale de l'énergie et du climat, la DGEC, le prix de l'électricité payé par les consommateurs français est inférieur de près de 40 % en moyenne à celui qui est payé par les autres consommateurs européens. Les consommateurs allemands paient leur électricité près de 85 % plus cher. Ainsi, en France, la facture moyenne annuelle d'électricité est de 700 euros environ contre 1 250 euros en Allemagne.

Rappelons pour mémoire que la consommation moyenne annuelle d'électricité d'un ménage français est de 5 mégawatts et de 8,5 mégawatts en cas de chauffage électrique.

Ainsi, en 2010, un ménage français consacrait en moyenne 2 900 euros à l'énergie. Ce budget se répartissait grosso modo de la manière suivante : 1 600 euros pour l'énergie domestique et 1 300 euros pour les carburants.

Selon une enquête de l'Institut national de la consommation, le budget moyen annuel consacré à l'électricité et au chauffage a augmenté - je dirais presque « bondi » - de 32 % en dix ans, entre 2000 et 2010, la facture énergétique mensuelle passant de 115 euros à 150 euros. Sur la même période, l'inflation a augmenté de 18 %.

Selon Réseau de transport d'électricité, ou RTE, et la CRE, lorsque la température baisse d'un degré Celsius, la consommation électrique française à la pointe augmente de 2 300 mégawatts, soit la puissance d'un peu plus de deux réacteurs nucléaires. Cette hausse de consommation représente à elle seule la moitié de la hausse totale observée en Europe dans ce cas.

La pointe de consommation d'électricité lors de vagues de froid telles que celle de l'hiver dernier croît très fortement et fragilise le réseau électrique. La pointe s'explique par le fait que le tertiaire s'additionne au domestique. L'équipement en radiateurs électriques des logements français participe largement à cette très forte thermosensibilité. Certaines régions sont plus touchées que d'autres. Vous savez qu'il y a des appels aux économies d'énergie et au civisme lancés par l'Association des maires de France pour faire en sorte que les collectivités et les bâtiments publics réduisent leur consommation aux heures où nos concitoyens sortent des bureaux.

Le chauffage électrique est un mode de chauffage plus sensible aux problèmes de pointe et d'extrêmes pointes. Il n'est pas nécessairement critiquable en lui-même. Le problème majeur provient essentiellement du fait qu'il a souvent été installé dans des habitations mal isolées, pour des raisons de moindre coût d'investissement. Équiper de chauffage électrique des logements qui sont de véritables « passoires énergétiques » n'est pas efficace et conduit en réalité à augmenter la facture d'électricité des ménages les plus démunis. Se pose alors la question de la précarité énergétique, que j'évoque régulièrement et qui nécessitera des investissements très importants. Mais j'aurai l'occasion d'y revenir dans quelques instants.

Ajoutons à cela que les politiques publiques d'incitation à l'isolation thermique sont difficilement lisibles pour nos concitoyens, car elles changent fréquemment au gré des lois de finances. D'où un effet relativement limité sur l'amélioration de l'habitat. Nous sommes à une époque où nos concitoyens doivent remplir leur déclaration d'impôts ; quand on regarde ce qui est déductible ou ce qui l'a été ces dernières années, il y a tout de même des changements qui sont très fréquents, et il n'est pas facile parfois, pour les élus que vous êtes, de pouvoir conseiller nos concitoyens.

Vous avez posé une autre série de questions pour savoir si les tarifs actuels de l'électricité paraissaient refléter fidèlement le « coût réel » de l'électricité.

En tant que représentant d'une autorité administrative indépendante, je ne peux pas concevoir que les tarifs réglementés de l'électricité ne reflètent pas le coût réel de l'électricité, ainsi qu'en dispose la loi. (Sourires.) Toujours est-il que je n'ai, en tant que médiateur, aucun moyen de le vérifier, mais ce sujet dépasse le cadre de mes missions.

En revanche, nous savons, notamment d'après les calculs de la CRE, que le niveau de la contribution aux charges de service public de l'électricité ne couvre pas les coûts réels.

Vous savez comme moi que la CSPE a été instaurée en 2003, qu'elle a connu une évolution notable en 2011, avec une augmentation de 66 %, qu'elle s'élève actuellement à 9 euros par mégawatt et passera à 10,50 euros par mégawatt au 1er juillet prochain et jusqu'au 31 décembre. Reconduite automatiquement par la loi à 4,50 euros par mégawatt depuis 2006, la CSPE ne permet plus depuis 2009 de couvrir les charges qu'elle est censée financer, c'est-à-dire le soutien à la cogénération et aux énergies renouvelables, la péréquation tarifaire dans les zones insulaires et les dispositifs sociaux en faveur des clients en situation de précarité.

La compensation intégrale des charges prévisionnelles 2012 - elle est de 5,2 milliards d'euros, dont 4,3 milliards d'euros correspondent aux charges prévisionnelles au titre de 2012 et environ 0,9 milliard d'euros à la régularisation de l'année 2010 - nécessiterait une contribution unitaire de service public de l'électricité estimée par la CRE à 13,70 euros par mégawatt. La loi de finances pour 2011 limite toutefois la hausse de la CSPE d'une année sur l'autre à 3 euros par mégawatt. Il en résulte pour EDF un défaut de compensation au titre de l'année 2010 de l'ordre de 1 milliard d'euros, qui s'ajoute à ses charges 2012.

Selon la CRE, le retard accumulé sera rattrapé d'ici à 2016 sous réserve que les hausses maximales possibles soient mises en oeuvre chaque année. La CSPE serait alors de 19,50 euros par mégawatt, ce qui représenterait une augmentation de plus de 10 % de la facture globale par rapport à aujourd'hui, sans compter les hausses qui interviendront par ailleurs sur les autres composantes de la facture d'électricité.

Je souhaite également attirer votre attention sur une autre taxe qui figure sur la facture de tous les consommateurs d'électricité, la contribution tarifaire d'acheminement, la CTA, dont le niveau ne couvrirait pas non plus le coût réel. Cette contribution, qui a été instaurée en 2004 et qui représente environ 1 milliard d'euros par an, a pour vocation de financer les droits spécifiques du régime de retraite des agents des industries électriques et gazières dans les activités en monopole.

Au mois de septembre 2010, la Cour des comptes faisait état dans son rapport annuel sur la sécurité sociale de plusieurs préconisations relatives au régime de ces industries. Elle relevait alors : « L'organisation de la protection sociale dans les industries électriques et gazières se caractérise par une complexité excessive, manquant de cohérence et souvent porteuse de déséquilibres financiers au détriment de la collectivité. Le surcoût supporté par le régime général de sécurité sociale atteint au moins 500 millions d'euros par an ». Afin d'assurer l'équilibre financier, la Cour des comptes recommandait une augmentation de la CTA, qu'elle estimait inéluctable à court terme. On nous dit qu'il manquerait environ 100 millions d'euros par an.

En tout état de cause, et nous y reviendrons, je ne vois que des perspectives d'évolution à la hausse des prix de l'électricité.

Dans ce cadre, il convient, de mon point de vue, de ne pas opposer le fait de faire payer le vrai prix au consommateur en général et l'accompagnement spécifique des consommateurs les plus vulnérables. On peut même aller encore plus loin : seule une aide significative au paiement des factures des plus précaires permettrait d'obtenir une acception sociale des hausses de prix à venir.

Il ne faudrait pas non plus opposer tarif social ou aide au paiement des factures avec les économies d'énergie. L'énergie la moins chère, c'est celle qui n'est pas dépensée. La réduction de la précarité énergétique repose sur deux piliers : d'une part, les aides au paiement des factures et, d'autre part, des aides à la rénovation de l'habitat.

N'accorder que des aides au paiement des factures, ce serait creuser un puits sans fond pour la collectivité. Se contenter des aides à la rénovation de l'habitat alors que des millions de logements doivent être rénovés - dans le plan bâtiment Grenelle, il y a tout de même 800 000 logements qui sont particulièrement énergivores -, ce qui demandera de nombreuses années et des budgets importants, plongerait nombre de concitoyens dans des situations difficiles, voire dramatiques.

Pour l'un comme pour l'autre, il convient d'éviter le « saupoudrage » et de mettre en oeuvre des politiques publiques ambitieuses et sur le long terme.

Dans un premier temps, nous proposons d'améliorer significativement les aides au paiement des factures d'énergie.

Certes, des mesures ont été mises en place ces dernières années par les pouvoirs publics. Je pense d'abord au tarif de première nécessité, le TPN, et au tarif spécial solidarité, le TSS, à leur récente revalorisation et à leur attribution automatique, dans le cadre de la loi NOME. Tout cela va dans le bon sens. Mais je crois que ce n'est pas à la hauteur des enjeux. Je rappellerai que le TPN est possible uniquement pour les consommateurs qui sont chez le fournisseur historique. Et on voit des consommateurs dénoncer les alternatifs alors que, en définitive, c'est le texte actuel.

Avec l'automatisation qui a pris un peu de retard, cela concerne environ 1 million de foyers alors que 3,2 millions de ménages sont en situation de précarité d'après les chiffres officiels, un chiffre qui pourrait atteindre les 4 millions vu le contexte économique et social.

Les coûts de gestion et de distribution sont également supérieurs à 10 % des sommes alloués, un ratio qui n'est pas au niveau d'une aide sociale efficace : 10 % de frais de gestion, c'est lourd pour la distribution d'une telle aide.

Afin d'élargir le nombre de bénéficiaires, les sommes qui leur sont allouées et en simplifier la distribution, nous avons proposé de substituer aux tarifs sociaux un « chèque énergie ». Cela mérite bien sûr d'être précisé, au sein des groupes de travail qui avaient été mis en place par Mme la ministre de l'écologie.

Pour nous, ce chèque serait distribué par un organisme spécial, par exemple la caisse d'allocations familiales, la CAF. Cela éviterait les démarches pour ces consommateurs en difficulté. Cela apporterait un appui financier plus important. Et on pourrait évidemment tenir compte des besoins de chauffage de la famille, du foyer, en fonction de sa situation géographique, car il est évident qu'il y a des écarts dans la facture d'énergie selon les régions dans lesquelles nos concitoyens vivent.

Nous sommes favorables à inciter l'ensemble des consommateurs, vulnérables ou pas, à faire des économies d'énergie. Je l'ai évoqué tout à l'heure, et je crois que là-dessus, il y a aussi beaucoup à faire.

Et nous avons plaidé, avec l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie, l'ADEME, pour que tous les consommateurs aient accès gratuitement à une information en temps réel sur leur consommation, dans le lieu de vie, lors de la mise en place des compteurs évolués. Vous savez que le principe en a été décidé, il y a des expériences, mais si votre compteur se trouve dans votre garage ou dans votre cave, vous n'êtes pas informé de votre consommation. Et cela doit être sur le lieu de vie, ce qui vous permettrait à ce moment-là de pouvoir régler et donc éventuellement consommer moins. Moi, je prends souvent l'image de l'ordinateur que nous avons dans notre voiture : si vous roulez plus vite, votre consommation augmente ; si vous avez une consommation plus écologique, votre consommation baisse et c'est affiché. Donc, aller voir dans son garage ou dans sa cave, je crois que ça n'irait pas dans le sens des économies d'énergie.

Sur l'évolution future des prix et la communication par la Commission de régulation de l'énergie d'une perspective d'augmentation de 30 % des tarifs réglementés, je crois que nous partageons l'avis de bien des experts du secteur. L'augmentation du prix de l'énergie est inéluctable, et ce dans ses trois composantes : la fourniture, l'acheminement et les taxes. En effet, quel que soit le scénario d'évolution du « mix énergétique » qui sera décidée, l'augmentation continue de la demande énergétique et le vieillissement des réseaux vont nécessiter des investissements importants qui se retrouveront inévitablement sur les factures d'énergie.

Je crois que la question n'est donc pas de savoir si les prix augmenteront, mais comment, dans quelle proportion et à quel rythme.

J'évoquais tout à l'heure les multiples changements intervenus ces dernières années, les évolutions à plusieurs périodes de l'année. Nous préconisons, dans un souci de simplicité et de pédagogie, que les évolutions soient regroupées une seule fois par an, afin de ne pas donner le sentiment aux consommateurs d'un système incontrôlé, avec des hausses à répétition, qui sont souvent, je le disais, fort médiatisées.

Afin de permettre à chacun d'anticiper les hausses à venir, peut-être faudrait-il un calendrier prévisionnel pluriannuel. Un tel calendrier serait possible dans l'électricité, contrairement au gaz, car les prix sont moins sensibles aux variations des cours mondiaux et davantage liés à des investissements de long terme.

Enfin, comme je le soulignais, il convient d'accompagner ces hausses de mesures d'aide pour les plus démunis et de donner à chaque consommateur les moyens d'économiser l'électricité, que ce soit au travers d'incitations fiscales à l'amélioration de l'habitat, au déploiement massif de services gratuits permettant de suivre ses consommations, comme devrait le proposer le projet Linky, ou de grandes campagnes de sensibilisation conduites par des organismes publics ou parapublics ; je pense par exemple à l'ADEME.

Votre dernière série de questions concernait les énergies renouvelables.

La CRE a estimé les charges dues aux énergies renouvelables en 2020 avec l'hypothèse que les objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements seront atteints pour l'ensemble des filières et dépassés pour le photovoltaïque. Les charges sont estimées à 7,5 milliards d'euros, soit 110 euros sur la facture d'un client résidentiel moyen et 200 euros sur la facture d'un client qui se chauffe à l'électricité.

Comme je le soulignais en réponse à la question précédente, les aides au paiement des factures devront nécessairement être revalorisées avec de telles hausses. Si nous prenons l'exemple d'un ménage qui se chauffe à l'électricité, sa facture moyenne annuelle est de 1 500 euros. Si ce même ménage est éligible au TPN, le montant du rabais sur sa facture ne peut excéder 136 euros, ce qui est inférieur à sa contribution à la CSPE.

Pour rendre soutenables les hausses de la CSPE, comme de l'acheminement et de la fourniture, il faudra nécessairement renforcer l'effort de solidarité nationale. Rappelons que les aides au paiement de factures ne représentent actuellement que 2 % de la CSPE.

On pourrait également s'interroger sur l'opportunité de maintenir en l'état une solidarité nationale sur les prix de l'électricité qui ne soit pas fondée sur des critères sociaux. Je pense à la péréquation tarifaire dans les zones insulaires. Cela coûte chaque année à l'ensemble des consommateurs français plus de 1 milliard d'euros, un chiffre en forte hausse. Il s'agit de surcoûts de production à base d'énergies fossiles. Ne serait-il pas plus efficace de financer des chauffe-eau solaires thermiques dans les zones insulaires, qui s'y prêtent pour la plupart d'entre elles, plutôt que d'encourager l'installation de chauffe-eau électriques en heures creuses, alors même que les moyens de production ne s'y prêtent pas ? Il faut, me semble-t-il, y réfléchir.

Au-delà de l'évolution de la CSPE, son mécanisme actuel mérite aussi réflexion. Comme je le demandais tout à l'heure, est-il justifié de faire reposer l'essentiel du financement du soutien au développement des énergies renouvelables sur le seul consommateur d'électricité ?

Ne serait-il pas plus équitable, comme le recommande d'ailleurs la Cour des comptes, que le financement du soutien au développement des énergies renouvelables soit partagé par l'ensemble des consommateurs d'énergie, avec une contribution élargie a minima au gaz naturel, voire aux autres énergies ?

On peut également s'interroger sur le mécanisme d'incitation à la production d'électricité d'origine renouvelable, qui est aujourd'hui entièrement fondée sur une « collectivisation » des surcoûts. Un consommateur qui le souhaite, qu'il soit domestique ou entreprise, ne peut pas en pratique contribuer individuellement au développement des énergies renouvelables en payant plus cher de l'électricité dite verte. En effet, les mécanismes d'obligation d'achat n'ont pas permis le développement d'une offre crédible en France dans ce domaine : la plupart des consommateurs se sont détournés des offres d'électricité dites « vertes », car elles revenaient à leur faire payer deux fois l'électricité d'origine renouvelable.

Inciter à l'autoconsommation les petits producteurs serait également souhaitable. L'Allemagne est en train, avec des dispositions, de prendre un peu cette orientation. Aujourd'hui, en effet, une toiture photovoltaïque s'apparente davantage, pour le consommateur-producteur concerné, à un placement financier qu'à une mesure d'efficacité énergétique. Il y a même des campagnes d'information et de communication qui vont en ce sens.

Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames, messieurs les sénateurs, en conclusion, je dirais que la hausse des prix de l'électricité semble aujourd'hui inéluctable. Les Français le savent, et ils s'y attendent. Il serait vain de penser qu'il est possible d'y échapper.

Les pouvoirs publics doivent donc mettre en place des dispositifs d'accompagnement pour permettre aux foyers les plus vulnérables de faire face à la hausse de leur facture et des politiques publiques favorisant la maîtrise des consommations par l'évolution des comportements et l'amélioration de la performance énergétique des bâtiments. Et là, il y a beaucoup à faire ; je parle non seulement des logements, mais aussi de beaucoup de bâtiments publics. J'ai le sentiment que nombre de nos concitoyens, notamment élus, sont aujourd'hui favorables à des économies d'énergie, que ce soit pour des raisons environnementales ou pour des raisons financières.

(M. Jean-Pierre Vial remplace M. Ladislas Poniatowski à la présidence de l'audition.)

Monsieur le médiateur, je vous remercie de cette présentation.

La parole est à M. Jean-Jacques Mirassou.

Je souhaite poser une question et en même temps dresser un constat.

Il y a tout de même quelque chose de surréaliste. Nous sommes la cinquième puissance mondiale, et vous nous expliquez que, pour de multiples raisons, l'évolution quasi « exponentielle » des tarifs de l'énergie est une fatalité. Certes, elle est un peu moins importante pour l'électricité que pour le gaz et les carburants. Notons au passage que, dans les trois cas de figure, les augmentations sont pour une large part liées aux taxes.

J'aurais aimé vous entendre parler des difficultés incommensurables dans l'accès au tarif social. C'est un véritable maquis. Un nombre non négligeable de nos concitoyens, soit par ignorance, soit pour d'autres raisons, sont passés totalement à côté du dispositif. J'ose affirmer que la puissance publique n'a pas dû trop les encourager ou leur faciliter l'accès.

Au fond, c'est la triple peine. Déjà, ceux qui ont du mal à se chauffer sont les mêmes que ceux qui ont du mal à se déplacer ; et, en plus, on a inventé un terme très pudique : « précarité énergétique ». Vous l'avez d'ailleurs évoqué : en France, dans - je le répète - la cinquième puissance mondiale, certains n'ont pas pu se chauffer ! Voilà ce que signifie la « précarité énergétique ».

Et, à l'autre bout de la chaîne, on nous parle du compteur Linky. En clair, des personnes qui sont relativement prémunies contre les risques liés à la qualité de l'habitat et qui, cerise sur le gâteau, ont souvent une voiture hybride sauront désormais, grâce au compteur Linky, qu'il vaut mieux faire marcher la machine à laver à dix-neuf heures quarante-huit plutôt qu'à vingt-deux heures quinze !

Dans certains quartiers populaires, par exemple dans le canton que je représente, il y a encore un habitat type années soixante, avec des cloisons aussi épaisses que du papier à cigarette et des grille-pain en guise de radiateur, parce que c'est la solution de facilité pour celui qui met l'appartement en location.

Lorsque vous concluez votre intervention en expliquant que l'augmentation des tarifs va se poursuivre, car c'est une fatalité, moi, cela m'alarme tout de même un peu.

Cela me rappelle les propos du président-directeur général de Total, qui justifie le tarif du litre de super, 2 euros, en expliquant « mobiliser » ses bénéfices - ce n'est tout de même pas une bagatelle ; cela représente quelques milliards d'euros ! - pour répondre à des besoins d'investissement. Que lui le fasse - après tout il est un peu émancipé de la tutelle de l'État -, mais nous, nous devrions, me semble-t-il, pouvoir offrir une autre perspective à nos concitoyens sur les tarifs de l'électricité.

Certes, vous n'êtes pas responsable, monsieur le médiateur. Mais vous êtes par définition le réceptacle des mécontentements.

En voici un ! (Sourires.)

Vous ferez passer le message, mais il va falloir faire vite quand même ! (Nouveaux sourires.)

J'ai apprécié ce que vous avez dit, notamment sur le chèque. Mais ne serait-il pas finalement plus simple d'avoir une modulation des prix de l'énergie ? Certes, c'est très compliqué. La consommation énergétique n'a rien à voir selon que l'on habite dans les Pyrénées-Orientales ou au fin fond de l'est du pays. C'est donc plus une opinion qu'une interrogation, hormis sur le cas du tarif social, que je souhaitais exprimer. Le constat que vous avez dressé est exhaustif et très précis, mais la situation est drôlement injuste pour ceux qui la subissent depuis la nuit des temps.

La parole est à Mme Mireille Schurch.

Monsieur le médiateur, vous nous avez fait un bilan très complet et très complexe de ce qui existe aujourd'hui.

Nous sommes un peu effarés en effet de constater que près de 4 millions de ménages - vous l'avez souligné - sont en situation de précarité énergétique. En même temps, vous nous dépeignez avec justesse la complexité des systèmes d'aide, la complexité aussi du paiement de la facture pour les énergies renouvelables. Peut-être faudra-t-il aussi revoir notre système de péréquation avec nos collègues des îles.

Toutefois, je voudrais vous interroger très tranquillement. N'est-il pas temps aujourd'hui de réfléchir à un pôle public de l'énergie ? Vous avez souligné qu'il n'était pas juste de faire payer la facture du soutien aux énergies renouvelables aux consommateurs d'électricité. Même si cela ne relève pas vraiment de vos compétences, j'aimerais connaître votre sentiment sur la création d'un tel pôle public.

Votre exposé très complet met bien en lumière la complexité des choses. Nos concitoyens n'arrivent pas à régler leurs factures et n'arrivent même pas à accéder aux aides.

Voilà pourquoi nous pourrions réfléchir à un pôle public de l'énergie. Nous sommes au pied du mur pour le renouvellement de nos centrales et pour savoir s'il faut ou non continuer avec l'énergie nucléaire. N'est-il pas temps de réunir les salariés, les usagers, les chercheurs et les opérateurs historiques autour d'une table pour construire un système plus clair, plus transparent ? Et s'il y a des hausses, il faut qu'elles soient acceptables, donc avec une belle harmonisation entre ceux qui peuvent payer et ceux qui ne peuvent pas. Il nous faut un système plus simple.

La parole est à M. Ronan Dantec.

Ma question s'adresse à l'observateur avec un peu de recul que vous êtes, mais elle fait écho à ce qui vient d'être dit.

L'organisation est assez étonnante : finalement, la distribution et le transport, qui sont par ailleurs en situation de monopole, se retrouvent filiales du principal fournisseur, doivent financer la maison-mère et servent même de garantie financière pour le démantèlement de demain.

Cela ne vous semble-t-il pas totalement aberrant ? Ne trouvez-vous pas que cela ne va pas du tout dans le sens de la rationalité de l'action publique ? En plus, cela a un coût pour le consommateur : les filiales, qui sont porteuses d'intérêt général, doivent verser des dividendes à la maison-mère, qui est le producteur, mais qui n'est même pas le plus gros employeur de l'ensemble.

J'aimerais donc entendre votre point de vue sur cette organisation assez étonnante.

Par ailleurs, pouvez-vous développer un peu votre propos sur les offres vertes, qui m'a beaucoup intéressé ? Le consommateur se retrouve à payer deux fois avez-vous dit. Avez-vous des suggestions sur le sujet, par exemple sur l'autoconsommation ? Voilà qui nous permettrait de dépasser le stade du constat et de formuler des propositions.

Puisqu'il s'agit d'un tir groupé (Sourires), je vais également poser une question.

Vous avez évoqué tout à l'heure la facturation du ménage moyen et le cas particulier des ménages ou des familles en situation de précarité, notamment au regard de leur logement. Avez-vous des chiffres plus précis sur le coût de la facturation moyenne pour ces ménages qui viendraient illustrer votre propos ?

Je vais essayer de faire face à ce tir groupé, même si beaucoup de questions dépassent les compétences du médiateur national de l'énergie. (Sourires.)

Je reçois beaucoup de courriers sur l'augmentation des tarifs ; nous sommes largement interpellés sur le sujet. Comme vous le savez, la fixation des tarifs relève de la CRE et des pouvoirs publics, et non du médiateur.

Cela étant, je me fie aussi aux experts. Tout le monde dit que le prix de l'énergie va augmenter.

D'abord, en dépit des efforts, la demande mondiale augmente et continuera d'augmenter.

Ensuite, il y a quand même des investissements importants à réaliser, quel que soit le « mix énergétique ». Il y a un audit sur nos centrales nucléaires, et il y aura des milliards d'euros d'investissements à mobiliser. Sur les réseaux aussi, des investissements seront nécessaires.

Enfin, je suis interpellé aussi sur la qualité dans certaines régions. Lorsqu'on installe de la géothermie, il arrive que le réseau ne suffise pas pour certains hameaux isolés. Là aussi, ça coûte très cher.

Par conséquent, j'ai toujours dit que les tarifs - je n'ai pas donné le chiffre fourni par la CRE - allaient augmenter.

En revanche, nous disons qu'il faut faire un effort pour les plus vulnérables, afin de rendre ces hausses acceptables pour nos concitoyens.

Il est vrai que la mise en place des tarifs sociaux, même si elle est relativement récente, est certainement insuffisante.

D'abord, et je l'ai souligné tout à l'heure, pour avoir accès au TPN, il faut être chez EDF, et pas chez les alternatifs ou même chez le grand historique GDF.

Ensuite, la remise est la même que vous vous chauffiez ou non à l'électricité.

Absolument.

Cela pose un problème.

Tout à fait.

La facture moyenne est de 600 euros ou de 650 euros ; si vous êtes chauffé à l'électricité, c'est 1 600 euros. Nous avions préconisé une augmentation. Le ministre chargé de l'énergie a pris des dispositions, je l'ai dit, qui vont dans le bon sens ; il n'empêche que cela reste modeste.

En plus, il y a un gros écart. D'après les estimations, les ayants droit TPN et TSS, c'était 2 millions de foyers. Il faut faire des démarches. Nos travailleurs sociaux sur le terrain, que ce soit ceux des centres communaux d'action sociale, les CCAS, - nous avons passé une convention avec l'union nationale des CCAS - ou ceux des conseils généraux, ne peuvent pas tout connaître. Et il y a des démarches à accomplir.

Une enquête a été faite. Je suis allé dans le département de l'Aube, qui s'était penché là-dessus. Souvent, dans l'habitat dégradé, il y a des boîtes aux lettres où les noms ne figurent pas toujours ; il y a une déperdition considérable.

Aussi, l'automatisation prévue par la loi NOME, même si ça peut poser des problèmes, par exemple par rapport à la Commission nationale de l'informatique et des libertés, va dans le bon sens. Cela évite les démarches et les déperditions que je viens d'évoquer.

Mais cela reste tout de même modeste. Comme je l'ai dit tout à l'heure, c'est 2 % de la CSPE, alors que les énergies renouvelables ou la péréquation représentent quand même des sommes beaucoup plus importantes.

Sur la précarité énergétique, les chiffres officiels donnent effectivement 3,2 millions. Mais, et je l'ai indiqué, nous ne sommes sûrement pas loin de 4 millions.

Vous m'avez également interrogé - cette question dépasse largement les compétences du médiateur - sur l'idée d'un grand pôle public de l'énergie. Pour ma part, j'ai entendu dire qu'il y aurait un grand débat sur l'énergie.

Vous êtes favorable à un grand débat, déjà ! (Sourires.)

Ce sera l'occasion d'en discuter et de prendre des positions sur le sujet. Mais je ne peux pas vous répondre en tant que médiateur.

Vous avez parlé de « complexité ». Ainsi que je l'ai rappelé tout à l'heure, la mission du médiateur - cela surprend parfois - est double : il doit recommander des solutions aux litiges et informer. Lorsque d'autres médiateurs me demandent si je suis chargé d'informer, je leur réponds : « Avec d'autres. »

En fait, nous avons été seuls au moment de l'ouverture des marchés. Votre collègue Jean-Claude Lenoir a été nommé médiateur en 2007, puis je lui ai succédé au bout de quelques mois. Au début, je me suis retrouvé sans équipe. Notre première campagne d'information a été beaucoup plus tardive, avec les moyens qui nous ont été donnés par les pouvoirs publics. Mais nous avons été un peu seuls lorsqu'il s'est agi d'informer. Toutes les études - je vous ai donné les chiffres - montrent qu'il y a encore un gros effort de pédagogie et d'information à faire, notamment entre distributeurs et fournisseurs.

Vous m'avez interrogé sur les offres vertes. Aujourd'hui, il est possible pour un consommateur d'avoir de l'énergie verte, mais c'est effectivement plus cher. Et à travers la CSPE, il participe déjà au soutien des énergies renouvelables.

Prenons le cas du moratoire sur le photovoltaïque. On a quand même assisté à l'explosion du photovoltaïque. Je pense que vous avez vu fleurir dans nos villages, dans nos communes, éventuellement dans nos champs, des toitures pour faire du photovoltaïque ; ça rapportait plus que l'agriculture. Mais cela pose quand même des problèmes. Il y a donc eu un moratoire. Il n'empêche que cela figure dans la CSPE.

Par conséquent, celui qui veut de l'énergie verte paie deux fois. Il paie plus cher sur sa facture et, ensuite, il paie plus cher par la CSPE, pour la solidarité.

C'est la raison pour laquelle j'ai indiqué qu'il faudrait peut-être réfléchir - certains pays semblent s'engager un peu dans cette voie - à l'autoproduction et à l'autoconsommation. À une époque, on a parlé du solaire thermique. Aujourd'hui, il faut passer par un prix de rachat, alors que cela pourrait être un moyen de réduire la facture énergétique.

Vous m'avez aussi demandé si j'avais des chiffres précis sur la précarité.

Certes, ce n'est pas la vocation première du médiateur de traiter ces problèmes là. Mais si nous sommes sollicités, si j'ai dû mettre plusieurs collaborateurs ou collaboratrices à répondre à nos concitoyens les plus en difficulté pour payer leur facture, c'est souvent qu'il y a des problèmes de contact, de dialogue avec le terrain, avec les fournisseurs. En plus, il y a parfois la perte de proximité, que j'évoquais tout à l'heure.

Nous sommes donc sollicités en désespoir de cause par des gens dont la facture moyenne s'élève, je le rappelle, à 1 900 euros. Et 1 900 euros quand on est aux minima sociaux, c'est un peu difficile ! On n'a pas de pouvoir particulier, mais, par les contacts que l'on entretient avec les fournisseurs, et après analyse des dossiers, on essaie, si c'est justifié bien sûr, d'obtenir des délais, qui n'ont pas toujours été accordés sur le terrain ou alors, les procédures n'ont pas été suivies.

En hiver, en période de grand froid, j'ai remarqué qu'il n'y avait pas de trêve des coupures. Certains m'ont dit : « On ne peut pas imaginer une trêve des coupures pour vingt millions de consommateurs ». Certes, mais il y a tout de même des maladresses. Couper l'énergie à une famille le 24 décembre ou le 31 décembre, ce n'est quand même pas très heureux ! On ne peut pas imaginer que nos concitoyens en difficulté ne puissent pas se chauffer, préparer leur repas ou celui de leurs enfants ces soirs-là. Donc, je crois qu'il y a quand même une réflexion à mener.

En tout cas, aujourd'hui, environ 15 % de nos sollicitations concernent des consommateurs en difficulté de paiement. C'est tout de même important, et c'est allé en augmentant incontestablement au cours de ces dernières années. Certes, des dispositions ont été mises en place par les opérateurs. Il y a des instruments pédagogiques - vous voyez peut-être ça sur le terrain, avec les conseils généraux, avec les associations de maires parfois - pour rappeler certaines règles : un degré en plus ou en moins, c'est 7 % ; quand on quitte une pièce, on peut éteindre l'électricité.

Des efforts sont faits, mais cela reste tout de même difficile.

Je vous ai donné le chiffre de 1 900 euros. Parfois, ça va encore plus loin.

La parole est à M. Alain Fauconnier.

Je voulais avoir votre avis sur les problèmes de location. Aujourd'hui, quand on loue un logement, il y a une sorte de bilan énergétique du logement, avec un classement : A, B, C, D, etc.

Puisqu'on parle parfois de mieux réguler les loyers à la relocation, ne pourrait-on pas imaginer que, sur trois ans ou deux relocations successives, il soit impossible de mettre sur le marché de la location des logements aussi énergivores ? Certains logements sont des passoires, et c'est même quasiment affiché. C'est absolument scandaleux !

Y a-t-il des pistes pour contraindre les propriétaires ? On peut aussi envisager des aides. Car on sait que ce sont les plus pauvres qui vont dans ces logements-là !

Dans le cadre du Grenelle de l'environnement, ce point a notamment été soulevé.

J'évoquais tout à l'heure le plan bâtiment Grenelle avec les 800 000 logements les plus énergivores. C'est vrai que les aides de l'Agence nationale de l'habitat, l'ANAH, doivent vraiment être réorientées, me semble-t-il, en ce sens. C'est vrai qu'il y a des aides des départements et des régions, ou des crédits d'impôt.

Le problème, c'est qu'il faut que ce soit peut-être un peu stabilisé. En tant qu'élus, vous voyez des administrés qui ont déduit de leur feuille d'impôts une facture parce qu'ils ont fait tels ou tels travaux et qui ont eu un rappel d'impôts ensuite. Les gens ne comprennent plus, et ils n'ont plus confiance.

Et puis, il y a celles et ceux qui ne sont pas imposables. Et là, il y a des travaux à faire. Et vous savez comme moi - cela a été souligné aussi - qu'il n'y a pas eu de prêt particulier ou d'aide particulière pour inciter les bailleurs sociaux ou les collectivités à faire des travaux.

Et pourtant, je crois que c'est important pour la facture. C'est important aussi, permettez-moi de le dire, pour l'emploi : il s'agit de travaux dans un secteur, le bâtiment, qui n'est pas délocalisable, et cela peut contribuer à relancer un peu l'emploi dans notre pays.

Sur les obligations nouvelles aujourd'hui, je pense qu'il faudra donc avancer tout de même dans les années à venir. Les logements sont effectivement classés. Vous voyez cela en mairie ; aujourd'hui, dès lors qu'il y a une vente chez le notaire, il faut donner la consommation du logement. Alors, il n'y a pas de moyens, sauf des incitations. On a vu dans les 800 000 logements les plus dégradés. C'est souvent à la campagne, contrairement à ce que certains pensent. Des petits propriétaires ou des propriétaires âgés ne connaissent pas trop les aides possibles. Il faut les inciter à faire des logements.

L'autre jour, je voyais le locataire d'une maison ancienne, avec des hauteurs sous plafond de trois mètres, qui avait une consommation d'énergie extraordinaire. Il n'y avait aucune isolation. Et la propriétaire de ce logement était une veuve de quatre-vingt-dix ans. Comment faire pour l'inciter à faire des travaux ? Ce n'est pas évident, d'autant que les démarches administratives sont parfois lourdes...

Certes, il y a les points Énergie-info qui existent sur le terrain. Les élus font des études, par exemple sur la thermographie. Vous avez des gens pour renseigner. Mais ensuite, il y a l'aide de l'État, l'aide de la région, l'aide du département... il faut monter un dossier, quand ce n'est pas plusieurs.

Une personne de quatre-vingt-dix ans, qui est propriétaire d'un logement vétuste, n'est pas forcément incitée à faire des travaux. Les locataires en subissent les conséquences, et c'est la faute du propriétaire. Mais comment faire dans ces cas-là ?

Monsieur Merville, je vous remercie de cette présentation très complète, avec des exemples très précis, notamment sur ce qu'on appelle la « précarité énergétique ». Lorsque cela se traduit par des coupures de chauffage, ça prend une dimension tout de suite dramatique pour les personnes concernées.

Auriez-vous un recensement de l'ensemble des impayés qui peuvent exister en France ?

Comme je vous le disais, on a fait des statistiques sur les personnes ayant des difficultés de paiement. Quel est le montant de leur dette ? En moyenne - le chiffre est cité dans le rapport d'activité -, c'est 1 900 euros. Dans les cas extrêmes, ça peut monter à 4 000 euros, à 5 000 euros. Parfois, c'est beaucoup moins. Mais réclamer des sommes de 300 euros, 400 euros ou 500 euros à des personnes qui sont à la couverture maladie universelle complémentaire sans leur accorder de délai, cela pose évidemment des problèmes.

Je vous remercie.