Coût réel de l’électricité : l’audition d’Henri Proglio (II)

La Commission d’enquête sénatoriale sur le coût réel de l’électricite créée sur l’initiative du groupe écologiste a auditionné le 14 mars 2012, Henri Proglio, l’actuel président-directeur général d’Électricité de France.

La liste des questions est répertoriée ici.

Réponses de M. Henri Proglio, PDG d’EDF. 

Monsieur le président, monsieur le rapporteur, madame, messieurs les sénateurs, je vais vous lire les réponses qui ont été préparées aux questions qui nous ont été adressées par écrit. Je vous prie de bien vouloir me pardonner l’emploi d’un vocabulaire technique. Je serai ensuite évidemment à votre disposition pour répondre à toutes vos questions complémentaires.

Je commencerai par les premières questions de M. le rapporteur sur les tarifs régulés et sur les coûts réels de l’électricité.

Aujourd’hui, les tarifs régulés de l’électricité, et plus globalement les prix payés par l’ensemble des consommateurs français, sont très largement inférieurs à la moyenne des prix des pays européens. Les prix européens sont en effet 50 % plus élevés en moyenne qu’en France. Cette donnée est facilement vérifiable.

Cela représente un gain de pouvoir d’achat pour les ménages de l’ordre de 300 euros par an. Quant aux entreprises, notamment les entreprises industrielles fortes consommatrices d’énergie, elles trouvent en France un avantage compétitif majeur.

Or, aujourd’hui, les tarifs réglementés de vente d’électricité ne reflètent plus l’intégralité des coûts complets de sa production, de son acheminement et de sa commercialisation.

Cette affirmation s’appuie sur les évaluations d’EDF, ainsi que sur le rapport de la Cour des comptes publié en janvier dernier, lequel y fait déjà référence. Le coût de production du parc nucléaire existant est évalué à 49,5 euros le mégawattheure en 2010.

Cette valeur est très inférieure à tout moyen de production neuf, qu’il s’agisse d’un parc nucléaire neuf, de cycles combinés gaz ou des énergies renouvelables, mais elle est supérieure au prix actuel de l’ARENH, qui s’établit à 42 euros le mégawattheure – vous l’avez rappelé, monsieur le rapporteur -, et aux tarifs réglementés.

Nous sommes en effet entrés dans une phase d’investissements massifs, qui permettront d’allonger la durée de fonctionnement du parc de production, de répondre aux exigences de sûreté de l’Autorité de sûreté nucléaire, l’ASN, et d’améliorer la qualité du réseau, afin de permettre aux Français de continuer de bénéficier d’un prix de l’électricité particulièrement compétitif.

La première chose à dire concernant le rôle du prix de l’ARENH dans le développement de la concurrence est qu’il est impossible qu’EDF cède une part de sa production à ses concurrents sans que ceux-ci en paient rapidement le coût complet.

Par ailleurs, j’observe que les concurrents d’EDF, qui trouvaient le prix de l’ARENH trop élevé, se sont tous portés acquéreurs dès le jour où l’ARENH a été disponible, et ce en grande quantité.

Je constate également que les concurrents d’EDF ont acquis un portefeuille de près de deux millions de clients et que la concurrence est très vive sur le marché des entreprises grandes consommatrices.

S’agissant des centrales nucléaires en Belgique, qui auraient un coût de 28 euros le mégawattheure, ce montant ne représente en rien le coût complet de production. Je l’ai déjà dit et je répète : je suis prêt à acheter toute la production à ce prix, en Belgique ou ailleurs. Ce coût ne tient pas compte des investissements nécessaires à la construction du parc, ce qui est un comble pour une industrie aussi capitalistique que la nôtre !

Je précise que, selon Eurostat, le prix de vente en Belgique est de 213 euros TTC le mégawattheure pour les ménages et de 75 euros le mégawattheure pour les grands industriels. Nous sommes donc très loin des coûts avancés et nettement – de l’ordre de 20 % à 60 % – au-dessus des prix français.

J’en viens à votre deuxième série de questions, monsieur le rapporteur.

L’entreprise EDF, leader mondial de l’électricité, présente sur l’ensemble des filières de production, est bien placée pour connaître les coûts des différentes filières et pour essayer de prévoir leurs évolutions.

En France, le parc nucléaire existant reste aujourd’hui le moyen le plus compétitif pour produire de l’électricité, après, bien sûr, l’hydraulique, dont l’essentiel du potentiel – les barrages – a été équipé depuis longtemps. Les barrages hydrauliques font d’ailleurs l’objet, comme vous le savez, d’un projet de mise en concurrence.

Le rapport de la Cour des comptes sur les coûts de la filière électronucléaire confirme ce point : le coût de production nucléaire est évalué à 49,5 euros le mégawattheure pour l’année 2010 en utilisant une approche économique – la seule qui soit pertinente -, dont la Cour dit elle-même qu’elle englobe l’ensemble des coûts, passés, présents et futurs de la filière nucléaire.

Cette valeur est proche de nos propres évaluations, dont, vous vous en souvenez, nous avions parlé voilà déjà dix-huit mois à l’occasion de la loi NOME. Elle est à la fois bien supérieure à la part production en base des tarifs régulés de vente actuels, qui est de l’ordre de 38 euros le mégawattheure, et bien inférieure au coût de tout autre moyen de production, actuel ou futur. Cela justifie que l’on cherche à tirer le meilleur parti du parc nucléaire existant, le plus longtemps possible, ce qui permettra de procéder à son renouvellement avec les meilleures technologies parvenues à maturité sur le plan industriel.

En effet, le coût complet de production de l’électricité à partir de charbon ou de gaz est aujourd’hui de l’ordre de 70 euros à 75 euros le mégawattheure, à comparer aux 49,5 euros du nucléaire, avec les technologies existantes et pour une production de base, c’est-à-dire constante tout au long de l’année. Je précise que ce calcul est effectué avec les prix actuels des combustibles, qui sont particulièrement bas pour le gaz. Ce prix est de l’ordre de 8 à 10 dollars par million de BTU, l’unité thermale britannique. Ils sont certes plus élevés pour le charbon – 100 dollars la tonne -, mais avec un prix du CO2 très bas, qui s’établit à 8 euros la tonne. Or celui-ci est prépondérant pour la filière charbon.

Ces équipements classiques au charbon ou au gaz connaîtront bien sûr des évolutions technologiques au cours des dix à vingt prochaines années, principalement pour le gaz. Le nouveau cycle combiné que nous engageons à Bouchain avec General Electric atteindra ainsi un rendement de 60 %, contre moins de 58 % aujourd’hui. Cette évolution devrait permettre de gagner entre 3 euros et 5 euros par mégawattheure. Pour autant, nos perspectives de prix du gaz et du CO2 sont à la hausse. Nous estimons que le coût du mégawattheure variera dans une fourchette raisonnable comprise entre 70 euros et 100 euros pour les équipements au charbon ou au gaz. Par exemple, un cycle combiné au gaz à haut rendement, avec un prix du gaz de 12 ou 13 dollars le million de BTU et un prix du CO2 de l’ordre de 40 euros par tonne, produit une électricité aux environs de 100 euros le mégawattheure.

Le nouveau nucléaire sera compétitif par rapport à ces moyens classiques, mais coûtera lui-même sensiblement plus cher que le parc existant, pour des raisons qui tiennent à la fois aux évolutions de conception, aux évolutions réglementaires et aux coûts de construction. La Cour des comptes indique que le coût de production de Flamanville 3, l’EPR en cours de construction, pourrait se situer entre 70 euros et 90 euros le mégawattheure. Celui-ci n’est évidemment pas représentatif du coût d’un réacteur génération 3 de série, car Flamanville est un pilote. Nous travaillons à l’industrialisation de ce réacteur avec Areva, afin d’intégrer le retour d’expérience de réalisation, mais aussi de conception.

Quant aux énergies renouvelables, ou plus exactement les énergies nouvelles – je rappelle que l’hydraulique joue un rôle déterminant parmi les énergies renouvelables -, elles ne rendent pas, il faut le noter, un service comparable aux équipements nucléaires, au charbon ou au gaz, du fait de leur intermittence. En Europe, un panneau solaire produit sa pleine capacité en moyenne seulement un jour sur huit et une éolienne terrestre un jour sur quatre. Même si le nucléaire peut fournir une certaine modulation de sa puissance, un développement fort des énergies renouvelables s’accompagnerait du développement de moyens thermiques et de stockage, afin d’assurer la compensation du caractère intermittent de ces énergies, avec le coût et les émissions de CO2 correspondants.

Par ailleurs, ces énergies nécessitent de coûteux développements du réseau, comme l’ont souligné à plusieurs reprises RTE, Réseau de transport d’électricité, et ERDF, Électricité réseau distribution France, nos filiales de transport et de distribution. L’ensemble de ces coûts, dits de « système », ne sont pas pris en compte aujourd’hui. Ils représentent de l’ordre de 20 euros le mégawattheure, qu’il convient d’ajouter à tous les coûts que je vais vous citer pour les énergies intermittentes.

L’éolien terrestre est racheté 85 euros le mégawattheure et se développe correctement dans ces conditions, ce qui signifie que son coût, non compris les surcoûts système que je viens d’indiquer, est légèrement inférieur. Ce coût évoluera assez peu dans le futur, d’autant que, progressivement, les meilleures zones de vent seront épuisées. Le potentiel français est estimé à environ 100 térawattheures, soit moins du quart de la production du parc nucléaire français.

L’éolien offshore ne s’est pas développé avec un tarif d’achat à 130 euros le mégawattheure. Comme vous le savez, les appels d’offres qui avaient été lancés n’ont pas reçu de réponse. Il fait désormais l’objet de nouveaux appels d’offres, dont un très ambitieux pour près de 3 000 mégawattheures, auquel EDF a concouru. Nous verrons le résultat, mais le coût pourrait se situer, selon toute vraisemblance, entre 170 euros et 200 euros le mégawattheure.

Le solaire photovoltaïque est racheté, pour les nouveaux contrats, jusqu’à 388 euros le mégawattheure lorsque les équipements solaires sont intégrés au bâti résidentiel. L’énergie produite par les fermes solaires est achetée moins chère, de l’ordre de 150 euros à 200 euros le mégawattheure dans les conditions d’ensoleillement de la France. Rappelons que la majorité des volumes rachetés le sont aux tarifs d’avant le moratoire, lesquels peuvent atteindre 600 euros le mégawattheure, sur vingt ans.

Quel est le mix énergétique idéal pour le futur ? Il n’existe pas de bon mix universel. Le mix relève d’une politique énergétique, dans laquelle les pouvoirs publics jouent bien sûr un rôle déterminant. Le mix privilégie plus ou moins certains critères : des critères de compétitivité économique, d’émission de CO2, d’indépendance énergétique, de prévisibilité des coûts, … EDF s’inscrit dans le cadre de cette politique énergétique et s’astreint à rendre le meilleur service énergétique au moindre coût pour la collectivité. On pourrait d’ailleurs tenir le même propos pour les développements que nous faisons au Royaume-Uni, où nous sommes le principal opérateur, ou en Europe centrale et en Italie.

On pense aujourd’hui que les coûts des nouveaux moyens de production des différentes filières devraient être assez proches, entre 70 euros et 100 euros le mégawattheure, qu’il s’agisse du nucléaire, du charbon, du gaz ou de l’éolien terrestre. L’éolien offshore et le solaire sont encore loin de la compétitivité pour les dix à vingt ans qui viennent.

Aujourd’hui, il nous apparaît économiquement justifié, mais aussi prudent, de préserver le parc existant et de mettre à profit cette période pour mieux préparer, de façon industrielle, l’avenir énergétique avec le mix que choisira la France. C’est ce que nous faisons pour le nucléaire, l’hydraulique, le thermique et les énergies nouvelles, avec Alstom par exemple sur l’éolien offshore.

La troisième série de questions portait sur la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires actuelles, sur les investissements à y consacrer et sur le point de savoir si une prolongation de la durée de vie des centrales actuelles dispenserait EDF d’investir dès à présent dans les infrastructures de remplacement de ces centrales.

Comme je viens de l’indiquer, le nucléaire existant est le moyen de production le plus compétitif. En tirer le meilleur parti représente la meilleure stratégie économique et industrielle pour le pays. EDF a donc pour ambition de porter la durée de fonctionnement de l’ensemble des centrales nucléaires à soixante ans.

Cette démarche est celle de l’ensemble des exploitants nucléaires dans le monde. Les États-Unis, qui disposent de réacteurs de même technologie que les nôtres, mais qui sont en moyenne plus âgés, ont déjà étendu les licences de quarante ans à soixante ans pour plus de la moitié de leurs réacteurs, très exactement pour soixante de leurs cent quatre réacteurs. La Suède, pour prendre un autre exemple, a engagé la même démarche.

En France, la loi relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire de 2006 ne fixe pas de durée limite de fonctionnement à notre parc nucléaire. Elle conditionne la poursuite de l’exploitation à un avis de l’Autorité de sûreté nucléaire, l’ASN, tous les dix ans. Cependant, nous avons entamé avec l’Autorité de sûreté nucléaire des discussions techniques portant sur un plus long terme et sur les conditions techniques requises dans la perspective d’une durée d’exploitation de soixante ans. Pour un programme industriel de cette ampleur, une visibilité supérieure à dix ans est en effet totalement indispensable.

Une limitation à quarante ans de la durée de fonctionnement du parc serait très difficile d’un point de vue industriel et financier. Comme l’ont souligné la Cour des comptes et la commission Énergies 2050, le renouvellement du parc à quarante ans supposerait de mettre en service cinquante gigawatts, soit, par exemple, l’équivalent de trente EPR sur une période courte – une dizaine d’années -, en commençant dès 2020 : le rythme semble industriellement difficile à soutenir, quel que soit le mix énergétique choisi. De ce point de vue, un allongement de la durée de fonctionnement du parc existant permettrait de se donner du temps et des marges de manoeuvre afin de préparer et de programmer au mieux son renouvellement.

Ce projet industriel suppose la réalisation d’environ 55 milliards d’euros d’investissements dans les quinze ans à venir. Ce montant peut certes apparaître considérable, mais il est bien moindre que celui qui serait nécessaire en cas de renouvellement du parc, quelle que soit la technologie utilisée.

Dans ces conditions, le parc existant restera largement compétitif : la Cour des comptes a estimé à 54 euros le mégawattheure le coût du parc intégrant ce programme dans les années à venir. Encore une fois, ce coût est très inférieur à celui de tout autre moyen, qu’il s’agisse du nouveau nucléaire, du thermique à flamme ou des énergies renouvelables.

Ces investissements comprennent une large rénovation, sorte de « grand carénage », indispensable à l’approche des trente ans de fonctionnement. Une fois cette rénovation réalisée, les centrales pourront fonctionner pendant trente nouvelles années, sans préjuger, bien sûr, des avis qui nous sont délivrés tous les dix ans par l’ASN.

L’ensemble de nos investissements contribuent à trois objectifs indissociables : l’amélioration en continu de la sûreté, la performance de notre parc au quotidien, en particulier sa disponibilité, que nous avons déjà très fortement redressée en 2011 – peut-être l’avez-vous constaté -, et sa durée de fonctionnement.

Ces investissements visent à augmenter de manière significative la sûreté, conformément à la démarche d’amélioration continue qui est la nôtre depuis le début du programme nucléaire, tant à la conception qu’en exploitation.

Nous avons ainsi lancé la FARN, la force d’action rapide nucléaire. Certains médias en ont vu les premiers éléments à Civaux, vendredi dernier. Nous avons également annoncé, à la suite des recommandations de l’ASN, l’installation de diesels d’ultime secours et, plus largement, de « noyaux durs » de fonctions de sauvegarde. Le coût de ces travaux est évalué à une dizaine de milliards d’euros, dont 5 milliards d’euros étaient déjà prévus dans notre programme initial de 50 milliards d’euros. Globalement, EDF devrait donc effectuer 55 milliards d’euros d’investissements – soit 50 milliards plus 10 milliards, moins 5 milliards – dans les quinze ans à venir.

Ces investissements de rénovation et d’amélioration de la sûreté sont porteurs d’emplois et de développement pour l’ensemble de la filière nucléaire qui, rappelons-le, constitue le troisième secteur industriel français. Le nucléaire français a été construit dans les années soixante-dix et quatre-vingt, soit avec des générations qui partent aujourd’hui à la retraite. Il y a donc là une opportunité en termes d’emplois industriels de haute qualification, en particulier dans la métallurgie, la mécanique et l’électronique.

Vous m’avez également interrogé, monsieur le rapporteur, sur les composants non remplaçables que sont la cuve et l’enceinte de confinement. Toutes nos études montrent leur capacité à atteindre les soixante ans. Ces deux composants font l’objet d’une attention particulière et de contrôles très sévères ou d’épreuves à chaque visite décennale, et ce dans une démarche de respect absolu des impératifs de sûreté, sous le contrôle indépendant de l’Autorité de sûreté nucléaire. Ces contrôles sont complétés par des programmes de modélisation, menés conjointement par EDF et le Commissariat à l’énergie atomique, le CEA, qui permettent d’anticiper l’évolution des matériaux.

Ce projet ne nous empêche pas de préparer d’ores et déjà l’avenir : exploiter notre parc sur la totalité des soixante ans permettra de développer des technologies matures et des filières industrielles complètes.

La construction de l’EPR de Flamanville est une première étape. Nous y construisons un nouveau moyen de production nucléaire, mais aussi un retour d’expérience, grâce à notre partenariat avec Areva : d’Olkiluoto à Flamanville, de Flamanville à Taishan en Chine, et de Taishan à nos projets futurs, notamment britanniques, comme vous l’avez compris.

Pour le thermique à flamme, j’ai déjà cité l’exemple du projet de Bouchain, avec General Electric.

Nous contribuons également au développement et à la maturation des filières d’énergies nouvelles. Au-delà de l’hydraulique, nous sommes engagés dans les énergies nouvelles depuis plus de dix ans. Nous avons poursuivi cet engagement en 2011 avec le rachat total d’EDF Énergies nouvelles. En 2011, pour les nouveaux moyens de production, le groupe EDF a plus investi dans les énergies nouvelles que dans le nouveau nucléaire. Nous développons la filière industrielle française tant dans le photovoltaïque que dans l’éolien. Nous avons ainsi, par exemple, le projet de créer une filière française de turbines offshore avec notre partenaire Alstom, dans le cadre des appels d’offres en cours.

Enfin, nous accroissons nos investissements dans la recherche et le développement, à hauteur de 490 millions d’euros pour l’année 2011. Ce budget continue de s’accroître d’année en année.

J’en viens maintenant à la quatrième série de questions, qui portait sur les centrales nucléaires de la génération des années soixante-dix à quatre-vingt-dix et sur les technologies renouvelables.

Il s’agit de renouveler à plus ou moins long terme de quoi produire 420 térawattheures par an, soit les trois quarts de la production française actuelle. Le « plus ou moins long terme » a bien sûr beaucoup d’importance.

Pour les dix à vingt ans qui viennent, nous venons de le voir, le parc existant offre la meilleure compétitivité et, sur des bases économiques, son remplacement ne nous semble pas justifié. Aujourd’hui, les technologies disponibles à moins de 100 euros le mégawattheure, soit le double du coût de production du parc nucléaire existant, sont l’EPR, les cycles combinés gaz et l’éolien terrestre, dont les coûts de production sont compris entre 70 euros et 100 euros le mégawattheure.

La question du choix entre les filières se pose donc à un horizon plus lointain.

Pour un déploiement au-delà de 2030, il serait prématuré d’annoncer aujourd’hui les technologies qui s’imposeront alors que certaines sont encore loin de la maturité : c’est le cas de l’éolien offshore, du photovoltaïque, du solaire à concentration, du nucléaire de génération 4 ou du stockage. À cet égard, il est difficile de comprendre l’exercice de la roadmap 2050 européenne, qui retient un jeu unique de coûts des filières à l’horizon 2050.

Alors que le coût des filières de l’éolien maritime, du solaire photovoltaïque et du solaire à concentration se situe aujourd’hui dans une plage comprise entre 150 euros et 300 euros le mégawattheure, il pourrait se rapprocher du coût des moyens conventionnels.

Le nucléaire de génération 4 et le charbon avec capture et séquestration peuvent également devenir une option, sans doute pas avant 2040 pour la génération 4.

Les moyens de stockage chimique ou le recours à l’hydrogène pourraient alléger les contraintes de la production intermittente, et permettre ainsi une plus grande part d’énergie intermittente – l’énergie solaire, l’éolien terrestre et maritime. Mais là encore, l’incertitude sur les coûts à long terme demeure très importante.

En conclusion, exploiter le parc existant au-delà de quarante années de fonctionnement, c’est se donner la possibilité de faire évoluer le mix en bénéficiant pleinement des progrès des filières du futur et en matière de maîtrise de la demande. Ce sujet est également très important.

J’évoquerai maintenant la méthanation : le développement de procédés de stockage compétitifs est effectivement crucial pour développer un système électrique plus intermittent. La méthanation est-elle le meilleur de ces procédés ? Les contraintes sont fortes, et il m’est difficile d’entrer ici dans un exposé trop technique.

La méthanation consiste à fabriquer du méthane à partir d’hydrogène et de C02. En amont, il faut donc produire de l’hydrogène, par électrolyse de l’eau, et capter du C02. Ce procédé est mis en avant par l’association Negawatt pour recycler la production d’énergie nouvelle renouvelable excédentaire en période de demande faible et coupler les réseaux d’électricité et de gaz.

Il existe de grandes incertitudes techniques et économiques concernant ce processus, qui en est aujourd’hui au stade de la recherche et du développement. Un démonstrateur de 25 kilowatts a été installé en Allemagne. Le coût du gaz fabriqué, estimé avec les techniques connues aujourd’hui, est très élevé.

Tous les procédés utiles pour lisser un paysage énergétique futur doivent faire l’objet de recherche et de développement : les pompages hydrauliques – cette technologie est mature mais n’est disponible qu’en capacité limitée en France, de l’ordre de quelques gigawatts -, les batteries sodium-soufre, …

En conclusion, il faut poursuivre la recherche, mais ne pas trop attendre d’une technologie miracle pour le système énergétique de demain.

J’en viens maintenant à la cinquième série de questions, qui portait sur les déclarations du président de la CRE sur les augmentations du tarif de l’électricité.

Par définition, il m’est très difficile de commenter ces déclarations. Elles portaient sur la facture totale des ménages, toutes taxes comprises, et non sur le tarif de l’électricité.

Je rappelle simplement que la facture complète comporte une part relative aux coûts de production de l’énergie – nous en avons beaucoup parlé -, une part relative aux coûts des réseaux, ainsi qu’une part de taxes, dont la CSPE. C’est ce tarif intégré qui est concerné.

La CSPE, je le rappelle, permet de financer les charges de péréquation du tarif réglementé dans les zones non interconnectées du territoire – l’outre-mer, la Corse et les îles -qui, sinon, ne pourraient bénéficier de l’avantage comparatif du parc nucléaire d’EDF. C’est un élément de solidarité géographique. La CSPE permet également de financer les charges liées au tarif de première nécessité, c’est-à-dire la solidarité sociale. Ces deux éléments constituaient, à l’origine, la raison d’être de la CSPE.

S’y sont ajoutés les surcoûts résultants des politiques de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération.

Ces dernières charges sont en forte hausse depuis plusieurs années du fait de l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique. Or le montant de la CSPE n’a pas suivi l’évolution de ces charges, qui sont présentées chaque année par la CRE au Gouvernement, de sorte qu’EDF supporte aujourd’hui – et elle seule – un déficit cumulé de 3,8 milliards d’euros sur ces charges à la fin de l’année 2011. Je rappelle que ce déficit cumulé, qui était de 600 millions d’euros à la fin de l’année 2008, est passé à 1,7 milliard d’euros à la fin de l’année 2009, à 2,7 milliards d’euros à la fin de l’année 2010 et à 3,8 milliards d’euros à la fin de 2011. Telles sont les évolutions récentes.

Un rattrapage doit donc être effectué. La question se pose de l’évolution de la CSPE dans la durée pour soutenir le développement des énergies nouvelles. Les montants nominaux sont très élevés. J’en dirai un mot en réponse à votre dernière question.

Quant aux projections pour 2016, elles dépendent, il faut le souligner, d’un grand nombre de paramètres qui sont par nature incertains.

Pour ce qui concerne la part fourniture du tarif, à l’horizon 2016, le coût complet du parc nucléaire devrait se situer autour de 50 euros le mégawattheure. Ces coûts sont maîtrisés et bien inférieurs à toute solution alternative, comme je l’ai indiqué à plusieurs reprises.

Quels investissements seront nécessaires au maintien de la qualité du réseau et à l’intégration des nouvelles installations d’énergies nouvelles ?

Pour la CSPE, les volumes d’énergie renouvelable effectivement développés et le prix de marché constituent également une incertitude.

Pour évaluer la facture en 2016, le président de la CRE a pris en compte ses propres évaluations des besoins de hausse de la CSPE et du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, le TURPE.

À votre dernière question, j’apporterai une réponse affirmative : oui, la France peut rester compétitive en Europe en termes de prix de l’électricité. J’oserai dire qu’elle le doit.

Le coût complet du nucléaire est très sensiblement inférieur à celui des autres moyens de production, après l’hydraulique. La performance industrielle du groupe EDF, en matière de production comme dans les domaines du transport et de la distribution, permet d’assurer à nos concitoyens une sécurité d’approvisionnement électrique à un coût tout à fait compétitif. La compétitivité de la France devrait s’accroître par rapport à celle de tous ses voisins européens dans les années qui viennent.

Aujourd’hui, je le répète, pour les ménages, le prix européen est 50 % plus élevé qu’en France. En Allemagne, la facture est 80 % plus lourde qu’en France. Même avec les évolutions nécessaires pour couvrir intégralement le coût du parc existant et soutenir le développement des énergies nouvelles, la facture française restera, je vous en donne la garantie, plus compétitive. J’ajoute en outre que le prix va augmenter dans les autres pays européens du fait du développement des énergies renouvelables et du recours plus important aux énergies fossiles, notamment en Allemagne.

Pour finir, j’en viens à votre sixième question : quel jugement EDF porte-elle, filière par filière, sur le mécanisme actuel de soutien aux différentes énergies renouvelables et à la cogénération ? Il s’agit là de la CSPE bien sûr.

La France vise 27 % d’électricité d’origine renouvelable en 2020. Elle s’est fixé des objectifs par filières qui ont été inscrits dans la programmation pluriannuelle des investissements. Il s’agit d’une ambition et de choix de politique publique.

Vous me demandez mon jugement, d’une part, sur le mécanisme de soutien mis en oeuvre pour atteindre ces objectifs et, d’autre part, sur le financement de ce soutien.

J’évoquerai d’abord le mécanisme de soutien.

Le principe du mécanisme de l’obligation d’achat adopté en France pour soutenir le développement des énergies renouvelables est simple : le Gouvernement décide des prix auxquels l’électricité produite doit être achetée afin de permettre à ces filières de se développer. Il peut aussi lancer des appels d’offres, comme on l’a vu sur l’éolien offshore.

Dans les deux cas, les prix sont naturellement beaucoup plus élevés que le prix du marché, car ces filières ne sont pas à maturité économique et ne se développeraient pas sans soutien public. EDF est obligée de signer des contrats avec les producteurs qui le demandent et d’acheter la production. Elle supporte donc, et elle seule, un surcoût en achetant à un prix plus élevé que le prix du marché l’énergie ainsi produite.

Que peut-on dire des montants en jeu filière par filière ? Examinons les quelques filières dont le développement est le plus significatif.

Le tarif d’achat de l’éolien terrestre est aujourd’hui de 85 euros le mégawattheure. L’objectif pour 2020 est un parc de 19 gigawatts installés. C’est de très loin la filière la plus compétitive pour contribuer à l’atteinte de l’objectif que s’est fixé la France. À l’horizon 2020, le surcoût associé est de l’ordre de 1 milliard d’euros par an.

Les prix d’achat de l’éolien offshore ne sont pas encore connus, je le rappelle. Les appels d’offres sont en cours pour la première tranche de 3 000 mégawatts. On estime que les prix d’achat se situeront entre 170 euros et 200 euros le mégawattheure. L’objectif pour 2020 est de 6 gigawatts installés. Le surcoût attendu est de l’ordre de 2 milliards d’euros par an.

Les prix d’achat du photovoltaïque se situent aujourd’hui entre 213 euros et 600 euros le mégawattheure, selon le type d’installation et la date à laquelle le contrat a été signé. Le développement très rapide de cette filière du fait du prix d’achat élevé a conduit le Gouvernement à modifier la réglementation au printemps dernier. Les contrats antérieurs à cette nouvelle réglementation sont bien entendu honorés, aux anciens tarifs et sur vingt ans. En suivant le rythme de 500 mégawatts par an que s’est donné le Gouvernement après le moratoire, 8 gigawatts seront installés en 2020, pour un surcoût attendu de l’ordre de 2,5 milliards d’euros par an, dont 1,5 milliard d’euros issus des contrats signés avant le moratoire et 1 milliard d’euros issu des contrats signés après cette date.

L’objectif pour la filière biomasse d’atteindre 2,3 gigawatts en 2020 conduit à un surcoût de l’ordre de 1 milliard d’euros par an.

Enfin, les volumes sous obligation d’achat de la filière cogénération décroissent sensiblement. Le surcoût en 2020 sera d’environ 450 millions d’euros par an. Le soutien de la cogénération par le secteur électrique a été très significatif, de l’ordre d’une dizaine de milliards d’euros en une douzaine d’années. Il se réduit donc aujourd’hui.

Au total, toutes filières confondues, le surcoût annuel à l’horizon 2020 est de l’ordre de 7 milliards d’euros. Mes chiffres, vous le voyez, sont assez proches de ceux de la CRE.

Une des difficultés majeures que pose le système de l’obligation d’achat est de réussir à caler les tarifs au bon niveau. On a pu constater en France, ainsi que dans nombre de pays européens, l’effet de prix mal calés par rapport aux coûts, qui occasionnent des phénomènes de bulles spéculatives.

Nos voisins allemands sont confrontés à cette même difficulté. Ils ont des objectifs ambitieux, mais ne cessent de les dépasser. La facture de l’éolien et du photovoltaïque est devenue lourde. Le montant de la taxe ENR est de 35,9 euros le mégawattheure, pour financer 13 milliards d’euros de charges annuelles. Face à ces montants, le développement est freiné brutalement. Des dizaines de milliers d’emplois sont concernés, notamment dans le solaire. L’expérience espagnole, plus ancienne, est similaire.

La maîtrise du pilotage du rythme de développement apparaît donc comme un enjeu clé, à la fois pour la maîtrise des coûts, mais aussi, bien sûr, d’un point de vue industriel. L’appel d’offres pluriannuel est de ce point de vue plus efficace et permet un meilleur pilotage des quantités. L’État y a de plus en plus recours, et je pense que c’est une bonne chose.

J’en viens maintenant à la question du financement.

Le surcoût dont je viens de parler est aujourd’hui exclusivement à la charge d’EDF. Il est en théorie compensé par la CSPE, qui est une taxe sur les consommations d’électricité.

Mon analyse du dispositif est, sur ce volet, plus critique, ce qui me conduira, si vous me le permettez, à formuler quelques propositions.

Comme vous le savez, la loi prévoit que : « Les charges imputables aux missions de service public assignées aux opérateurs électriques sont intégralement compensées. » C’est le cas.

Ces charges sont en très forte hausse depuis plusieurs années, principalement du fait du développement des énergies nouvelles. Or le montant de la CSPE n’a pas suivi l’évolution de ces charges.

Le déficit de compensation cumulé d’EDF s’élevait, à la fin de l’année 2011, à 3,8 milliards d’euros. Ce déficit pèse évidemment sur son bilan et sur sa dette. Il se traduit par des charges financières évaluées à environ 1 milliard d’euros sur la période. Un rattrapage doit être fait et les charges financières doivent être prises en compte dans les charges à compenser.

Pour faire face à l’augmentation des charges, il faudrait que la CSPE dépasse 20 euros le mégawattheure avant 2020, dont 15 euros le mégawattheure au moins du fait des énergies renouvelables.

Le dispositif de financement doit être aménagé. Quelles sont les solutions imaginables ? Une piste mérite, selon moi, d’être examinée. Le financement du soutien aux énergies nouvelles pourrait être assuré autrement que par la CSPE. Ce soutien répond à des objectifs de politique économique dans les secteurs de l’environnement, de l’industrie, de l’emploi, de l’aménagement du territoire. Il n’a donc pas lieu d’être financé par les seuls consommateurs d’électricité, celle-ci étant l’énergie la moins carbonée. Ce financement pourrait être assuré par un fonds alimenté par une assiette beaucoup plus large que la seule consommation d’électricité.

Tels sont, monsieur le président, monsieur le rapporteur, madame, messieurs les sénateurs, les réponses que je souhaitais apporter aux questions qui m’ont été adressées.