COMPTES RENDUS DE LA COMMISSION DES AFFAIRES ECONOMIQUES

- Présidence de Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente -

La réunion est ouverte à 9 h 30.

Audition de M. Xavier Piechaczyk, président du directoire de Réseau de transport d'électricité (RTE)

Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente. - Nous avons le plaisir d'accueillir aujourd'hui M. Xavier Piechaczyk, président du directoire de Réseau de transport d'électricité (RTE), pour échanger avec lui sur l'actualité du secteur de l'énergie, et notamment le devenir de notre mix électrique.

Le 25 octobre dernier, le Président de la République a annoncé l'examen d'une loi pour déterminer notre mix énergétique en décembre, ainsi qu'une consultation sur la future programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) en octobre.

Cette annonce, qui reste pour l'heure à concrétiser, est positive pour les droits du Parlement et la transition énergétique. Je rappelle que c'est le Sénat, et singulièrement notre commission qui, dans la loi « Énergie-Climat » de 2019, a posé le principe d'une loi de programmation sur l'énergie prévalant sur tous les documents réglementaires, dont la PPE. Ce faisant, il s'est agi de replacer la représentation nationale au coeur de la transition énergétique, en faisant prévaloir le Parlement sur le Gouvernement, le politique sur la technique, pour relever les défis, colossaux, qui sont devant nous.

C'est dans ce contexte que nous avons souhaité entendre RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité, dont les missions, je le rappelle, sont d'assurer l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité, d'opérer la transition énergétique en adaptant les réseaux et d'éclairer la décision des pouvoirs publics sur les questions énergétiques.

Parmi les travaux de prospective désormais bien connus de RTE figure son étude Futurs énergétiques 2050, publiée en octobre 2021 et actualisée en juin 2022 et en septembre 2023.

Je souhaiterais donc recueillir votre point de vue sur cinq aspects de votre étude.

Le premier aspect concerne le mix électrique.

Selon cette étude, six mix sont proposés à l'horizon 2050, allant de 100 % d'énergies renouvelables à 50 % d'énergie nucléaire. Les coûts d'investissement du scénario le plus renouvelable seraient supérieurs de 200 milliards d'euros à ceux du plus nucléarisé. Cela signifie-t-il que l'énergie nucléaire est indispensable pour contenir les coûts de production de l'électricité ?

Le second aspect a trait à la relance de l'énergie nucléaire.

Pour conserver un mix majoritairement nucléarisé à l'horizon 2050, quatorze EPR2 et 4 gigawatts (GW) de SMR seraient requis, pour votre étude. Y a-t-il urgence à décider de la construction des huit EPR2 supplémentaires, en plus des six annoncés par le Président de la République, dans son discours de Belfort du 10 janvier 2022, compte tenu des délais de développement incompressibles ?

Le troisième aspect porte sur l'évolution de la consommation d'électricité.

Selon votre étude, la consommation d'électricité pourrait atteindre 640 térawattheures (TWh) dès 2035, pour réaliser les objectifs de décarbonation et d'industrialisation. C'était le niveau attendu pour 2050 dans l'ancien scénario de référence de RTE ! Dans ce contexte, faut-il construire davantage de réacteurs que les quatorze EPR2 et 4 GW de SMR ? Je rappelle que RTE avait indiqué, à titre illustratif, qu'un effort d'adaptation du mix de production porté par la seule filière nucléaire, associé à une perspective de réindustrialisation profonde, représentait neuf EPR2 : est-ce toujours le cas ?

Un autre aspect vise la maîtrise de la consommation d'électricité.

Pour faire face à la hausse de cette consommation, quatre leviers sont identifiés par votre étude : l'efficacité énergétique, jusqu'à 100 TWh, la sobriété, jusqu'à 60 TWh, la production d'électricité renouvelable, jusqu'à 320 TWh, et la production d'électricité nucléaire, jusqu'à 400 TWh. Le levier de l'efficacité énergétique ne nécessite-t-il pas d'accélérer sur les rénovations énergétiques ? Je rappelle que le nombre de rénovations performantes globales ne dépasse pas 100 000 contre des objectifs de 370 000 en 2030 et 700 000 en 2050 selon l'actuelle stratégie nationale bas-carbone (SNBC). S'agissant du levier de la sobriété énergétique, quels sont les gestes nécessaires à son atteinte et qui doit les supporter : les administrations, les professionnels, les particuliers ? Enfin, les rythmes de déploiement des énergies renouvelables comme nucléaire sont-ils bien réalistes au regard des capacités industrielles des filières ?

Le dernier aspect concerne la souveraineté énergétique de la France.

Avec une consommation énergétique composée à 60 % d'énergies fossiles, la facture énergétique de la France s'élève entre 25 et 100 milliards d'euros. L'étude de RTE estime que l'électrification peut permettre de réduire cette facture énergétique de 5 à 10 milliards d'euros. Ne doit-on pas faire plus ? Et par quels leviers : la diminution de la consommation d'énergies fossiles mais aussi la production en France de biogaz et de biocarburants ne peuvent-ils pas y contribuer ?

Enfin, je souhaiterais compléter mon propos par une question plus directement liée à mon territoire des Alpes-Maritimes ainsi qu'au département du Var. Le 11 octobre dernier, 250 000 foyers ont été privés d'électricité entre 20 heures et 21 h 45 sur la ligne à haute tension de 400 000 volts qui relie Tavel à Carros. Contrairement au « black-out » que nous avons connu en 2018, le filet de sécurité a permis d'éviter le pire. Pour autant, cette panne ne manque pas de nous interroger sur les garanties en matière de sécurité d'approvisionnement électrique qui avaient été apportées par RTE lors de l'installation de ce dispositif. À l'approche de l'hiver, les habitants des départements des Alpes-Maritimes et du Var attendent des clarifications à ce sujet. Que pouvez-vous leur dire ?

Je vous laisse répondre à ces premières questions. Nos collègues rapporteurs qui ont eu à traiter de sujets liés à l'énergie à l'occasion de projets de loi ou de missions d'information, Daniel Gremillet, Patrick Chauvet, Jean-Jacques Michau, Fabien Gay et Pierre Cuypers vous interrogeront ensuite, avant nos autres collègues.

Je vous remercie.

M. Xavier Piechaczyk, président du directoire de Réseau de transport d'électricité (RTE). - Merci, madame la présidente.

Je suis accompagné de Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, notamment en charge des sujets de prospective.

Nous allons tour à tour vous présenter l'essentiel du bilan prévisionnel qui est sous vos yeux.

Cette étude constitue une mise à jour de celle que nous avons publiée fin 2021 et qui nous a demandé beaucoup de travail dès 2019.

Ce travail vaut toujours à l'échéance 2050. Il décrit six chemins possibles d'électrification de la France qui dépendent in fine de choix politiques. Depuis que nous avons publié Futurs énergétiques 2050, des choses nouvelles se sont produites justifiant qu'on mette à jour la première période de cette séquence.

Entre aujourd'hui et 2050, nous avons découpé le temps en deux, entre aujourd'hui et 2035 et entre 2035 et 2050. Nous avons actualisé la première période du chemin vers la neutralité à l'échéance 2035.

Que s'est-il passé depuis 2021 ?

En premier lieu, la France s'est engagée dans le « Fit for 55 ». En 2020-2021, le sujet était en discussion au sein des institutions européennes.

Ceci nous oblige, l'Union européenne ayant décidé de durcir ses objectifs de baisse des émissions carbone d'ici 2030 en les abaissant à 55 % par rapport à 1990.

Ce nouvel objectif dont s'est dotée l'Union nous oblige à une forme d'accélération. C'est pourquoi il nous fallait actualiser cette première période.

D'autres éléments ont justifié cette mise à jour.

Tout d'abord, le pays s'est engagé dans une forme de réindustrialisation pour des raisons économiques et des raisons postérieures à la crise de la Covid-19, la France ayant constaté des trous dans son tissu industriel en matière de production de certains biens. Ce mouvement s'est transformé en politique publique, certains grands industriels mondiaux promettant des investissements sur le sol français. On est là dans une démarche de souveraineté industrielle.

Est venue dans le débat la question de la souveraineté en termes d'énergie, conséquence de la guerre en Ukraine, avec les fortes tensions sur les approvisionnements de pétrole et de gaz fossiles, qui ont placé au centre du jeu la question de sortir plus vite de notre dépendance au pétrole et au gaz fossiles.

L'ensemble de ces phénomènes justifiait cette mise à jour, car ils comportent tous une forme d'accélération du mouvement vers la neutralité carbone pour plusieurs raisons.

Cette mise à jour décrit toujours la grande bascule des énergies fossiles vers des énergies décarbonées. L'électricité ne sera pas demain la seule énergie décarbonée. Il y a aussi ce qui viendra des bioénergies, notamment le biogaz. Ce dont on est sûr aujourd'hui, c'est que si l'on veut atteindre notre jalon de 2030, être sur la bonne trajectoire en 2035 et à l'heure en 2050, il faut que la France s'électrifie vite, l'électricité devant être produite par des moyens décarbonés.

C'est déjà le cas, puisque notre électricité est à plus de 90 % décarbonée grâce au nucléaire, d'une part, et au développement des énergies renouvelables, dont l'hydroélectricité, d'autre part.

Notre enjeu est là. La France consomme plus de 60 % d'énergies fossiles toutes énergies confondues. Le premier défi est de se demander comment le pays, d'ici 2050, peut arrêter de dépendre à 63 % de sa consommation d'énergie finale du pétrole et du gaz fossiles, sachant que ceux-ci ne sont pas produits sur le sol français et nous rendent dépendants de pays avec qui les relations politiques ne sont pas toujours au beau fixe. On retombe sur le sujet de la souveraineté.

C'est aussi une question financière, puisque la facture énergétique, essentiellement pétrolière et gazière, de la France s'élevait à 120 milliards d'euros en 2022 et à 50 milliards d'euros en moyenne sur les dix dernières années. Il ne s'agit pas ici d'investissements réalisés sur le sol français, mais d'une facture d'énergie que l'on paie à d'autres.

On parle de 2 milliards d'euros pour le développement de notre système électrique. Ces chiffres peuvent vous paraître importants, mais on doit les citer : c'est un bon ordre de grandeur pour remettre à sa place ce que peut coûter le système électrique de demain. Il peut nous conduire à une neutralité carbone tout à fait accessible pour les industriels et les ménages français.

Lorsque nous établissons des documents prospectifs, nous travaillons toujours avec plusieurs scénarios.

Tout cela est toujours fait à l'issue d'une très grande concertation avec l'ensemble des parties prenantes, au cours de laquelle nous testons, analysons et débattons de l'ensemble de nos hypothèses.

Dans le document, nous avons décrit trois futurs énergétiques possibles à l'échéance 2035.

Nous décrivons des chemins. RTE ne fait pas de prédictions, mais analyse les paramètres et les politiques publiques du moment, intègre les paramètres macroéconomiques et dessine des chemins possibles. Il revient ensuite aux politiques - exécutif, représentation nationale - de faire des choix.

Les trois chemins possibles à l'échéance 2035 sont la première étape vers 2050. Le premier est le scénario A. Nous l'avons appelé le scénario de référence - on pourrait même dire le scénario souhaitable - pour être au rendez-vous de nos ambitions. Il permet de combiner l'accélération de la décarbonation, tout en renforçant notre réindustrialisation et notre souveraineté en matière d'énergie.

Chez nous, ce scénario est décliné en plusieurs variantes. C'est ce qui nous conduit à dessiner une trajectoire de consommation, si la France veut atteindre ses objectifs, centrée à 615 TWh en 2035, 640 étant la trajectoire haute.

Pour revenir à la référence de Futurs énergétiques 2050, cela correspond aux trajectoires de consommation de réindustrialisation profonde déjà décrites en 2021, combinées à une électrification accélérée, conséquence du « Fit for 55 ».

On est donc dans une réindustrialisation profonde et une électrification accélérée. Lorsqu'on cumule les consommations dans cette perspective, on arrive à un ordre de grandeur de 615 TWh de consommation pour la France en 2035. Encore faut-il réussir sa bascule vers l'électrification.

Aujourd'hui, la France consomme un peu moins de 450 TWh par an. La marche est élevée. C'est contre-tendanciel car, depuis plus de dix ans, la consommation de l'électricité de la France stagne ou baisse.

Elle stagnait structurellement et elle a baissé pour des paramètres exogènes à nos politiques publiques, notamment la crise de la Covid-19. Si les paramètres macroéconomiques mondiaux restent ce qu'ils sont et si la reprise est plus lente, cela décalera cette contre-tendance.

Le jalon de 2035 nous conduit à réaliser une estimation de consommation souhaitable de 615 TWh. On a testé deux autres scénarios.

Outre le fait que nous souhaitons éclairer le débat parlementaire et les décisions publiques, notre travail est aussi d'assurer la sécurité d'approvisionnement électrique, et on doit se préoccuper de l'ensemble des scénarios. Nous réalisons donc toujours un certain nombre de scénarios alternatifs ou dégradés.

Nous avons donc testé un scénario B et un scénario C. Dans le scénario B, la France est en retard dans son électrification et elle pourrait aussi être en retard dans la manière dont elle installe des énergies renouvelables, mais il s'agit essentiellement d'un monde dans lequel la France peine à basculer du pétrole et du gaz fossiles à l'électricité. Cela veut dire qu'en 2035, la France consommera un peu moins et qu'on atteindra alors moins bien nos objectifs de réindustrialisation et de souveraineté en matière d'énergie. On a testé un scénario avec trois ans de retard et un autre avec cinq ans de retard.

Nous avons testé un autre scénario, celui d'une mondialisation contrariée. Que se passe-t-il si le contexte macroéconomique mondial reste ce qu'il est, avec une inflation haute, des taux d'intérêt hauts, des matières premières chères, une consommation structurellement plus élevée, un renchérissement des coûts d'équipement nécessaires à la transition énergétique, une augmentation des coûts de financement de la production due aux taux d'intérêt hauts ?

Bien évidemment, la réindustrialisation française ne s'envisage pas de la même manière si les taux d'intérêt redeviennent bas, parce que les capacités d'emprunt des entreprises ne sont pas les mêmes. Si la consommation des Français reste basse, cela tire l'économie française à la baisse.

La question à laquelle nous tentons de répondre est celle de savoir comment réaliser cette transition énergétique, parvenir à la neutralité et atteindre nos jalons 2035 dans un monde économiquement adverse.

Il n'y a pas contradiction entre Futurs énergétiques 2050 et la mise à jour que nous avons publiée. Cette mise à jour se situe sur la borne haute des trajectoires de consommation que nous avons décrites en 2021.

Le scénario dans lequel la France atteint ses objectifs, ses ambitions et ses engagements européens, se réindustrialise et accélère son indépendance énergétique est le scénario A. Cela amène à une consommation de 615 TWh, soit 30 % de plus qu'aujourd'hui.

Sur quels paramètres jouer pour couvrir cette consommation ? Pour que l'ensemble du système opère, nous avons dit qu'il fallait jouer sur quatre leviers en même temps : la sobriété, l'efficacité, l'énergie nucléaire et les énergies renouvelables.

Il faut continuer à être efficace lorsqu'on consomme de l'électricité. C'est l'ensemble des dispositifs techniques qui nous permettent de consommer moins pour un même usage : lorsque vous changez votre frigidaire, le nouveau consomme moins car les constructeurs font des efforts en matière de consommation d'énergie - et c'est vrai pour tout. C'est ce qu'il faut poursuivre.

On intègre aussi dans ce concept la rénovation thermique, qui est un dispositif technique qui permet de consommer structurellement moins d'électricité. Nous l'avons dimensionnée à 100 TWh d'ici 2035. Cela suppose un certain nombre d'efforts en matière de rénovation thermique.

Le deuxième levier est celui de la sobriété, des changements de comportements, d'usages et de consommation.

La première sobriété qu'il convient d'observer, je veux le dire ici très officiellement, porte sur les énergies fossiles - mais nous avons aussi besoin pour atteindre ces objectifs très rapprochés de 2030 et de 2035 d'une sobriété en matière d'électricité. Nous avons donc décrit deux mondes. Le premier est celui d'une sobriété obtenue par des gestes simples, dimensionnée à 25 TWh. C'est celle dont les Français ont fait preuve l'hiver dernier. Pour un ménage, cela concerne sa température de chauffage, le réglage de son ballon d'eau chaude et son éclairage.

Nous avons par ailleurs testé un monde avec une sobriété renforcée, qui suppose des changements de comportements plus structurels, notamment sur les questions de mobilité et de consommation. De ce point de vue, les Français nous disent qu'ils ne sont pas tous prêts à entrer dans ce monde-là. Je vous renvoie à deux enquêtes réalisées en juin dernier avec Ipsos, qui sont en ligne sur notre site internet, auprès d'un panel représentatif de 12 000 Français. Nous leur avons demandé s'ils étaient prêts à observer une certaine sobriété. Je vous renvoie à ces documents.

Dans le scénario central, nous avons donc retenu une sobriété de 25 TWh, celle des gestes simples. On n'est pas dans un monde de pénurie, mais dans un monde de « chasse au gaspi ». C'est le deuxième levier, mais il faut qu'on l'active aussi pour atteindre l'objectif du « Fit for 55 » et celui de 2035, qui conduit à 2050.

Il existe deux autres leviers en matière de production.

Tout d'abord, nous avons dit qu'une production à 400 TWh par an était souhaitable et avons tablé sur 360 TWh par an. C'est une hypothèse volontairement prudente, qui intègre Flamanville 3, le projet d'EPR en cours de mise en service.

En 2035, il n'y aura pas d'EPR2. On est là avant le déploiement du programme du nouveau nucléaire. Le complément repose sur les énergies renouvelables. Cela nous projette dans un monde où il faudrait que la France produise un minimum de 270 TWh d'énergies renouvelables par an - et jusqu'à 320 TWh par an dans l'idéal.

Aujourd'hui, la France produit 120 TWh d'énergies renouvelables, dont 60 TWh pour l'hydroélectricité et 60 TWh pour les éoliennes offshore ou terrestres et le photovoltaïque. On peut faire croître un peu le potentiel d'hydroélectricité français, mais ce ne sera pas déterminant d'ici 2035. L'enjeu repose donc sur le photovoltaïque et l'éolien.

En ordre de grandeur, il faudrait que la France, d'ici 2035, multiplie par quatre le volume de production annuel d'électricité issue de ces modes de production. On est dans des proportions largement inférieures à celle de nos voisins européens.

Ce que je dis là n'est pas un parti pris. J'ai évoqué le socle nucléaire. On a fait des hypothèses concertées. Il faut donc trouver des moyens de production complémentaires, qu'on a le temps de construire d'ici 2035. Quels sont-ils ? Il s'agit essentiellement du photovoltaïque et de l'éolien.

Qu'est-ce que cela veut dire en termes de proportion dans le mix électrique ? Je commencerai par le solaire. Je parlerai de rythme annuel afin de mieux mesurer l'effort nécessaire. On a dit qu'en matière de photovoltaïque, il faudrait que la France soit sur le rythme de 4 GW par an minimum, avec un objectif souhaitable de 7 GW par an. C'est une fourchette.

Cela représente-t-il une grosse différence par rapport à aujourd'hui ? Pas vraiment. Historiquement, le photovoltaïque était plutôt à 2 GW par an, mais je crois que 2023 devrait finir à 3 GW.

Quant à l'éolien, on a repris à notre compte l'hypothèse du Gouvernement, qui a été largement débattue devant votre assemblée, de 18 GW d'éolien offshore en 2035. Aujourd'hui, des appels d'offres sont décidés, pour environ 10 GW. Ce sont des projets que nous raccordons. Saint-Nazaire est en service. Bientôt Saint-Brieuc, Courseulles-sur-Mer, Fécamp et Dunkerque le seront.

La concertation avec les parties prenantes nous a conduits à tester trois scénarios de développement d'éolien terrestre, un scénario dit de rythme lent, à 0,7 GW par an, un autre à un rythme médian, à 1,5 GW par an, et un dernier à un rythme haut, à 2 GW par an. 0,7 GW par an représente deux fois moins de développement d'éolien terrestre qu'aujourd'hui, notre rythme actuel étant de 1,5 GW par an.

Le scénario médian consiste à continuer le rythme de développement d'aujourd'hui. C'est ce que nous avons retenu dans notre hypothèse centrale.

Il y a enfin le scénario où on accélérerait l'éolien terrestre pour le passer à 2 GW par an. Aujourd'hui, de manière effective, la France fait 1,5 GW par an.

Les chiffres peuvent être effrayants en volume de production annuelle, mais dès qu'on parle de rythme, dès lors qu'on arrive à faire 18 GW d'éolien maritime, on est dans un monde qui ne relève pas du bouleversement des rythmes actuels. Certes, il s'agit d'un effort, mais on est dans des ordres de grandeur comparables avec ceux d'aujourd'hui.

Je sais que l'éolien terrestre fait discussion. Je veux donner ici un ordre de grandeur. La France pourrait décider de passer à un rythme de développement de l'éolien terrestre de 0,7 GW par an, soit deux fois moins qu'aujourd'hui. C'est toujours possible, mais il nous manquerait de la production d'électricité.

Cela voudrait dire qu'il faudrait faire baisser la consommation, et on se retrouverait dans un monde sobre. Cet éolien terrestre manquant représenterait environ 20 TWh. En ordre de grandeur, si je divise par deux le rythme de développement de l'éolien terrestre, le défi de la France sera d'adopter non plus une sobriété des gestes simples, mais une sobriété beaucoup plus structurelle qui, elle aussi, posera des questions si ce n'est d'acceptabilité du moins d'adhésion d'une grande partie de la population française.

J'ai dit que notre socle nucléaire étudié ne comportait pas d'EPR2. Officiellement, les nouveaux EPR2 n'entreront pas en service d'ici 2035. On se met là dans la perspective de développement des quatorze tranches d'EPR2 d'ici 2050, arbitrée à Belfort. C'est une nouvelle donnée.

J'en profite, madame la présidente, pour répondre à l'une de vos interpellations au sujet du mix : nous avons démontré dans Futurs énergétiques 2050 qu'avec un mix comportant du nouveau nucléaire, avec des hypothèses de coût de l'ordre de 52 milliards d'euros de l'époque, les scénarios étaient, en coût complet, moins onéreux pour la collectivité que ceux tendant vers le 100 % renouvelable.

Le coût complet pour la collectivité n'est pas le seul paramètre qui compte dans la décision politique. De toute façon, ce n'est pas à nous à donner notre avis sur une éventuelle préférence technologique. Nous documentons ces chemins et, dans Futurs énergétiques 2050, nous avons démontré une différence pour la collectivité de coût complet, et non de prix. On est toujours dans ce scénario.

Nous avons pris comme hypothèse l'option française retenue qui était de quatorze EPR2 d'ici 2050. En faudrait-il plus ? Je ne suis pas sûr que la question se pose ainsi, puisque nous atteindrons probablement un certain nombre de limites industrielles d'ici 2050.

Il ne s'agit pas de quatorze EPR2 en cours de construction mais de quatorze EPR2 couplés au réseau et qui produisent tous à leur puissance maximale. C'est les scénarios « N02 » et « N03 ». Nous avons également fait l'hypothèse d'un certain nombre de SMR mis en service d'ici 2050. Cette hypothèse est toujours valable, compte tenu des annonces faites par EDF dans son projet Nuward. De ce point de vue, rien ne change.

Je passe la parole à Thomas Veyrenc à propos de la question de la flexibilité, des sujets économiques et des coûts.

M. Thomas Veyrenc, directeur général des pôles en charge de l'économie, de la stratégie et des finances de RTE. - Je mettrai l'accent sur quelques résultats importants de l'étude, et en premier lieu sur la sécurité d'approvisionnement et l'équilibre du système. Le premier résultat à court terme est une perspective d'amélioration de la situation en matière de sécurité d'approvisionnement électrique.

Il est vrai que l'on sort d'une période où on a eu une augmentation du risque pour des raisons structurelles, avec deux grands facteurs précisément documentés. Le premier est la fermeture des centrales au charbon et au fioul, un peu avant 2010. C'est un phénomène qui a été assez largement anticipé, et qui s'est déroulé peu ou prou comme ce que l'on pensait il y a dix ans.

Le deuxième facteur structurel, c'est la dégradation de la disponibilité des réacteurs nucléaires, avant même la crise de la corrosion sous contrainte, avec la montée en charge des travaux de prorogation des réacteurs et la désorganisation des plannings liés à la crise de la Covid-19. Ce facteur a plus pesé que ce qui avait été prévu dans les années 2010.

Il y a eu aussi un facteur conjoncturel, celui de 2022, année qui marque, en France, la crise de la production nucléaire du fait de la crise de la corrosion sous contrainte et - on le cite assez peu - la très faible production de l'hydraulique, la moins importante depuis 1976.

On est en train de sortir de la crise du nucléaire. Des mises en service sont annoncées ces prochaines années, notamment sur les renouvelables, avec l'éolien solaire, les gros parcs en mer et la mise en service de l'EPR. À l'horizon 2025, on est sur une perspective d'amélioration de la situation en la matière.

Le point important de notre analyse est l'horizon 2030. J'en tirerai deux grands enseignements. Le premier, c'est qu'il faut développer la flexibilité et le stockage. Concrètement, il s'agit de moduler la consommation d'une usine ou d'un électrolyseur produisant de l'hydrogène, de déplacer des charges de voitures électriques de quelques heures par jour et de pouvoir stocker.

L'analyse économique est facile à faire : elle est très favorable. Ce sont des moyens peu coûteux. Le risque est que cela reste une déclaration d'intention. La proposition que nous avons faite dans le bilan prévisionnel est de passer à cette flexibilité et à ce stockage suivant trois axes.

Le premier axe est celui du déploiement d'équipements. On suit bien le nombre d'éoliennes et de panneaux solaires qu'on installe : on peut faire la même chose pour les équipements connectés qui vont permettre cette modulation.

Le deuxième axe concerne le renforcement des incitations économiques, c'est-à-dire les grilles tarifaires.

Le troisième axe, qui nous semble essentiel, consiste à piloter et à vérifier l'effet agrégé de ces flexibilités. Le seul juge de paix est, pour nous, la courbe de consommation nationale. Concrètement, il faut que nous soyons en mesure de faire des tests pour démontrer que ces flexibilités fonctionnent et rendent un service équivalent à celui d'un moyen de production.

La flexibilité et le stockage permettent de gérer des problématiques courtes en matière de sécurité d'approvisionnement. Il s'agit de déplacer et de résoudre des problèmes de quelques heures dans une journée. Ce n'est pas suffisant. On peut avoir de grandes périodes de froid, qui durent plusieurs jours consécutifs.

Il faut donc d'autres moyens. Il existe plusieurs possibilités. La première repose sur le nucléaire. Or il n'y aura pas de réacteurs en plus. On parle donc bien de la façon dont sont disponibles les réacteurs actuels. Si on arrive à avoir 55 GW de disponibilité du parc tout l'hiver, ce qu'on avait dans les années 2010, on n'a pas besoin de moyens supplémentaires.

La deuxième possibilité consiste à combiner le niveau haut de sobriété structurelle et le niveau plus haut de déploiement des énergies renouvelables. Là encore, on réduit le besoin et on respecte les critères en matière de sécurité d'approvisionnement.

Une troisième option serait d'avoir plus de moyens hydrauliques réversibles, avec de grands barrages : ce sont les fameuses stations de transfert d'énergie par pompage (STEP). La possibilité d'y arriver, d'ici 2030, est questionnable. On l'a mentionnée parce que je ne voudrais pas qu'on dise que ce n'est pas une option techniquement possible. En revanche, il me semble peu crédible de compter uniquement là-dessus.

Il existe par ailleurs des moyens thermiques. Il y a là encore trois sous-solutions. La première consiste à faire comme certains de nos voisins, en conservant quelques centrales thermiques au fioul ou au charbon pour les mettre en réserve. Elles ne peuvent plus fonctionner, sauf en cas de péril imminent.

La deuxième sous-solution consiste à conserver les dernières centrales au charbon mais en recourant à d'autres combustibles décarbonés, notamment la biomasse, qui doit fonctionner assez sans trop puiser dans le gisement.

La troisième sous-option est d'avoir de nouveaux moyens thermiques, mais décarbonés et adaptés aux besoins. Ce ne sont pas des centrales à gaz, mais des centrales qui pourraient fonctionner durant un très faible nombre d'heures avec du biofioul, du biométhane ou de l'hydrogène.

On aurait besoin de ces trois possibilités dans des volumes limités, et si l'on recourt au nucléaire, au doublé sobriété-énergies renouvelables au maximum ou hydraulique, on n'a pas besoin de cette solution dans notre scénario de référence.

Je voudrais dire un mot des enseignements qu'on a tirés sur la relation entre la France et les pays européens voisins. On a testé différentes hypothèses car les pays voisins, comme le nôtre, se posent des questions sur leur trajectoire de transition.

Nous en avons tiré quelques enseignements. Le premier est un haut niveau de certitude sur le fait que l'interconnexion a apporté des bénéfices considérables au cours des dernières années en matière de sécurité d'approvisionnement.

En couplant les systèmes électriques qui n'avaient pas les mêmes profils de risques, on a amélioré la résilience de chacun, et cela a pour effet de gommer les conséquences techniques des spécificités nationales.

Deuxième enseignement : ce sera moins le cas à l'avenir. En effet, tous les pays européens, peu ou prou, vont faire la même chose et déployer à court terme de l'éolien et du solaire. Il existe donc des modes communs, ce qui explique que nous soyons prudents sur l'apport futur des interconnexions en matière de sécurité d'approvisionnement et que nous considérons que les besoins de flexibilité de la France vont beaucoup reposer sur ce qu'on y développe.

Cela ne veut pas dire qu'il ne faut pas réaliser de nouvelles interconnexions, au contraire : on en aura besoin pour importer de temps en temps et pour exporter la plupart du temps.

L'interconnexion a un très bon bilan économique carbone dans la mesure où, si on parvient à déployer notre parc de production, la France restera un grand exportateur d'électricité. Elle le redevient en 2023. Grâce à un parc d'électricité très décarboné, ces exportations conduisent à une réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) à l'échelle de l'Europe.

Concernant la question économique, le contexte général est celui que vous avez rappelé en introduction, madame la présidente, d'une réduction des importations de pétrole et de gaz fossiles.

Vous avez demandé si l'on pouvait faire mieux que 5 à 10 milliards d'euros de réduction de la facture fossile. J'aurais tendance à dire que ce serait bien de parvenir à 5 à 10 milliards d'euros. On ne va en effet pas changer de modèle énergétique en un claquement de doigts. Même si le débat français s'est polarisé sur les questions de mix électrique, renouvelable et nucléaire, nous dépendons à 60 % des énergies fossiles. Dans le scénario A, nous réduisons déjà cette dépendance entre 2030 et 2035. On arriverait en fait à économiser 190 milliards d'euros sur la période concernant les importations de pétrole et de gaz fossiles.

Cela nécessite des investissements massifs dans le secteur de la production. Il s'agit d'un triplement du rythme par rapport à la décennie 2010. Ce chiffre n'est pas totalement nouveau. On l'avait déjà dans Futurs énergétiques 2050. La séquence d'investissement est simplement plus concentrée sur la période 2020-2030 ou 2025-2035. Ceci est mécanique, les objectifs climatiques étant rapprochés, en 2030. Pour réindustrialiser, il faut investir et aller plus vite.

Même dans ce contexte, la France conserve un mix compétitif à l'échelle européenne. L'indicateur clé est pour nous le coût de production à long terme du système. Il augmente un peu entre 2020 et 2025, le coût du nucléaire croissant aussi. On met en service un certain nombre de têtes de série, que ce soient les parcs éoliens en mer ou l'EPR de Flamanville.

En revanche, comme on met en service des énergies renouvelables compétitives par rapport au système, ce coût moyen de production est stable ou en légère baisse par la suite. Tout cela démontre que la France, avec cette stratégie énergétique, conserve une trajectoire d'évolution du mix tout à fait contrôlée.

Tout cela ne nous dit rien des prix. Nous considérons toujours indispensables des éléments de réforme. Les prix sur le marché de gros vont demeurer assez durablement régis par les équilibres européens, où l'on trouve les trois quarts du temps des centrales fossiles appelées. Cela veut dire qu'il y aura toujours une sensibilité de ces prix sur le marché de gros. Dès que le prix du gaz sera élevé, les prix du marché de gros de l'électricité seront élevés.

C'est pourquoi on considère qu'il faut garder ce qui fonctionne, comme l'interconnexion technique du système, les signaux de prix de court terme, et donner de la visibilité en permettant des engagements de long terme, que ce soit par des régulations publiques ou des contrats privés.

J'aurais pu parler de l'industrie de l'hydrogène, du chauffage ou de la mobilité : je n'en ai pas le temps. J'aurais également pu évoquer ce qu'il y a à faire sur le réseau, qui fait face aux mêmes problématiques industrielles, mais c'est plutôt pour 2024 que nous préparons le schéma directeur.

Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente. - Merci. La parole est aux rapporteurs.

M. Daniel Gremillet, rapporteur sur les projets de loi « Pouvoir d'achat » et « Nouveau nucléaire ». - Ma première question concerne la différence d'appréciation entre vos propos et les annonces de la ministre chargée de la transition énergétique sur la future PPE, qui a évoqué une multiplication par deux voire par trois du solaire et une augmentation annuelle de 2 GW de l'éolien. Vous nous avez fait part de la nécessité d'un niveau bien supérieur. Comment tout cela peut-il être cohérent ?

Par ailleurs, concernant la capacité de production d'énergie nucléaire, nous étions à 280 TWh en 2022. Le décalage est donc très important.

Je voudrais aussi vous interroger sur la question de l'hydroélectricité, qui nous offre une capacité de production très intéressante. Vous avez évoqué les STEP, qui pourraient être très complémentaires à l'éolien et au photovoltaïque, et qui peuvent être construites dans un laps de temps bien plus court.

J'aimerais également connaître votre point de vue sur la stratégie en matière d'hydrogène. L'Allemagne a décidé d'en importer. La France considère comme nécessaire de le produire sur notre territoire. Préférez-vous sa production ou son importation ? Sur le plan des usages, faut-il le réserver à l'industrie ou aux transports ?

Par ailleurs, vous avez estimé nécessaire de porter les investissements liés à la transition énergétique entre 25 à 35 milliards d'euros par an. Or chaque région, suite à la loi « Climat-Résilience » de 2021, est en train de définir son schéma énergétique futur et celui du transport des énergies renouvelables. J'ai présidé durant douze ans le Comité de concertation pour la région Lorraine. Entre le moment où on décide de créer une nouvelle ligne et celui où elle est construite, il se passe du temps. Comment tout cela peut-il s'articuler ?

S'agissant du coût, je voudrais vous entendre sur la réforme du marché européen de l'électricité, la taxonomie verte européenne et le règlement « Industrie zéro émission » : sont-ils à la hauteur quant à la place accordée à l'énergie nucléaire ?

Quel est votre avis sur le débat national en cours sur le dispositif de régulation devant succéder à l'accès régulé à l'électricité nucléaire (Arenh), votre étude estimant que le dispositif actuel ne couvre pas les coûts de l'opérateur et protège peu les consommateurs des hausses de prix ? EDF, je le rappelle, évalue ces coûts à 74,80 euros par MWh sur la période 2026-2030 contre 60,7 euros par MWh pour la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Quelle est la position de RTE ?

Autre sujet d'importance, quelle garantie pouvez-vous nous apporter en termes de sécurité d'approvisionnement électrique ? Par temps calme, les éoliennes tournent peu. Dès lors que tous les pays sont sur du renouvelable et du photovoltaïque, les conditions météorologiques et les interconnexions européennes sont déterminantes.

Enfin, estimez-vous adapté le cadre législatif fixé par la loi « Nouveau nucléaire », du 22 juin 2023, qui a intégré les ouvrages de raccordement au réseau de transport d'électricité au champ des réacteurs nucléaires bénéficiant de souplesses administratives, et celui issu de la loi « Pouvoir d'achat », du 16 août 2022, qui a confié au gestionnaire du réseau de transport d'électricité certaines compétences pour valoriser les effacements ou réquisitionner les stockages ?

M. Xavier Piechaczyk. - Les volumes affichés par la ministre chargée de l'énergie sont compatibles avec les ordres de grandeur que nous avons donnés en matière de renouvelable, qu'il s'agisse de photovoltaïque ou d'éolien terrestre. Par ailleurs, nous avons repris à notre compte l'objectif de 18 GW d'éolien offshore en 2035.

C'est compatible avec le rythme de croissance annuel, en termes de nouvelles installations et de cibles de production d'électricité attendues.

Concernant le nucléaire, vous avez raison : la production était largement en dessous de 300 TWh l'an dernier du fait du phénomène de corrosion sous contrainte, mais le parc nucléaire subit et subira un certain nombre d'opérations de maintenance et de réinvestissement dans les années qui viennent, ce qui conduit à baisser légèrement sa disponibilité moyenne. C'est pourquoi nous avons pris l'hypothèse prudente de 360 TWh de production d'énergie nucléaire moyenne par an. Nous n'y sommes pas encore, mais on se projette en 2030 et  2035. C'est tout à fait raisonnable à cette échéance.

J'insiste sur le fait que nous avons bien dit que retrouver le rythme de production nucléaire historique de 400 TWh par an est une cible qu'il est souhaitable d'atteindre. Cela reste souhaitable.

Notre travail est de tester des mondes dans lesquels on n'arrive pas à atteindre ces objectifs. C'est pourquoi nous avons pris cet objectif prudent.

La loi « Nouveau nucléaire » nous permet d'accélérer le raccordement de ces nouvelles centrales. C'est de bonne politique : un moyen de production qui n'est pas raccordé ne sert à rien.

Il ne faut pas se retrouver dans un monde où le réseau serait structurellement soumis à des procédures qui le feraient aller plus lentement que la manière dont les nouveaux moyens de production se développent, que ce soit du nouveau nucléaire ou des énergies renouvelables.

C'est pourquoi, dans la loi « Accélération de la production d''énergies renouvelables », les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3R-EnR) ont été réformés pour que les bons investissements soient mis à jour au plus vite pour que nous puissions bénéficier d'une planification.

Le réseau est un gros appareil industriel qui a besoin d'être planifié. Il faut qu'on ait de la visibilité sur les futurs raccordements en matière d'éolien offshore et sur le raccordement des EnR terrestres. C'est la condition pour être à l'heure.

Dans certains cas, de plus en plus fréquents, nous réalisons des investissements par anticipation. C'est ce que nous avons fait pour être au rendez-vous sur les grandes zones de décarbonation française. Nous n'attendons pas de bénéficier d'une planification, qu'il s'agisse de production ou de consommation. Nous savions qu'il existait de grands besoins d'approvisionnement en électricité à Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre et dans la vallée de la chimie. Nous avons pris sur nous de faire des investissements par anticipation pour que le réseau de transport d'électricité soit à l'heure, les industriels ayant besoin de s'électrifier : 15 GW de raccordements supplémentaires représentent, pour l'entreprise que j'ai l'honneur de présider, entre 1,5 et 2 milliards d'euros.

Nous le faisons mais, de manière générale, plus la France se dotera d'une planification en matière de production d'énergie, qui nous permettra de voir loin, plus le réseau sera là à temps. Les coûts sont fixes. Ils se répercutent in fine sur le consommateur. Il est de notre devoir commun que cette planification permette le maximum de mutualisations, tout ceci finissant dans la facture des entreprises et des Français.

Cette planification nous donne de la visibilité et nous permet d'être à l'heure, mais aussi de mutualiser l'infrastructure. Tout le monde comprend qu'il est bien plus intelligent de mutualiser une infrastructure pour sept industriels plutôt que d'en construire une pour chacun.

M. Thomas Veyrenc. - Pour ce qui est de l'hydraulique, la perspective est pour nous à une légère augmentation de la capacité de production. Même s'il ne fait aucun doute que les investissements ont une très grande valeur socio-économique pour le pays, on sait que chaque projet entraînera un débat local sur l'incidence environnementale. On ne peut donc augmenter la capacité hydraulique en un claquement de doigts.

Une augmentation de la capacité technique de production à la pointe entraîne une stabilité du productible du fait de l'influence du changement climatique qui, à court terme, modifie plutôt le moment où interviendra la production hydraulique. Une fonte des neiges anticipée conduit à une production hydraulique plus précoce. Des débuts d'été précoces entraînent des baisses de production. La modélisation des conflits d'usage sur l'eau est par ailleurs maintenant intégrée à nos analyses.

Quant à l'hydrogène, deux modèles très différents sont en train de se mettre en place en Europe. Le modèle allemand repose sur l'importation. Étant donné leurs choix énergétiques, ceci est essentiel à leur stratégie.

La stratégie française est de produire l'essentiel de l'hydrogène sur le territoire national, ce qui est possible si le prix de l'électricité est maintenu.

Pour que l'hydrogène français soit compétitif par rapport à des importations, il faudrait que, du point de vue de l'électrolyseur, l'approvisionnement soit de l'ordre de 50 à 60 euros du MWh. Il y a donc un espace pour de la production d'hydrogène en France.

En revanche, il ne faut pas nier la possibilité de concurrence par les importations, moins sur l'hydrogène que sur les carburants de synthèse dérivés de l'hydrogène. Le transport des carburants de synthèse acheminables par bateaux est en effet moins onéreux. L'espace économique pour produire massivement des carburants de synthèse dans notre pays est donc soumis à une très forte compétitivité prix par rapport au mix électrique français.

M. Xavier Piechaczyk. - Pour finir, il m'est impossible d'avoir un avis sur les débats en cours entre EDF et le Gouvernement sur le mode de régulation. Ce n'est pas notre rôle.

Si nous voulons électrifier massivement nos usages, il faut que nous trouvions dans le pays des moyens pour que les prix se rapprochent progressivement des coûts de production, les nôtres étant plutôt compétitifs. Plusieurs outils existent, comme les contrats de long terme (Power Purchase Agreements - PPA) ou des modes plus régulateurs. Nous ne pouvons nous prononcer sur l'un ou l'autre de ces leviers. En revanche, si nous voulons entrer dans l'électrification que nous décrivons, il faut que la France adopte un système qui fait que les prix de l'électricité, vus du côté du consommateur final, aient tendance à se rapprocher progressivement des coûts, simple question d'incitation économique à quitter le pétrole et le gaz fossiles.

M. Patrick Chauvet, rapporteur sur le projet de loi « Accélération de la production d'énergies renouvelables ». - À mon tour, je voudrais compléter les questions posées par notre présidente sur deux points.

Tout d'abord, pouvez-vous faire le bilan des investissements liés à la transition énergétique pris en charge par RTE ? En juin dernier, vous aviez indiqué au Sénat investir 2 milliards d'euros pour l'année 2023, constatant un fort engouement des projets de raccordement autour des grands ports industriels, tels que Dunkerque, Fos-sur-Mer, Le Havre et Lyon. Pour preuve, on dénombrait 12 GW de projets d'électrolyseurs d'hydrogène dès 2023, soit bien au-delà de l'objectif de 6,5 GW d'ici 2030 fixé par la Stratégie nationale hydrogène. Pour autant, l'essentiel de ces projets était au stade de la décision d'investissement et non de l'autorisation d'investissement. Où en est-on aujourd'hui ? Et qu'en est-il des autres projets de ce type ?

Plus encore, dans la loi « Accélération de la production d'énergies renouvelables », du 10 mars 2023, ou encore le projet de loi « Industrie verte », dont l'examen parlementaire s'est achevé, RTE a été doté de facilités pour les raccordements des projets liés à la transition énergétique. Ainsi, pour les énergies renouvelables, le premier texte a permis de passer d'une logique « premier arrivé, premier servi », à une faculté de « réorganisation des priorités », avec l'introduction d'un ordre de classement et la révision des S3REnR. De plus, des dérogations au droit de l'urbanisme, au droit de l'environnement ou au droit de l'énergie ont été prévues pour le raccordement, le cas échéant mutualisé, de certains projets industriels ou renouvelables. Je pense aux dispenses liées aux règles de construction en loi Littoral, à l'autorisation de construction de lignes électriques ou à la procédure de participation du public. Ce cadre législatif est-il adapté et est-il appliqué ?

Je vous remercie.

M. Jean-Jacques Michau, rapporteur de la mission d'information « Nucléaire et Hydrogène : l'urgence d'agir ». - Dans son bilan prévisionnel, RTE a indiqué que l'accélération des pompes à chaleur (PAC) ne conduit pas à augmenter sensiblement la consommation d'électricité ni la pointe de consommation électrique, et qu'elle permet, a contrario, d'améliorer la souveraineté énergétique de la France et les émissions de GES.

Comment arrivez-vous à ces résultats ? Tenez-vous compte du coût de cette transition, en particulier pour les copropriétaires et les bailleurs sociaux, dans la mesure où les chaudières à gaz représentent les trois quarts du marché collectif ? Et tenez-vous compte de l'impact de cette transition, en particulier sur la filière des chaudières à gaz, qui mobilise 36 usines pour leur fabrication et 15 000 entreprises pour leur installation ?

Les PAC hybrides ne peuvent-elles pas constituer un bon compromis pour maîtriser davantage la pointe de consommation électrique et limiter les coûts de l'installation, dans la mesure où elles permettent de conserver une alimentation au gaz, potentiellement de source renouvelable ?

Je vous remercie.

M. Fabien Gay, co-rapporteur de la mission d'information « Mieux prévenir et réprimer la fraude à l'Accès régulé à l'électricité nucléaire historique - Arenh ». - Monsieur le président, vos rapports sont toujours d'une extrême qualité et doivent nous faire réfléchir.

L'électrification est un appui pour continuer à décarboner notre mix énergétique. Il va falloir lourdement investir dans tous les systèmes de production. Le nucléaire demandera quinze ans avant de sortir de terre. Il faut donc se tourner vers le renouvelable, ce qui doit nous inviter à réfléchir à la question industrielle. Je veux bien des sites de production destinés aux énergies renouvelables, mais j'aimerais qu'on les construise en France ou, en tout cas, au sein de l'Union européenne.

Sur la pointe de consommation électrique hivernale, je ne vois pas comment on la passe, aujourd'hui, sans centrale à gaz ou au charbon notamment.

Vous dites ne pas faire de politique, mais ce n'est pas vrai : sur le marché européen, vous indiquez disposer soit des PPA, soit des contrats pour différence (Contracts for Difference - CfD) ; Henri Proglio a inventé les contrats pour différence, et Marcel Boiteux, qui vient de disparaître, le principe du coût marginal.

Je vous ai entendu : on peut sortir du marché européen - qui date de 1997 - et continuer les interconnexions - qui remontent à 1977. Comment faire en restant dans le marché ?

La troisième voie consiste à revenir à un service public unifié et intégré, RTE revenant d'ailleurs dans le giron d'EDF. On peut même inventer un nouveau nom et nationaliser EDF, TotalEnergies et Engie. C'est pour cela que je dis que vous faites de la politique.

Le sujet est posé parce que la question du prix va être massive pour les populations - et il y a déjà 12 millions de précaires énergétiques dans ce pays. Je suis donc en total désaccord avec vous sur ce point.

Ma dernière question concerne l'Arenh. Nous avons, avec Mme la présidente, mené une mission d'information sur cette question. Nous appelons à élargir la lutte contre les abus de l'Arenh, à renforcer les obligations des fournisseurs, à améliorer la protection et l'information des consommateurs. Qu'en pensez-vous ? RTE a un besoin spécifique à cet accès. Êtes-vous d'accord avec la proposition d'en bénéficier sans même passer par un fournisseur ?

M. Xavier Piechaczyk. - S'agissant des investissements, RTE dépense 2 milliards d'euros par an sur le réseau. Ils dépasseront 4 milliards d'euros par an d'ici 2030. La croissance est considérable.

Enedis, le principal distributeur, a déjà rendu public un certain nombre de ses trajectoires d'ici 2040. Pour notre part, nous les rendrons publiques début 2024.

Nous avons en effet besoin de la PPE du Gouvernement avant d'en tirer les conclusions sur les investissements à faire sur les zones de transport. Tout le monde le comprend. Nous essayons de faire des rapports prospectifs pour éclairer le débat et la décision publics. Les assemblées et le Gouvernement sont responsables des choix qui s'établissent à l'appui de ces documents et d'autres.

La PPE devra nous proposer un certain nombre de choix, notamment en matière de production. Nous serons alors capables de rendre compte d'un programme précis. Ces investissements seront, quoi qu'il en soit, considérables, nous le savons déjà.

Vous avez pointé les facilités que nous permettent différentes lois, comme l'accélération des procédures, la possibilité de déroger à la loi Littoral. J'y ai partiellement répondu. Si nous voulons nous électrifier rapidement, il faut développer le réseau, pas seulement la production. Il faut que tout le monde l'entende.

Cela représente beaucoup d'investissements pour nous, mais aussi une course contre la montre, que l'on gère en simplifiant des procédures et en allant plus vite dans les phases amont, sans passer cinq ans dans des phases d'autorisation. Cela relève de la logique de la planification, de la mutualisation, afin que le système électrique coûte moins cher. C'est l'enjeu pour que nous soyons à l'heure. Oui, monsieur le sénateur Patrick Chauvet, ce cadre est à nos yeux adapté pour le moment.

Je ne souhaite pas répondre au sénateur Fabien Gay à propos des discussions entre le Gouvernement et EDF sur ce qui se substituera à l'Arenh. Ce n'est pas à moi de prendre position dans ce débat.

RTE achète de l'électricité pour compenser les pertes. Il revient au Gouvernement et à votre assemblée de voter les textes qui nous donneront ou non accès à ces volumes d'électricité. De toute façon, ce sont les consommateurs qui compensent les pertes sur leur facture. C'est un choix qui vous revient, mais ce ne sera pas de l'argent magique.

Je laisse la parole à Thomas Veyrenc sur la pointe de consommation et les PAC dans un monde plus électrifié, avec moins de gaz fossiles. Il y a beaucoup de biogaz dans le monde dans lequel on se projette. Il ne s'agit donc pas de faire disparaître l'usage du gaz.

M. Thomas Veyrenc. - Les stratégies de décarbonation dans le bâtiment sont des stratégies qui allient le déploiement des PAC, solutions très efficaces au plan énergétique, le recours à davantage de biométhane dans les chaudières à gaz actuelles, ainsi que le raccordement au réseau de chaleur urbain et le bois-énergie.

L'impact sur la consommation d'électricité moyenne des PAC est très faible. En réalité, le rendement d'une pompe à chaleur est extrêmement élevé. Il est trois fois plus efficace qu'une chaudière et a forcément un impact minime sur la consommation d'électricité. Nous n'avons pas dit qu'il n'y avait pas d'impact sur la pointe. On a dit que, d'ici 2030, l'impact était de 6 GW dans le scénario central. En réalité, selon les scénarios, cela peut être moins ou même plus. Tout dépend du type de PAC installées et de la rénovation des logements.

Nous avons été plutôt prudents : nous avons intégré l'effet rebond. On le sait, une partie des ménages utilisent le gain ainsi obtenu pour augmenter la température de leur logement. C'est pourquoi la pointe augmente d'ici 2030. Il n'y a pas de doute sur l'impact climatique : il vaut mieux utiliser une PAC qui recourt à une électricité carbonée plutôt qu'utiliser tout l'hiver une énergie fossile. On réalise l'analyse de CO₂ en intégrant ce qui se passe dans les pays voisins et nous confirmons le fait que le bilan carbone est positif.

Bien sûr il y a un intérêt majeur à ce que davantage de composants des PAC ou des chaudières soient fabriqués en France et en Europe. Nous nous inscrivons dans ce mouvement, qu'on a essayé de chiffrer dans les analyses économiques.

Dans le système européen, les outils que constituent le marché court terme, la sécurité d'approvisionnement et l'interconnexion sont totalement imbriqués.

Néanmoins, derrière ces dispositions techniques figure une imbrication extrêmement puissante des systèmes de sécurité d'approvisionnement. Je ne peux pas dire que nos alertes aient été systématiquement entendues. Vous avez entendu parler de la réforme du market design qui est en cours. Des dispositions existent sur la fenêtre temporelle d'action du gestionnaire de réseau de transport d'électricité. Qui s'en occupe ?

En tant qu'exploitant, nous pouvons dire que l'imbrication a été extrêmement puissante et qu'il est aujourd'hui très difficile de s'en départir. Nous voulons sauvegarder l'interconnexion technique entre les États membres et le système d'incitation à court terme, qui fonctionne bien.

Le fait que l'on n'achète pas d'État à État est protecteur pour les opérateurs. Nous n'avons pas acheté d'électricité à l'Allemagne, l'hiver dernier, et ne vendons pas d'électricité à l'Allemagne, en ce moment. Ce sont les opérateurs qui sont les exploitants, dans un système de règles communes que nous avons contribué à écrire dans le cadre fixé par les directives. Sortir de ce système n'est pas évident, mais toutes les propositions qui ont été faites, y compris celles que vous avez relayées, ont été analysées sur la même trame.

Le système d'interconnexion technique, qui fait fonctionner la machine européenne, est impérativement à sauvegarder, car il est vital pour la sécurité de notre approvisionnement.

M. Xavier Piechaczyk. - J'ajoute que nous avons démontré que les interconnexions entre acteurs économiques indépendants - ce ne sont pas les États qui s'échangent des volumes d'énergie car le marché est libre - étaient le moyen le plus efficace et le moins cher pour faire de la flexibilité.

Il peut y avoir des choix politiques dans le fait que la France finance des moyens de flexibilité supplémentaires pour moins dépendre d'éventuelles importations, quelques heures par an, mais cela aura un coût final sur la facture des consommateurs.

Les moyens de flexibilité les moins chers pour la collectivité française et pour l'Europe reposent sur les interconnexions.

M. Pierre Cuypers, président de la mission d'information « Méthanisations : au-delà des controverses, quelles perspectives ? ». - Monsieur le président, prédire et prévoir veulent dire la même chose : ils se rapportent à l'avenir. Or le bilan prévisionnel, pages 90 et 91, indique que l'électrification du parc de voitures et de poids lourds ne conduit pas à augmenter trop fortement la consommation de l'électricité, tout en insistant sur la nécessité de développer les infrastructures de recharge et leur mode de pilotage.

RTE affirme également que l'électrification des véhicules nécessite une consommation d'électricité de 50 TWh, soit 10 % de la consommation énergétique des transports, et peut permettre une réduction des émissions de GES, à hauteur de 25 millions de tonnes.

Comment parvenez-vous à ces conclusions ? N'y a-t-il pas des impensés dans ce bilan ? La réduction des émissions dépendra du niveau de décarbonation du mix électrique. Elle dépendra donc essentiellement de la disponibilité du parc nucléaire.

Par ailleurs, la réduction des émissions nécessite de prendre en compte le cycle de vie complet, du puits à la roue. Or la production des batteries électriques requiert nécessairement des métaux critiques émissifs, dont le lithium.

Je rappelle que l'Agence internationale de l'énergie (AIE) estime que, d'ici 2040, l'électrification des transports engendrera, au niveau mondial, une multiplication par 40 de la demande en lithium, par 20 de celle de cobalt et par trois de celle de cuivre.

Enfin, ne faudrait-il pas opter pour une approche globale de l'électrification des transports, au-delà du seul transport terrestre ? En effet, dans le cadre du paquet « Ajustement à l'objectif 55 », il est prévu la décarbonation, par des carburants synthétiques durables, des secteurs maritime et aérien. Or ces carburants nécessitent pour leur production de grandes quantités d'électricité.

Selon la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), ces quantités sont ainsi de 2 à 3 TWh par an et par site.

Je vous remercie.

M. Xavier Piechaczyk. - Pourquoi ai-je parlé de projection et non de prédiction ? Le débat a eu lieu à l'Assemblée nationale, dans la commission d'enquête sur la souveraineté énergétique, sur ce qu'avait écrit RTE sur ces projections de consommation.

Des parlementaires nous ont demandé pourquoi nous avions, en 2010, projeté des courbes de consommation plates à l'échéance 2020-2025. Nous faisons des projections de consommation en fonction des paramètres connus à un moment donné.

En 2010, on n'était pas dans la neutralité carbone, mais dans le facteur 4. La réglementation environnementale 2020 n'existait pas et la réglementation thermique 2012 accordait une grande place au gaz fossile. Les paramètres macroéconomiques n'étaient pas ceux d'aujourd'hui. Nous projetons toujours la consommation de la France en fonction des politiques publiques en oeuvre à ce moment-là. À l'époque, il s'agissait de maîtriser la demande en matière d'électricité. Nous réalisons par ailleurs ces courbes en tenant compte des évolutions macroéconomiques.

Même si on nous a fait le reproche d'avoir fait des courbes de projection plates ou baissières en 2010, nous constatons dix ans plus tard que c'est le cas.

Nous avons un raisonnement hypothéticodéductif : si la France veut être au rendez-vous qu'elle a fixé, il faut qu'elle en passe par là. Si la France et sa représentation nationale décident de changer d'ambitions, dont acte. Nous prenons en compte les ambitions du pays et les transposons dans le monde de l'énergie et de l'électricité.

C'est pourquoi je dis que nous ne faisons pas de prédictions. Nul n'est capable de prédire la vitesse d'électrification des usages. C'est le point central. Sortir de la consommation fossile, c'est faire en sorte que les ménages et les entreprises basculent vers les bioénergies, les réseaux de chaleur et l'électricité.

Nous répondons à la question de savoir comment produire toute cette électricité.

M. Thomas Veyrenc. - Pourquoi dit-on que l'électrification de la mobilité sur le segment des voitures légères est un facteur d'augmentation, mais pas le principal ? 18 millions de voitures légères représentent de l'ordre de 35 TWh. En revanche, l'hydrogène qu'il faut produire dans le scénario A représente 60 TWh.

En fait, ce qui change par rapport à la vision qu'on pouvait avoir il y a deux ou trois ans vient du fait que les nouvelles directives européennes conduisent à électrifier davantage les poids lourds et les bus plutôt que les véhicules légers. Il y a trois ans, beaucoup de constructeurs nous disaient ne pas connaître leur choix de décarbonation. C'est la nouveauté.

En revanche, la question des 35 TWh des véhicules légers n'a quasiment pas été débattue dans notre concertation. Le débat a porté sur les carburants pour l'aviation qui, pour le coup, en 2035, commencent à compter. Si on n'a pas de modification du transport aérien et qu'on passe à des carburants durables produits sur le territoire national à l'horizon 2050, cela aura un impact très haussier sur les courbes de consommation, bien au-delà des 35 TWh des véhicules légers.

Je vais dans votre sens : nous réalisons toutes les analyses d'émission de GES en intégrant le cycle de vie. C'est la méthode de référence.

Dans Futurs énergétiques 2050, nous avions un enseignement dédié sur la question des métaux et des composants rares. Nous avons analysé les consommations induites par ces transformations pour dix-huit d'entre eux - lithium, nickel, cobalt aluminium, etc. Il est indubitable que l'électrification génère un besoin en matériaux très important, notamment en matière de mobilité. J'en tire deux enseignements : le premier, c'est que les scénarios de sobriété démontrent leur plus-value, notamment sur la taille des voitures et les besoins en matériaux ; l'autre est l'importance des filières de recyclage, qui permettent de soulager les besoins d'extraction. Ce n'est pas un impensé, même s'il nous reste à tirer les conséquences de ce mouvement. Nous en sommes parfaitement conscients.

De la même façon, si jamais nous arrivons à produire les batteries sur le territoire national, elles seront moins carbonées. Nous avons lancé des investissements avant même la planification, car nous sommes conscients des délais du réseau de transport. Nous souhaitons ardemment que ces batteries soient produites en France. Même si elles le sont en Asie, on intègre ce coût carbone dans toutes nos analyses CO₂.

M. Yves Bleunven. - Vous utilisez souvent les mots de planification, de prévision, d'anticipation. Pourtant, ce n'est pas ce que l'on constate sur le terrain, où il existe des décalages importants sur des projets structurants.

On trouve, dans mon département, un projet photovoltaïque structurant, sur 40 à 50 hectares, dans une ancienne carrière requalifiée. Après trois à cinq ans de travail sur ce projet, il faut encore dix ans à RTE pour renforcer le réseau.

On est en cours de révision du fameux S3REnR. Malgré cela, on n'est pas capable, sur le projet le plus structurant de Bretagne, d'être au rendez-vous.

M. Xavier Piechaczyk. - Je ne connais pas ce projet. Je me permettrai de revenir vers vous. C'est la raison pour laquelle les S3REnR ont été réformés.

La France planifiait le développement des réseaux avec des schémas validés par le préfet. Certains de ces documents avaient beaucoup de retard.

Lorsque le Gouvernement a déplafonné la possibilité pour les agriculteurs d'installer des panneaux photovoltaïques à plus forte puissance sur leur toit, l'explosion a été en décalage avec les schémas de planification des réseaux. On s'est trouvé dans une situation dans laquelle les demandes de raccordement étaient supérieures à ce que les professionnels des EnR avaient eux-mêmes projeté. C'est pourquoi il y a ces dispositions de modification des schémas de planification.

L'enjeu est bien évidemment que la distribution comme le transport soient à l'heure pour ces demandes de raccordement.

M. Yannick Jadot. - Vous avez parlé des décisions de Belfort et de la PPE du Gouvernement. La prochaine PPE, adoptée par la loi, sera celle du Parlement. Je sais qu'en matière énergétique, on a l'habitude de faire les choses à l'envers dans ce pays mais par la loi, et sauf si le Gouvernement décidait d'agir par décret, ce sera la PPE du Parlement.

Vous avez évoqué la nouvelle situation internationale. Comment intégrez-vous le fait que les deux tiers de notre uranium viennent de pays - Kazakhstan, Niger, Ouzbékistan -, plus ou moins sous influence russe ? Comment intégrez-vous le remplacement du gaz russe par du gaz naturel liquéfié (GNL), dont le marché mondial va être beaucoup plus instable ?

Troisième facteur d'instabilité : on a parlé de la baisse de l'hydraulique liée à la raréfaction de l'eau, mais cela concerne aussi le refroidissement de nos centrales.

Concernant les EPR, quelles sont les hypothèses portant sur les nouvelles capacités de production électrique ? Quelles sont vos hypothèses sur les prix relatifs des EPR et des énergies renouvelables ?

Enfin, connaissez-vous l'état d'avancement de la conception de l'EPR2 ? On parle de 30 à 40 %. Est-ce plus ou moins ?

M. Xavier Piechaczyk. - La PPE fera bien entendu l'objet d'un texte voté et débattu devant cette assemblée. Elle finira aussi par être un acte réglementaire et, de fait, nous aurons besoin de celui-ci pour pouvoir venir rendre compte devant vous des investissements nécessaires sur le réseau de transport d'électricité. C'était le sens de mon propos.

On intègre les questions d'instabilité des matières premières, à travers les simulations économiques portant sur le fonctionnement du marché européen de l'électricité, avec le prix spot. C'est pourquoi nous avons écrit dans le bilan prévisionnel que, dans les années qui viennent, compte tenu de l'instabilité sur les marchés mondiaux du gaz et des tensions qu'il peut y avoir sur le GNL, il existe une forte probabilité pour que le prix du gaz tire les prix de gros de l'électricité à la hausse la plupart du temps, d'où l'enjeu de mécanismes de convergence.

En 2035, nous n'aurons pas encore construit d'EPR2. Nous avons fait plusieurs tests sur le coût des EPR d'après Flamanville 3. Tout cela figure dans Futurs énergétiques 2050. Nous avons également testé des mondes dans lesquels le coût de construction atteignait celui de Flamanville, hors portage financier.

Mme Sylviane Noël. - Nous avons réussi le double exploit, en quelques années, d'augmenter considérablement nos besoins en électricité et de diminuer dans le même temps nos moyens de production électrique. Cela se traduit concrètement sur les territoires à travers deux exemples, l'engouement pour les véhicules électriques, qui amène nombre de concitoyens à s'équiper de bornes de recharge rapide, particulièrement gourmandes en électricité, et de panneaux photovoltaïques, qui réinjectent dans le réseau électrique des volumes d'électricité qui peuvent s'avérer importants, selon les secteurs.

Or les réseaux électriques des communes sont souvent insuffisamment calibrés pour absorber ces variations de charges importantes. Ils montrent des défaillances récurrentes. Les élus sont nombreux à nous le faire remonter.

Comment RTE appréhende-t-il ces problématiques, dans le cadre des missions qui lui sont imparties ?

M. Thomas Veyrenc. - La question des réseaux communaux relève de la distribution et de la compétence, soit des entreprises locales de distribution (ELD), soit d'Enedis. Je vous invite donc à discuter avec ma collègue Marianne Laigneau.

Je ne peux parler que du point de vue du réseau de transport d'électricité, qui s'arrête à 63 000 volts. On reste dans la haute tension. Tous les réseaux sont des appareils industriels compliqués à transformer.

C'est pourquoi j'ai insisté depuis le début de mon intervention sur le besoin de visibilité et de planification pour être à l'heure. Lorsqu'il le faut, nous prenons les risques financiers pour prévoir des infrastructures par anticipation. C'est ce que nous avons fait pour les zones de décarbonation dont j'ai parlé.

On ne peut construire une politique d'investissements que sur des anticipations, car s'il y a bien un point à ne pas oublier, c'est le fait que l'ensemble des coûts échoués, des coûts fixes, finissent dans la facture des entreprises et des ménages.

Se mettre d'accord sur les territoires, la manière dont les usages basculent, les plans pour les bornes, la manière dont les énergies renouvelables vont se développer, discuter des volumes avec les professionnels et les élus permettent de prévoir une planification industrielle et d'être à l'heure.

Tout le monde conçoit qu'on ne puisse pas transformer une infrastructure en un claquement de doigts, ne serait-ce que parce qu'une partie du réseau urbain de RTE passe sous la voirie. Ouvrir la voirie pour transformer le réseau de transport d'électricité dans les grandes agglomérations n'est pas facile à faire du jour au lendemain. Plus on arrivera à se mettre d'accord, moins on rencontrera ce type de désagrément.

M. Serge Mérillou. - Je veux évoquer la capacité de réponse aux pointes de consommation. En matière d'électricité, être capable d'équilibrer en permanence le réseau est aussi un enjeu.

L'électricité est une énergie qui n'est pas facilement stockable, mis à part les batteries et l'hydroélectricité, qui est facilement pilotable.

Y a-t-il chez RTE des scénarios de production d'hydroélectricité en fonction du changement climatique, ou considère-t-on qu'on va rester stable ? C'est pour moi essentiel, parce que l'hydroélectricité est probablement l'énergie renouvelable la plus importante.

Ma deuxième question n'a été que brièvement évoquée. Qu'en est-il des STEP ? On nous en parle depuis 30 ans. EDF est très intéressée par ce type de moyen, qui permet de réutiliser l'eau plusieurs fois. Or on a l'impression que rien ne bouge sur ce plan.

On n'a pas évoqué non plus la méthanisation. Est-ce pour vous une des solutions ou est-ce marginal ?

Enfin, je suis resté sur ma faim en entendant RTE parler du mix énergétique, alors que j'attends des réponses sur la capacité de RTE à adapter le réseau de transport d'électricité aux besoins. Je pense qu'il y aura une autre audition à ce sujet.

M. Xavier Piechaczyk. - Nous serons très heureux de venir vous présenter le plan stratégique 2040 concernant le transport de l'électricité, au premier semestre 2024.

M. Thomas Veyrenc. - Nous avons des scénarios qui modélisent le changement climatique, établis avec Météo France et l'Institut Pierre-Simon Laplace notamment, ainsi que l'impact du réchauffement sur l'hydraulique. Nous avons été les premiers à le faire en Europe.

Les STEP revêtent une grande valeur. Il faut toutefois savoir si notre pays est prêt à reconstruire de grands barrages hydrauliques, car la valeur d'une STEP réside dans sa capacité de stockage et donc dans la taille de son bassin.

M. Franck Menonville. - Quelle place imaginez-vous pour les SMR, et notamment leur déploiement territorial, leur complémentarité avec le tissu industriel, notamment électro-intensif ?

Vous avez évoqué la place prépondérante du nucléaire dans les différents scénarios. Quelles sont, en complément de ces quatorze EPR2, la place des SMR et leur complémentarité territoriale et économique ?

M. Xavier Piechaczyk. - Dans le scénario « N03 », nous avons fixé comme hypothèse 4 GW de SMR en France, après une discussion avec les opérateurs nucléaires français. C'est beaucoup. Un réacteur Nuward doit faire 170 MW et se construit par paire. Cela représente une douzaine de paires, ce qui est ambitieux.

Faut-il les mettre près des sites électro-intensifs ? Cela dépend du foncier. Cela peut rendre service au réseau de transport d'électricité, mais tout moyen de production doit s'arrêter à un moment donné pour recharger son combustible ou pour maintenance, qu'il s'agisse d'une centrale à gaz ou d'une centrale nucléaire. Les éoliennes s'arrêtent faute de vent. Tous les moyens de production s'arrêtent à un moment donné. Il ne faut pas se représenter un système électrique européen et français dans lequel on accole les moyens de production aux lieux de consommation, car on a toujours besoin de réseaux.

Lorsqu'une centrale nucléaire s'arrête en France pendant six mois, il faut que l'industriel continue à fonctionner, et il faut que le réseau lui amène une électricité qui vient d'ailleurs. Il y a des cas où cela pourrait rendre service d'installer ces nouveaux réacteurs dans des zones de forte consommation, mais rien ne dispense de faire du réseau pour les industriels qui ont besoin de gros volumes d'énergie, 24 heures sur 24.

M. Franck Montaugé. - Je salue la qualité de l'étude initiale de RTE et de son actualisation. Je trouve cependant que l'analyse des risques manque dans votre approche.

Vous dites dans votre étude initiale que de nombreux paris technologiques sont à faire et que le système, tel qu'il va se développer jusqu'en 2050, fera appel à des technologies qui n'existent pas aujourd'hui.

Je pense qu'il aurait été intéressant que vous développiez une analyse des risques, que vous pourriez actualiser à chaque rapport.

S'agissant de la flexibilité, le Conseil supérieur de l'énergie (CSE) va être saisi, le 14 novembre prochain, d'un projet de décret expérimental relatif à des limitations de puissance appelée sur des aires géographiques prédéfinies. Cela laisse entendre que le pays et le Gouvernement se préparent à des moments difficiles. Quelle est votre position ? C'est un moyen de flexibilité que vous n'évoquez pas. Est-ce amené à se développer ?

Par ailleurs, la diminution de la production d'énergie fossile va affecter certains grands groupes, comme TotalEnergies. Les investissements échoués et les suramortissements nécessaires qui en découlent sont-ils pris en compte dans vos coûts ?

Enfin, que vont payer les Français par rapport à vos projections ?

M. Xavier Piechaczyk. - S'agissant du projet de limitation de la puissance appelée sur les compteurs Linky, en France, c'est le marché qui réalise l'équilibre entre l'offre et la demande nationale et RTE qui prend la main pour régler les curseurs.

Lorsqu'il existe des risques que la consommation soit supérieure à la production, comme l'hiver dernier, certains moyens hors marché sont à notre main pour régler ces problèmes de sécurité d'approvisionnement.

Lorsque le système Écowatt est orange ou a fortiori rouge, on active des dispositifs de sauvegarde que personne ne ressent, comme l'interruptibilité des industriels ou la baisse de la tension. Lorsque le système Écowatt passe au rouge, des coupures tournantes peuvent être organisées par îlots entiers de consommation.

C'est une procédure que nous n'avons jamais mise en oeuvre pour des questions d'équilibre entre l'offre et la demande nationales, disposition qui date d'un arrêté de 1990. L'éventualité d'une telle situation l'hiver dernier a mis en lumière un certain nombre de problèmes, mais il y a plus d'antennes de téléphonie mobile aujourd'hui qu'en 1990.

Le Gouvernement, avec les opérateurs, est entré dans une phase de modernisation de ses outils de sauvegarde ultime. Ce n'est pas un moyen de flexibilité, mais un moyen supplémentaire post-marché pour ne jamais arriver à ce que l'on se retrouve privé d'électricité pendant des heures. Le principe est simple : abaisser la puissance des compteurs pour que chacun ait toujours de la lumière, Internet, etc.

Je crois qu'on en voudrait aux opérateurs de ne pas essayer de moderniser leurs moyens de sauvegarde au fil du temps. J'insiste : les moyens de sauvegarde sont faits pour ne jamais être utilisés, mais je ne souhaite pas non plus, dans quelques années, que vous me reprochiez de ne pas les avoir modernisés.

Ce projet de décret est un moyen de sauvegarde supplémentaire bien moins impactant pour les Français, qui nous permet de moderniser notre panoplie pour sauvegarder le système électrique.

M. Franck Montaugé. - C'est quand même de la sobriété contrainte.

M. Xavier Piechaczyk. - Cela a vocation à ne jamais être utilisé. C'est mieux que des coupures sèches.

M. Thomas Veyrenc. - S'agissant de l'analyse des risques, on avait, en 2021, essayé de montrer quels étaient les niveaux en fonction des choix ; elle était donc centrale.

Ce qui reste difficile, c'est de mettre tous les risques sur le même plan. On a des risques technologiques, de déploiement, sociétaux et en matière de disponibilité des ressources.

M. Franck Montaugé. - Ce n'est pas ma question.

M. Thomas Veyrenc. - J'essaye de résister à l'idée de dire qu'il existe une formule mathématique qui permette d'arbitrer entre les différents risques. Ce sont des grands choix politiques et de société qui peuvent nous rendre plus ou moins résilients.

M. Franck Montaugé. - Ce n'est pas ma question. Quel est le risque par rapport au processus de déploiement ?

M. Thomas Veyrenc. - Le fait de recourir à la flexibilité n'est pas tellement nouveau. L'asservissement des ballons d'eau chaude et le recours aux heures pleines et aux heures creuses remontent aux années 1980-1990. On a besoin de faire sur la voiture électrique des choses que la France a été en situation de faire il y a 80 ans avec des systèmes simples. Le risque concernant la flexibilité me semble donc plutôt modéré par rapport à d'autres.

Il existe en effet des coûts échoués. Je ne peux pas dire quel prix précis va payer telle ou telle catégorie d'utilisateurs, parce que cela dépend de beaucoup de choses. On peut expliquer que, dans un système où les prix du gaz sont élevés, le prix du marché de gros européen a tendance à être élevé. C'est assez mécanique. On ne peut pas en déduire précisément le prix de l'électricité sur les marchés.

En revanche il y a des coûts échoués sur les actifs fossiles. C'est pour cela que les scientifiques recommandent de ne pas construire de nouveaux actifs fossiles étant donné le rythme de transition que l'on recherche.

M. Daniel Salmon. - Je m'inquiète de l'acceptabilité des champs de panneaux photovoltaïques. On sait qu'il vaut mieux aller vers de plus petits parcs, mieux acceptés que les très grands mais, dans un souci d'économie d'échelle, on va en avoir des centaines d'hectares, voire des milliers.

Comment faire pour pouvoir raccorder de petits parcs à un coût qui ne soit pas prohibitif, pour que le revenu qui en est issu permette une vraie diversification du revenu agricole, sans le remplacer ?

D'autres énergies, qui sont un peu des niches, me semblent intéressantes, comme les hydroliennes. Il en existe une en Bretagne. La PPE ne prévoit toujours pas de tarif de rachat pour l'énergie qui en est issue. C'est une énergie prédictible, et je ne comprends pas qu'on ne la développe pas davantage.

Enfin, pouvez-vous nous dire quelques mots de l'énergie osmotique ?

M. Xavier Piechaczyk. - Dans le scénario de référence, on a mélangé de manière assez équilibrée le photovoltaïque sur toiture, facile à poser, et le photovoltaïque massifié, en plein champ. C'est un choix national, mais plus les installations sont petites, plus c'est cher. C'est un arbitrage de la collectivité nationale. Je le pose devant votre assemblée, puisque c'est ici que le débat doit se dérouler : à combien valorise-t-on l'acceptabilité de ces champs ?

Il est évident qu'on ne pourra pas faire que du photovoltaïque dans de grandes fermes, mais faire du photovoltaïque uniquement sur toiture est beaucoup plus cher. Il faut que l'arbitrage soit équilibré entre la répercussion sur la facture finale des ménages et des entreprises et le niveau d'acceptabilité, qui se pose également pour l'éolien et qui se posera pour les nouvelles tranches nucléaires, mais aussi pour de nouvelles lignes électriques, y compris de 400 000 volts. Cela fait de nombreuses décennies que la France n'avait pas développé de nouvelles lignes à très haute tension sur son territoire national.

Mme Anne-Catherine Loisier. - Je voulais revenir sur les enjeux de la modulation, qui sont essentiels, et sur la compatibilité de ce principe avec l'optimisation du redéploiement du nucléaire. Cela signifie que nous construisons des centrales nucléaires qui ne vont pas fonctionner à pleine puissance du fait de la priorité d'injection des énergies renouvelables électriques.

Vous êtes-vous livré à une projection si la France revenait sur ce principe, sachant que le Royaume-Uni n'a pas choisi de mettre en place un pilotage de la puissance des centrales ?

Ma deuxième question porte sur le dispositif Eff'ACTE mis en place avec un certain nombre de grandes collectivités. Ce dispositif a-t-il vocation à s'élargir à d'autres collectivités ?

M. Thomas Veyrenc. - Il n'y a pas de priorité d'injection pour les énergies renouvelables en France. C'est un dispositif utilisé par l'Allemagne il y a dix ans. Nous n'y avons jamais eu recours. Les énergies renouvelables, quand elles sont produites, sont très compétitives et ne sont que très rarement écrêtées au niveau européen.

Le parc nucléaire modulait déjà il y a vingt ans. L'idée est qu'il ne module pas plus en volume dans les analyses prévisionnelles. En revanche, il va devoir probablement moduler à différents moments, et sa faculté de modulation aura plus de valeur pour la collectivité.

Lorsque nous connaîtrons des afflux de production solaire et renouvelable, cela vaudra moins le coup de produire du nucléaire. Il faudra que les centrales nucléaires déplacent plus de production à l'endroit où cela a le plus de valeur.

En volume, les ordres de grandeur devraient être, au moins à moyen terme, les mêmes qu'aujourd'hui. En revanche, plus de réacteurs pourront moduler en même temps.

Quant à Eff'ACT, je ne connais pas ce système.

M. Xavier Piechaczyk. - Je ne peux pas non plus pouvoir vous répondre concernant Eff'ACT. On en reparlera après, si vous le souhaitez.

J'insiste sur le fait qu'il n'existe pas de priorité technique d'injection des énergies renouvelables sur le réseau. Lorsqu'une énergie renouvelable produit de l'électricité à coût marginal nul, il est normal qu'elle s'impose sur le marché. Même si les coûts d'exploitation du nucléaire sont faibles, ils ne sont pas nuls.

M. Thomas Veyrenc. - Lorsque les prix sont négatifs, les énergies éolienne et solaire diminuent aussi.

M. Philippe Grosvalet. - La Loire-Atlantique est une terre assez emblématique de l'histoire de l'énergie dans notre pays avec l'implantation, en 1930, d'une raffinerie puis, à la fin des années 1960, d'une centrale au charbon. Dans les années 1970, un projet de centrale nucléaire a été rejeté en masse par la population, puis validé par un Gouvernement. Très récemment, un parc éolien offshore a été implanté et une première éolienne flottante en mer a été testée. Le projet Écocombust a également été lancé par les salariés d'une entreprise. L'industriel a mis un peu de temps à réagir, même si cela semble validé aujourd'hui.

Ce parc éolien, à peine un an après sa mise en route, pourrait théoriquement produire au moins deux fois plus, voire trois fois plus, avec la filière industrielle développée sur notre territoire.

Quelle est la véritable ambition des projets de centrales éoliennes offshore en France, deuxième puissance mondiale en eaux maritimes ? Quelles leçons tirez-vous de cette première centrale ?

Le développement de ces centrales éoliennes offshore est-il limité ? Quels sont les freins principaux ? Sur le plan financier, certains investissements vont davantage à l'énergie nucléaire qu'à celle éolienne.

M. Xavier Piechaczyk. - Le potentiel français et très grand. Il est presque illimité s'agissant de l'éolien offshore flottant, qui permet d'installer les parcs loin des côtes, mais c'est aujourd'hui une technologie substantiellement plus chère que l'éolien offshore posé.

Le bilan que l'on tire du premier parc de Saint-Nazaire est très bon. Le raccordement fonctionne. La France sait maîtriser ces technologies. Les projets qui seront mis en service à Saint-Brieuc, Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Noirmoutier ou Le Tréport sont du même type.

Les générations suivantes se situeront plus loin des côtes, et seront ainsi plus coûteuses en raccordements. Le choix des volumes d'éolien offshore posé ou flottant est structurellement souverain. Ce n'est pas à nous de l'opérer, mais à vous.

Mme Évelyne Renaud-Garabedian. - RTE international est une société de conseil fournissant des services à des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité, ainsi qu'à des producteurs d'énergies renouvelables, dans le monde entier, et notamment en Afrique. Quels sont les pays d'Afrique concernés par vos installations ?

Je suis sénateur des Français établis hors de France et, à ce titre, particulièrement intéressée par la situation des Français vivant à l'étranger. Pouvez-vous m'indiquer si, dans ces activités à l'étranger, vous employez du personnel français ?

M. Xavier Piechaczyk. - RTE International est une de nos filiales qui valorise les compétences de RTE groupe et, historiquement, du monopole RTE, notamment en matière d'ingénierie. Il n'y a donc pas de politique pays par pays. Nous candidatons à des appels d'offres qui sont soit passés par des gouvernements, soit par des opérateurs de réseau. La plupart du temps, nous intervenons par l'intermédiaire de nos ingénieurs ou en tant que structure de conseil.

Le mieux est que nous puissions avoir un contact direct et que l'on vous indique les pays d'Afrique dans lesquels nous avons déjà des clients ou des prospects.

Il s'agit d'une filiale composée de plusieurs dizaines de salariés, qui fait entre 10 et 20 millions d'euros de chiffre d'affaires. C'est une activité d'ingénierie accessoire à ce que nous faisons par ailleurs, dédiée uniquement à l'exportation du savoir-faire français. C'est pourquoi nous le faisons.

M. Michel Bonnus. - Avez-vous étudié l'impact de la politique tarifaire sur le monde de l'entreprise, du commerce et de l'artisanat ?

M. Xavier Piechaczyk. - Non : vous parlez ici de prix. Or nous n'avons pas à nous prononcer sur les prix. Nous sommes d'ailleurs une entreprise, et non une institution. L'impact sur les entreprises relève de la tarification, qui est de la compétence des assemblées et du Gouvernement, d'une part, et de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), d'autre part.

Je ne peux donc pas répondre à votre question autrement qu'en disant que la France a un mix de production d'électricité suffisamment compétitif pour qu'elle ait une facture d'énergie acceptable pour les entreprises et les ménages, du fait de son parc nucléaire et des énergies renouvelables qu'elle met en oeuvre.

On en revient là à la question de la convergence progressive des prix vers les coûts.

M. Bernard Buis. - Dans quelle mesure les conséquences du dérèglement climatique provoquent-elles des dégâts sur les infrastructures de RTE ? Avez-vous une idée du montant ?

M. Xavier Piechaczyk. - C'est un sujet que nous étudions depuis plusieurs années. Cela a déjà eu des impacts sur un certain nombre de composants qui, avec la chaleur, ou des gradients de température importants, dysfonctionnaient.

C'est un sujet qui sera traité dans notre plan stratégique Réseaux 2040. Nous pourrons alors entrer dans le détail sur l'adaptation du réseau de transport d'électricité à la problématique du réchauffement climatique.

Ceci interviendra après 2035, mais nous le prenons en compte dans le renouvellement de nos installations.

Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente. - Merci beaucoup pour ces réponses précises et détaillées.

Nous avons pris acte que vous nous donniez rendez-vous courant 2024 pour faire un point avec votre entreprise.

M. Xavier Piechaczyk. - Nous sommes à la disposition de la représentation nationale, si vous souhaitez discuter avec nous de points particuliers.

Ce point de l'ordre du jour a fait l'objet d'une captation vidéo qui est disponible en ligne sur le site du Sénat.

Projet de loi, adopté par l'Assemblée nationale, portant mesures d'urgence pour lutter contre l'inflation concernant les produits de grande consommation - Examen des amendements au texte de la commission

Mme Dominique Estrosi Sassone, présidente. - Nous en venons à l'examen des amendements de séance déposés sur le projet de loi portant mesures d'urgence pour lutter contre l'inflation concernant les produits de grande consommation, en commençant par les amendements proposés par notre rapporteure.

EXAMEN DES AMENDEMENTS DU RAPPORTEUR

Article 1^er

Mme Anne-Catherine Loisier, rapporteure. - Mes amendements n^os  17, 18 et  19 opèrent des coordinations juridiques et apportent des précisions rédactionnelles.

Les amendements n^os 17, 18 et 19 sont adoptés.

EXAMEN DES AMENDEMENTS AU TEXTE DE LA COMMISSION

Article 1^er

Mme Antoinette Guhl. - Je m'étonne que mon amendement n°  6 soit déclaré irrecevable au titre de l'article 45 de la Constitution, car l'article 2 du projet de loi mentionne la question des marges des industriels.

Mme Anne-Catherine Loisier, rapporteure. - Le rapport demandé à l'article 2 porte sur l'effet global du projet de loi, donc de l'avancement des négociations commerciales. Le sujet de l'encadrement des marges n'est cependant pas abordé en tant que tel dans le projet de loi.

L'amendement n° 6 est déclaré irrecevable au titre de l'article 45 de la Constitution.

Mme Anne-Catherine Loisier, rapporteure. - Les amendements n^os 1 rect., 9, 14 rect. quater et 15 portent sur l'exclusion de différentes filières et de certains territoires d'outre-mer du dispositif d'avancement des négociations commerciales. Je souhaite rappeler que notre commission a souhaité apporter des améliorations au texte dans le sens d'une protection des TPE, PME et ETI, de toutes les filières, sans exemption sectorielle. La commission est par ailleurs attentive aux spécificités des territoires ultramarins. À ce titre, elle a par exemple exclu de l'avancement des négociations commerciales celles portant sur le bouclier qualité-prix. Je vous propose de donner un avis de sagesse sur ces quatre amendements.

La commission émet un avis de sagesse aux amendements n^os 1 rect., 9, 14 rect. quater et 15.

Les avis de la commission sur les amendements dont elle est saisie sont retracés dans le tableau ci-après :

Projet de loi portant mesures d'urgence pour lutter contre l'inflation concernant les produits de grande consommation - Désignation des candidats pour faire partie de l'éventuelle commission mixte paritaire

La commission soumet au Sénat la nomination de Mmes Dominique Estrosi Sassone, Anne-Catherine Loisier, Anne Chain-Larché, MM. Olivier Rietmann, Franck Montaugé, Christian Redon-Sarrazy, Frédéric Buval comme membres titulaires, et de M. Pierre Cuypers, Mme Martine Berthet, MM. Franck Menonville, Jean-Jacques Michau, Mme Marianne Margaté, M. Vincent Louault et Mme Antoinette Guhl comme membres suppléants de l'éventuelle commission mixte paritaire chargée de proposer un texte sur les dispositions restant en discussion du projet de loi portant mesures d'urgence pour lutter contre l'inflation concernant les produits de grande consommation.

La réunion est close à 12 h 05.