COMPTES RENDUS DE LA CE ELECTRICITE

- Présidence de M. Franck Montaugé, président -

La réunion est ouverte à 14 heures.

Point de vue des personnels d'EDF - Audition de MM. José Fernandes, délégué syndical central pour la FNME-CGT, Alexandre Grillat, secrétaire national affaires publiques et européennes à la CFE-CGC Énergies, Mme Amélie Henri, déléguée syndicale centrale à EDF SA, MM. Paul Guglielmi, délégué syndical central et délégué fédéral FNEM-FO, et Julien Laplace, délégué syndical central CFDT

M. Franck Montaugé, président. - Nous poursuivons les travaux de notre commission d'enquête avec l'audition de M. José Fernandes, délégué syndical central CGT, M. Alexandre Grillat, secrétaire national affaires publiques et européennes Énergies et Mme Amélie Henri, déléguée syndicale centrale à EDF SA pour la CFE-CGC, M. Paul Guglielmi, délégué syndical central FO, et M. Julien Laplace, délégué syndical central CFDT.

Avant de vous donner la parole, je vous rappelle qu'un faux témoignage devant notre commission d'enquête est passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du code pénal, et notamment de cinq ans d'emprisonnement et 75 000 euros d'amende. Je vous invite à prêter successivement serment de dire toute la vérité, rien que la vérité, en levant la main droite et en disant : « Je le jure. »

Conformément à la procédure applicable aux commissions d'enquête, M. José Fernandes, M. Alexandre Grillat, Mme Amélie Henri, M. Paul Guglielmi et M. Julien Laplace prêtent successivement serment.

M. Franck Montaugé, président. - Le 18 janvier dernier, le Sénat a constitué une commission d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050. Nous nous intéressons au système électrique actuel et aux évolutions envisagées dans ce cadre temporel. Ce système a-t-il la capacité de faire face à la demande, d'offrir aux particuliers et à nos entreprises une électricité à un prix raisonnable ? Quelles sont ses perspectives de développement ?

Notre commission a entendu beaucoup d'acteurs du système électrique, et nous voulions recueillir votre point de vue de représentants des personnels de l'entreprise EDF. À nos yeux, EDF est non seulement une entreprise industrielle de premier plan, la productrice de l'essentiel de l'électricité de nos concitoyens et des industriels, mais aussi un acteur essentiel de notre souveraineté énergétique.

De nombreuses questions se posent aujourd'hui. Comment voyez-vous l'avenir d'EDF dans la perspective du programme du nouveau nucléaire ? Quel est votre point de vue sur l'accord qui a suivi l'Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh) ? Enfin, comment organiser le marché de l'électricité ?

Je vous propose de présenter votre travail et vos réflexions dans le cadre d'un propos liminaire, puis vous serez interrogé par notre rapporteur et les autres membres de la commission.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Nous avons déjà reçu un certain nombre de représentants du groupe EDF et, demain, nous recevrons le PDG, M. Luc Rémont. Nous avons le plaisir de vous accueillir en tant que représentants des personnels d'EDF. Notre sujet du jour, c'est l'électricité, à savoir le coeur de métier d'EDF. Quel regard portez-vous sur la réorganisation des directions ? Depuis 2022, quelles évolutions internes jugez-vous positives et négatives ? EDF constitue un acteur important du marché de l'électricité, et nous nous efforçons de savoir si l'entreprise est capable d'affronter les nombreux défis qui l'attendent.

M. José Fernandes, délégué syndical central pour la FNME (Fédération nationale des mines et de l'énergie)-CGT. - Hier, j'ai eu l'honneur d'être invité au ravivage de la flamme sous l'Arc de Triomphe, à l'occasion du 78^e anniversaire de la loi de nationalisation de l'électricité et du gaz. En 78 ans, nos entreprises historiques ont bien changé. À l'époque, EDF mettait en oeuvre une stratégie énergétique et industrielle hors norme, avec une vision étendue à plus de 50 ans, en tenant compte du passé et en maîtrisant les événements présents, tout en prévoyant l'avenir des générations futures.

L'objectif de tous les salariés de l'entreprise était alors de produire, transporter, distribuer, commercialiser l'électricité sur tout le territoire, au tarif le moins cher possible. Des contrats d'exportation d'électricité décarbonée vers d'autres pays européens étaient établis depuis longtemps.

Puis, est venu le temps de la privatisation, de la création d'un marché de l'électricité artificiel, d'une fausse concurrence, purement financière, avec la mise en place de l'Arenh ; la fédération CGT s'y était fortement opposée. Nous craignions alors une forte hausse des tarifs pour les particuliers et les professionnels, ainsi qu'une absence d'obligations pour les pseudo-fournisseurs, qui pouvaient désormais s'alimenter sur la production d'EDF, d'investir et de construire de nouveaux moyens de production avec les bénéfices engrangés.

Ensuite, sans aucune logique technique ni vision à long terme, nous avons connu la fermeture de la centrale de Fessenheim, et un acharnement sur les centrales thermiques que nous avons toujours dénoncé. Nous exprimions déjà la crainte d'une sous-capacité de production, sachant que, pour faire fonctionner un parc de réacteurs nucléaires comme le nôtre, il faut toujours être en surcapacité, afin de produire en toute sécurité et de réagir rapidement, sans devoir tenir compte de la météorologie.

Le nucléaire doit fournir la base de la production électrique. L'énergie hydraulique doit être utilisé afin de laisser toute sa place au solaire et à l'éolien, avec également l'appui du thermique, indispensable dans l'équation. Aujourd'hui, les directives européennes prônent la neutralité carbone pour 2050. Pour atteindre cet objectif, un plan prévoit le renforcement du parc nucléaire, ainsi que la création de nouveaux outils de production.

La diminution de la consommation des énergies fossiles, l'augmentation de la consommation d'électricité pour y parvenir et répondre aux nouveaux usages, le redimensionnement des réseaux accompagné d'investissements massifs, la décarbonation du parc routier, et la rénovation du bâti ainsi que la sobriété énergétique représentent près de 66 milliards d'euros d'investissements par an, soit plus de 2 % du PIB.

Pour le nucléaire, la priorité consiste à prolonger le parc actuel ; rien n'est acquis en la matière, et il faut continuer à lancer des études dans cette perspective. Il s'agit également de faire fonctionner le parc dans les meilleures conditions et le plus longtemps possibles, en tenant compte des effets transitoires ; avec l'afflux d'énergies intermittentes sur le réseau, cela commence à devenir compliqué. Cela nécessite, en gardant la maîtrise des sujets en interne, de disposer d'un personnel compétent et réactif.

Il nous faut aussi engager un programme palier ; cela permettra de répondre aux besoins en énergie, et de prévoir le remplacement du parc existant dans un temps plus lointain. Il convient de revitaliser toute la filière industrielle, ce qui concerne également le parc en exploitation.

La relance du nucléaire ne peut s'affranchir de la question de sa durabilité sur le long terme, qui passe par la transition de la filière à eau légère vers celle à neutrons rapides. La fermeture prématurée de la centrale Superphénix en 1997 a porté un premier coup au savoir-faire de la France en la matière, suivi de l'ajournement du projet Astrid en 2017.

Afin ne pas laisser la Russie, la Chine et les États-Unis seuls maîtres de cette filière à l'avenir, la France devrait programmer la réalisation d'un prototype de réacteurs de quatrième génération. Dans les prochaines décennies, nous risquons de passer d'une consommation moyenne de 500 à 850, voire 900, térawattheures, pour répondre aux besoins en énergie, et notamment à la demande toujours croissante des industriels, qui représente les deux tiers de la consommation totale. Un premier palier doit être franchi en 2035, puis un second en 2050. Au regard des objectifs fixés, la réussite dépend de notre réponse à la demande en électrification. Les ambitions de réindustrialisation de la France dépendent, en partie, de notre capacité à fournir de l'électricité.

Le besoin de recrutement dans le secteur est important. D'ici à dix ans, toutes filières confondues, 100 000 emplois sont concernés. Afin de répondre à ces besoins de recrutement et de formation, la CGT propose d'ouvrir de nouvelles écoles de métiers et, dans un délai plus restreint, de conserver celles qui existent déjà.

Concernant l'énergie thermique, les enjeux sont également importants, avec des besoins de l'ordre de 15 à 20 gigawatts. Des projets peuvent être mis en oeuvre, comme celui d'Ecocombust. D'ici à 2050, il faut continuer de développer nos moyens de production thermique, en sachant que ceux-ci doivent être décarbonés ; cela exige principalement des cycles combinés gaz (CCG) et des turbines à combustion (TAC).

Sur ces sujets, la recherche et le développement jouent un rôle important. Il fut un temps où tout le monde misait sur l'hydrogène, que l'on imaginait primordial en 2030 ; il s'avère que la technologie n'est pas assez mûre. Certains pays, comme l'Allemagne, ont choisi de privilégier le gaz, avant de convertir leurs centrales à l'hydrogène à l'horizon 2035.

Au sujet de l'hydraulique, nous espérons toujours un véritable plan de relance, qui concerne à la fois l'entretien et les investissements. Dans un contexte d'urgence climatique, l'hydraulique doit retrouver une place prépondérante. Il s'agit également d'investir massivement dans les réseaux de transport ; leur développement et leur modernisation sont aujourd'hui essentiels pour organiser un raccordement des moyens de production décentralisés.

Concernant le nouveau nucléaire, une course contre la montre est engagée, avec toutes les échéances liées à la transition énergétique, résultant elles-mêmes de la rapidité du changement climatique. EDF propose un rythme de relance du nouveau nucléaire évitant l'emballement des esprits qui a prévalu au démarrage du réacteur pressurisé européen (EPR), et reposant sur des considérations de réalisme et de prudence. Il s'agit de tenir ce rythme de relance, et de créer les conditions favorables afin qu'il puisse s'accélérer dès le deuxième palier. Des moyens humains et des investissements importants doivent être consacrés à la réussite du nouveau nucléaire.

Le financement de la transition vers l'électrique s'avère un sujet critique. La rémunération du capital a un impact considérable sur l'amortissement des investissements, dont la part est majoritaire dans le coût global d'un système électrique décarboné. Or les conditions d'accès au crédit de l'entreprise publique sont plus avantageuses que la rémunération exigée par des capitaux privés. Cela plaide pour un financement public du système électrique, ou du moins pour que celui-ci repose sur des emprunts garantis par l'État. Cette question est liée au fonctionnement du marché européen de l'électricité, qui montre son incapacité à dégager les ressources permettant d'investir à moyen terme, et qui mérite une véritable refonte.

Pour conclure, je reviens aux 78 ans d'EDF. Notre entreprise pose les fondements du service public de l'énergie. Bien que malmenée depuis de nombreuses années, la vision qu'a la CGT du service public de l'énergie reste résolument moderne, et nous sommes fiers de l'incarner au quotidien.

M. Alexandre Grillat, secrétaire national affaires publiques et européennes à la CFE-CGC (Confédération française de l'encadrement - Confédération générale des cadres) Énergies. - Sur tous les sujets abordés par votre commission, la responsabilité de l'État, que celui-ci soit actionnaire, régulateur ou supposé stratège, est écrasante.

En qualité d'actionnaire, après avoir demandé une distribution de dividendes excédant les capacités économiques de l'entreprise, l'État a souvent exigé d'EDF des décisions d'investissement qui relevaient davantage de ses intérêts que de ceux de l'entreprise. Qu'il s'agisse, par exemple, de l'investissement dans le projet Hinkley Point en 2016, ou du rachat d'Areva NP en 2015, les conséquences financières de ces décisions pèsent aujourd'hui sur la vie de l'entreprise, et les salariés n'ont pas la mémoire courte.

En qualité de régulateur, l'État a préféré soutenir la concurrence, quitte à la subventionner, plutôt que de sécuriser les capacités financières d'EDF en prévision des investissements à venir, que nul n'ignorait. En 1980, on savait que le parc nucléaire aurait, en moyenne, quarante ans en 2020, et que son renouvellement exigerait des capacités de financement pour EDF. Dans cette perspective, en 2022, la décision jusqu'au-boutiste d'augmenter de 20 térawattheures la livraison d'Arenh s'est révélée à la fois anti-industrielle et antiéconomique, comme l'a reconnu la Cour des comptes dans son évaluation des effets du bouclier tarifaire, où elle juge sévèrement la capacité de l'État à réguler.

En qualité de stratège, l'État a, par une décision finale prise après 2017, privé EDF de deux réacteurs alsaciens en parfait état de marche, qui manquent aujourd'hui à l'équation électrique du pays.

Pour les salariés d'EDF qui se sont battus contre cette hérésie climatique, industrielle et électrique, il est difficile de se voir aujourd'hui reprocher une production nucléaire dégradée. La programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) de 2018, actuellement toujours en vigueur, prévoit la fermeture de 14 réacteurs d'ici à 2035, et le discours de Belfort n'a rien changé à cet état de fait.

Au-delà des responsabilités de l'État dans la situation d'EDF, la dernière mise en scène ministérielle - avec un ministre qui s'invite au comité exécutif d'EDF - s'avère une illustration des dérives d'un État qui se noie dans la confusion des rôles et des responsabilités. Si l'État actionnaire peut agir dans un conseil d'administration via les administrateurs qu'il nomme, et s'il définit les choix de politique énergétique, il n'est en rien concerné par la responsabilité managériale d'une entreprise dont il est certes l'unique actionnaire, mais seulement l'unique actionnaire.

Cette mise en scène ministérielle, selon nous, est la dernière preuve d'un mélange des genres qui participe aux difficultés de l'entreprise, notamment financières. Plutôt que de s'ériger en manager d'entreprise, le ministre devrait s'attacher à préciser, sans plus tarder, à la fois la stratégie française sur l'énergie et le climat (SFEC) et la PPE, afin de donner un cadre propice à la relance du nucléaire en France, de favoriser les investissements dans la transition énergétique, et de définir le modèle de financement qui permettra enfin de traduire dans les faits le discours de Belfort.

Qu'il s'agisse des concessions hydroélectriques, du financement du nouveau nucléaire ou du cadre de régulation qui suivra l'Arenh, le Gouvernement doit faire comprendre à Bruxelles que, bien souvent, EDF aide l'État - et non l'inverse -, et qu'il est temps de se débarrasser des contreparties imposées à EDF au nom de la règlementation européenne en matière d'aides d'État. Si les Allemands arrivent à obtenir de Bruxelles des autorisations sur les aides d'État, la France doit en obtenir autant, au nom d'une forme d'exception électrique française.

Vous nous avez également interrogés sur les avantages octroyés aux salariés d'EDF. S'il s'agit de supprimer des avantages afin de faciliter le financement du nouveau nucléaire, le coût de ces soi-disant avantages octroyés s'avère très éloigné des enjeux financiers du programme, qui s'élèvent à plus de 50 milliards d'euros. Si cette question sous-entend la nécessité d'une forme de justice, celle-ci ne peut trouver de réponse que dans un débat élargi aux multiples rentes et privilèges existant dans notre pays, sans rechercher de confortables boucs émissaires.

Votre question est d'autant plus mal reçue par les salariés d'EDF que la dernière réforme des retraites n'a pas consisté à supprimer tous les régimes spéciaux, mais uniquement à pointer certains d'entre eux, dont celui des industries électriques et gazières (IEG), sans aucune forme de justice ou d'égalité de traitement. Désormais, avec la fin du régime spécial de retraite des IEG pour les nouveaux embauchés, les avantages octroyés aux salariés d'EDF ont été réduits.

Je vous retourne donc la question : pensez-vous que, sans l'engagement des salariés d'EDF, la relance du nucléaire sera possible en France ? Cet engagement des salariés, au coeur de la réussite du programme électronucléaire dans les années 1970-1980, n'a jamais été démenti. Nous nous souvenons tous des différents événements climatiques, en particulier celui de la tempête de 1999 ou, de manière plus fréquente, ceux des Antilles ; chaque fois, l'engagement des salariés du groupe EDF est au rendez-vous.

Au moment où toutes les entreprises des IEG - EDF compris - font face à des difficultés de recrutement et de fidélisation des compétences, croyez-vous que l'heure soit à la chasse aux supposés avantages, au risque de fragiliser la mobilisation pour la relance du nucléaire ?

Concernant le nouveau nucléaire, tant que le modèle de financement ne sera pas défini, aucune relance ne sera possible. En 2018, le rapport d'Escatha préconisait de lancer, sans plus tarder, la commande de six EPR 2. Six ans plus tard, nous n'avons toujours pas vu la couleur de cette commande d'État. Sans décision claire et ferme de l'État, et sans les moyens financiers associés, le discours de Belfort restera un discours.

Par ailleurs, la CFE Énergies tire les leçons de la décision d'investissement dans le projet Hinkley Point, dont la précipitation a conduit à un modèle de financement baroque et mortifère pour les finances d'EDF. Toute fuite en avant, à laquelle la volonté étatique de concrétiser le discours de Belfort pourrait inciter, nous apparaît contre-productive. Plutôt que précipiter le mouvement en pressant EDF de mobiliser tous ses moyens, le Gouvernement ferait mieux de se rappeler la morale de la fable de Jean de La Fontaine : « Rien ne sert de courir, il faut partir à point. »

Au-delà du fait que les deux réacteurs alsaciens manquent aujourd'hui à la production nucléaire d'EDF et de notre pays, nous rappelons que le parc nucléaire a aujourd'hui vingt ans de plus qu'au début des années 2000, et que sa prolongation impose un programme industriel unique au monde, dit de grand carénage. Ce dernier d'inscrit dans un contexte différent après l'accident de Fukushima, sans même parler de la nécessaire adaptation du parc nucléaire au réchauffement climatique, et cela a pour conséquence de prolonger la durée des visites décennales.

Par ailleurs, personne ne doit oublier que le développement des capacités électriques intermittentes renouvelables a des effets croissants et de plus en plus significatifs sur le fonctionnement du parc nucléaire, à savoir la modulation de charge. Plus les énergies renouvelables (EnR) électriques se développeront, plus le parc nucléaire devra moduler en conséquence, quand bien même les réacteurs seront disponibles pour le réseau, avec des effets sur la baisse de la production nucléaire et sur les résultats financiers d'EDF.

La CFE Énergies appelle de ses voeux une évolution régulatoire, qui permettra enfin de traiter à égalité les EnR électriques et le nucléaire, dans l'intérêt du système électrique et de la sécurité électrique des Français.

Concernant le marché européen de l'électricité, la CFE Énergies regrette que cette réforme EMD (Electricity Market Design) n'ait que le nom de réforme. La mise en place de CFD (contrats pour la différence) n'apporte, selon nous, qu'une rustine à un fonctionnement de marché conforté par cette soi-disant réforme, avec seulement l'introduction de signaux économiques de long terme, favorables aux investissements, et toujours la prévalence de la loi du marché.

L'analyse comparée entre l'Union européenne (UE) et les États-Unis, pourtant érigés en modèle de fédéralisme et de loi du marché, est éclairante. Alors que l'UE s'évertue, notamment avec la réforme EMD, à créer un grand marché européen dérégulé, les États-Unis ont laissé, depuis plusieurs décennies, la possibilité à chacun des cinquante États de définir leur profondeur de dérégulation. Cohabitent ainsi des États ayant totalement dérégulé leur marché d'électricité, et d'autres qui ont gardé leur monopole et leur mix électrique à majorité pilotable. Nous observons que, chez ces derniers, les prix de l'électricité ont été contenus, et sont les plus bas du pays.

Et c'est en Europe, où persiste un grand marché concurrentiel, que les prix de l'électricité ont le plus augmenté, en comparaison à l'évolution des prix aux États-Unis. La CFE, plutôt adepte des faits que de l'entêtement dans les dogmes, regrette que cette réforme du marché de l'électricité au niveau européen n'en soit finalement pas une.

L'accord entre EDF et l'État du 14 novembre 2023 ne correspond pas à une régulation, et repose sur une logique de marché. Le parc nucléaire demande une infrastructure électrique importante. Comme le disait l'économiste Marcel Boiteux qui nous a quittés en septembre dernier, si l'horloge est là pour dire l'heure, les tarifs sont là pour dire les coûts. Nous préconisons un modèle permettant de couvrir les coûts, car l'important pour EDF est de pouvoir investir.

Enfin, vous nous avez interrogés sur les concessions hydroélectriques. Si l'État, avant 2004, avait transféré la propriété des barrages hydroélectriques à l'établissement public à caractère industriel et commercial (Épic) EDF, la question de la mise en concurrence ne se serait jamais posée. Toujours est-il que cela ne s'est pas fait. Notre conviction, aujourd'hui, est que la quasi-régie, vantée comme une solution miracle lors du débat autour du projet Hercule de démantèlement du groupe, n'est pas la meilleure solution ; elle contribue à la désoptimisation opérationnelle d'EDF et de son parc de production.

Nous appelons le Gouvernement à se battre à l'échelle européenne, afin de défendre une solution qui ne passe pas par la quasi-régie, et qui évite la mise en concurrence des concessions hydroélectriques. Le régime d'autorisation, aujourd'hui mis sur la table, permet de croire à une solution. Mais, pour cela, il s'agit d'avoir du courage politique, et de défendre à Bruxelles cette option, qui, à la fois, préserve le caractère intégré du groupe EDF et s'avère applicable aux autres opérateurs historiques de l'hydroélectricité en France - la Compagnie nationale du Rhône (CNR) et la Société hydroélectrique du Midi (SHEM).

M. Paul Guglielmi, délégué syndical central et délégué fédéral FNEM-FO. - Pour la FNEM-FO, ces dernières années ont montré l'inefficacité et le danger du système énergétique global, voulu par la Commission européenne et validé par les différents gouvernements français depuis les quarante dernières années. Nous estimons prioritaire et urgent un changement de stratégie sur la question de l'énergie. Il s'agit, d'une part, de répondre aux besoins de la révolution énergétique de manière pragmatique et, d'autre part, de permettre à la France d'assurer son intégrité, son indépendance, en garantissant à tous les Français le pacte républicain sur la question de l'énergie.

Un plan public d'ampleur doit être mis en oeuvre afin de développer un nouveau modèle énergétique français, en évitant de laisser la place à la spéculation et à la captation des ressources via des subventions publiques mal ciblées. Dans ce cadre, FO-Énergie revendique une refondation de la filière française de l'énergie et la création d'un pôle public nationalisé de l'énergie décarbonée.

Malmenée depuis plusieurs décennies, cette filière a besoin de retrouver le rôle et les missions qui lui ont été confiées après la loi de 1946. Le contexte actuel rappelle la nécessité pour notre pays de garantir son indépendance énergétique, en maintenant une efficacité économique de haut niveau, indispensable pour conserver une cohésion républicaine ; il y va de l'enjeu de la souveraineté économique et du désir de réindustrialisation légitime du pays.

La fiabilité de ces ressources à travers un mix électrique décarboné doit être le marqueur de cette indépendance énergétique. Il est nécessaire que la chaîne de valeur, de la fourniture de matières premières à la distribution, témoigne de conditions sociales justes, respectant la dignité et la santé des personnels du secteur. Chaque citoyen doit pouvoir bénéficier de la sécurité d'approvisionnement d'une énergie décarbonée, à un prix du kilowatt raisonné et équivalent pour tous.

Il convient de poursuivre notre trajectoire de baisse des émissions de CO₂, garante d'une planète vivable pour les générations futures. Pour cela, la politique énergétique a besoin d'être transformée en profondeur. Elle ne peut plus se permettre de jouer sur l'échiquier mondial d'un marché sans règles de base, et ne prenant pas en considération les particularités énergétiques de chaque territoire. Plusieurs dimensions systémiques sont ainsi à préciser : la dimension sociale, avec un droit à l'énergie pour tous, à un coût accessible et raisonnable ; la dimension géopolitique, car il en va de la souveraineté énergétique de chaque pays européen ; et enfin, la dimension écologique, avec l'impérieuse nécessité de décarboner l'énergie afin de lutter contre le réchauffement climatique.

Face à la crise actuelle, nombreux sont ceux qui admettent qu'il est nécessaire de réformer le marché. Mais on achoppe sur la volonté d'aller jusqu'au bout du processus de réforme, en changeant le logiciel libéral du secteur. Ce dernier a entraîné des pertes d'emploi, une baisse d'activité de la filière, et fait monter la précarité, avec des coûts toujours plus élevés. Un état des lieux s'avère nécessaire, comme votre commission semble également le penser, et FO-Énergie met tout en oeuvre afin de protéger les salariés et l'outil de travail. Tous les salariés d'EDF SA ont cette fierté chevillée au corps, et tous souhaitent réaliser du bon travail, dans de bonnes conditions et pour le bénéfice de tous.

Depuis sa création en 1946, l'entreprise a longtemps développé les compétences et pris en compte des préoccupations sociales ; cela va du salarié qui répond au téléphone à l'ingénieur qui conçoit un réacteur ; cela pourrait également valoir pour les soudeurs, mais nous n'en avons plus, nous les faisons venir d'ailleurs ; quant à nos ingénieurs, on les trouve dans des filiales désormais. Que fait-on avec ces filiales ? Ne pourrait-on pas réinternaliser certains savoir-faire ?

Autre enjeu social important : l'égalité professionnelle entre les hommes et les femmes. Pour cela, il existe des ambassadeurs d'EDF qui se déplacent dans des collèges. Cette volonté de réformes est louable, mais il s'agit de se projeter à plus long terme, dans dix ou quinze ans.

Vous nous avez interrogés sur la réorganisation en cours. Il nous a été proposé une réorganisation de l'ingénierie nucléaire, et celle-ci est mise en oeuvre depuis le 1^er avril par l'équipe de direction. Nous avons demandé quels étaient les bénéfices escomptés en termes de stratégie, de production, d'effectifs, ainsi qu'au niveau financier ; on n'a pas su nous répondre. La réorganisation doit apporter de la « fluidité » ; derrière ce mot, on peut mettre ce que l'on veut, mais cela ne répond pas à la question des bénéfices. 

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - C'est bien la fluidité !

M. Paul Guglielmi. - Oui, c'est bien, comme le ruissellement... Nous sommes actuellement dans une situation charnière ; les salariés de l'entreprise sont prêts à se retrousser les manches, et on leur propose une organisation étrange, opaque. On nous indique que l'on verra en marchant ; nous sommes une grande entreprise, et une telle réponse conduit à se poser des questions sur la finalité.

Nous ne doutons pas, compte tenu des échéances, que des modifications et des adaptations soient nécessaires. Nous souhaitons que soit mise sur la table l'idée d'une modification du logiciel, car l'électricité n'est pas un bien de consommation comme les autres. Et, encore une fois, la représentation nationale peut compter sur l'engagement des salariés d'EDF SA.

M. Julien Laplace, délégué syndical central CFDT. - Nous allons apporter un modeste éclairage, en nous positionnant non pas comme expert économique, mais comme salarié s'intéressant à ces questions fondamentales pour l'entreprise et pour le pays. En tant qu'organisation syndicale, nous défendons non pas les intérêts corporatistes des salariés mais une idée de l'intérêt général. EDF est une entreprise particulière, actrice de la souveraineté énergétique et de la lutte contre le dérèglement climatique.

La CFDT plaide pour un service public de la production d'électricité et une bonne utilisation de l'argent public, afin de financer une transition écologique juste et solidaire. Les plus pauvres de nos concitoyens sont, en effet, les plus précaires d'un point de vue énergétique, et les plus fragiles au regard de la transition à venir.

Trois objectifs principaux doivent guider la production d'électricité : permettre à EDF de prolonger ses parcs de production en toute sûreté et d'investir dans de nouveaux moyens de production décarbonée, qui nous aideront à atteindre les objectifs fixés par l'accord de Paris ; aider les industriels afin de redynamiser les entreprises françaises et développer l'emploi ; enfin, revoir la façon de calculer les tarifs réglementés de vente de l'électricité pour les citoyens, et l'étendre aux petites entreprises avec une TVA à 5,5 %, de manière à ce que l'on puisse apporter une réponse aux personnes en situation de précarité énergétique.

La production d'électricité est régie par des réalités physiques incontournables, que l'on oublie trop souvent dans les décisions politiques ou dans des logiques financières. Entreprise industrielle, EDF fonctionne sur le temps long ; elle a besoin de visibilité, de pérennité et de stabilité par rapport aux décisions politiques, aux modèles économiques, de manière à favoriser une politique sociale, de ressources humaines, de recrutement, de montée en compétences, qui s'inscrive dans ce temps long.

Concernant les décisions politiques, il y a eu la libéralisation du secteur au début des années 2000. S'en sont suivies, pendant vingt ans, des fermetures de moyens pilotables qui ont conduit à une forme de pénurie de l'électricité avec, en 2022, la crise liée à la guerre en Ukraine. Cela a également conduit au contentieux avec la Commission européenne sur le renouvellement des concessions hydroélectriques ; la libéralisation du secteur et la volonté de mettre en place une concurrence ont abouti à considérer le parc nucléaire français et les concessions de production hydroélectrique comme des avantages concurrentiels.

Du jour au lendemain, avec la crise énergétique, nous avons changé d'optique. Il y a eu, en 2022, le discours de Belfort, avec l'annonce de la construction de six à quatorze nouveaux réacteurs ; dans la PPE en cours, est inscrite la fermeture de quatorze réacteurs, soit exactement l'inverse. En quelques mois, nous sommes passés de rien à tout. Ces changements politiques posent de sérieux problèmes pour conduire une politique industrielle à long terme.

Aujourd'hui, est voté le projet de loi entérinant la fusion entre l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) et l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Nous apportons notre soutien à nos collègues salariés de l'IRSN. Au-delà du brusque changement de stratégie nucléaire, on décide également de changer le système de gouvernance de la sûreté nucléaire en France datant de 2002, sans diagnostic partagé et contre les avis de nombreuses parties prenantes ; cela fait peser un risque fort de désorganisation sur la filière nucléaire. La phase transitoire de la réorganisation va être déstabilisatrice, à un moment qui s'avère crucial pour la relance du parc nucléaire. La transparence et une meilleure information de la société civile sont indispensables pour pouvoir avancer sereinement sur ces prises de décision stratégiques.

La stabilité économique est liée aux choix politiques. Le marché libéral, mis en place au début des années 2000, a depuis montré ses limites. Il a fait faillite en 2022 ; la présidente de l'UE a elle-même indiqué qu'il fallait le réformer. Le principal problème concerne le signal-prix, qui ne fonctionne pas et ne permet pas de déclencher de nouveaux investissements dans des moyens de production. Après la crise de ces derniers mois, on arrive à avoir aujourd'hui des prix négatifs au moindre éclat de soleil ou coup de vent.

Vous nous avez interrogés sur la réforme au niveau européen, ainsi que sur l'accord entre EDF et l'État. La réforme structurelle nécessaire, à savoir celle du marché, n'a pas eu lieu. L'accord entre EDF et l'État va donner de la visibilité aux industriels, et les contrats pour la différence répondent à la même logique de long terme.

Quand l'État met en place le bouclier tarifaire, cela permet de contrôler les prix pour les citoyens et les entreprises, mais la finalité consiste à ne pas toucher au marché de l'électricité et à son organisation. En 2022, dans le cadre du bouclier tarifaire, EDF a fait un chèque de 8 milliards d'euros à ses concurrents alternatifs afin que ces derniers puissent répercuter cette somme dans leurs offres auprès des particuliers. En 2023, l'inverse s'est produit ; pour ne pas endetter davantage EDF, l'État a pris à sa charge la moitié de l'effet prix. Au total, l'État a injecté 20 milliards d'euros dans les comptes d'EDF afin de ne pas remettre en cause le marché de l'électricité.

En janvier 2023, la commission d'enquête de l'Assemblée nationale avait conclu à la nécessité de suspendre immédiatement l'Arenh et de revoir les règles du marché. On constate que des accords ont été passés et que des négociations ont eu lieu. Or cette démarche qui faisait consensus, il y a un an, n'a pas abouti.

La stabilité des ressources humaines est fondamentale pour développer et maintenir des compétences. Or la politique entreprise conduit à ce que l'État, en tant qu'actionnaire, pressurise les salariés d'EDF - comme c'est l'argent du contribuable qui est investi, il faut le regarder de près. Aujourd'hui, l'entreprise est contrainte de faire des économies sur l'immobilier, ce qui réduit les espaces et contribue à dégrader les conditions de travail des salariés. Ceux-ci seront probablement en moins bonne santé et moins productifs.

La filialisation à laquelle s'adonne EDF conduit à réaliser des économies sur les rémunérations périphériques et empêche de pérenniser les compétences. Surtout, elle dégrade globalement l'organisation de l'ingénierie nucléaire, qui devient silotée. Notre entreprise connaît les mêmes phénomènes qui se produisent chez Boeing : filialisation, réduction du fait syndical, économies sur la masse salariale, etc. Nous considérons qu'une telle politique n'est à pas la hauteur des enjeux, de la relance nucléaire et des investissements à réaliser dans l'énergie hydroélectrique.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Vous êtes tous des représentants des salariés d'EDF. Aussi, je souhaiterais connaître votre point de vue sur la façon dont la réorganisation annoncée est perçue en interne. Cette réorganisation vous semble quelque peu opaque, Monsieur Guglielmi : qu'entendez-vous par là exactement ?

Des problèmes en partie imputables à EDF ont été relevés sur l'EPR de Flamanville, qui ne fonctionne pas encore complètement. J'imagine que les propositions de réorganisation de votre entreprise vont dans le sens de leur résolution. Je vous renvoie au rapport de Jean-Martin Folz, que nous avons entendu dans le cadre de cette commission. Si nous souhaitons relancer la construction de nouvelles centrales, nous devons d'abord nous assurer que nous avons résolu ces problèmes qui ne sont pas si lointains.

Je comprends que vous soyez attachés à votre société, d'autant que vous en défendez les salariés. Toute organisation doit être en permanence remise en question, notamment du point de vue de son efficacité. Dans ce cadre, il me semble naturel de vouloir répondre de la meilleure façon possible aux attentes des uns et des autres.

Vous dites que vous évaluerez la réorganisation en cours de route : cela ne me satisfait guère. J'aimerais mieux qu'on me présente les orientations telles qu'elles ont été fixées. Bien sûr, j'espère que cette organisation fonctionnera, mais ce n'est jamais garanti à l'avance.

L'an dernier, EDF a recruté 4 000 ingénieurs : c'est considérable. Monsieur Fernandes, les nouvelles écoles de métiers ont-elles été relancées ? Cela semble nécessaire dans certaines filières, à l'heure de la relance nucléaire. Avons-nous pris la bonne direction ? Doit-on en faire davantage, ou moins ?

Les avantages pour les salariés ne permettront pas de financer le nouveau parc nucléaire - ils ne sont pas du tout à la hauteur des enjeux. Cette commission a pour objet de rechercher un prix de l'électricité qui soit le plus abordable possible. Or les coûts d'EDF, dont les avantages des salariés font partie, entrent en ligne de compte dans le calcul de ce prix. Nous n'avons pas pour rôle de remettre en question ces avantages, mais nous souhaitons tout de même pouvoir dire ce qu'ils représentent.

Monsieur Laplace, vous prétendez qu'appliquer un taux de TVA de 5,5 % sur le prix de l'électricité permettrait de lutter contre la précarité énergétique. Il serait intéressant que vous précisiez le contenu de cette proposition dans la mesure où la partie fiscalité représente 33 % du prix de l'électricité.

Par ailleurs, comment pourrions-nous sortir du conflit au niveau européen sur les concessions hydrauliques ? Il faut relancer l'investissement, mais cela suppose d'en finir avec le contentieux actuel. Doit-on continuer à fermer les centrales thermiques, comme nous l'avons fait jusqu'à présent ?

Et que pensez-vous de la modulation nucléaire ? Le parc français est le premier au monde dans lequel on demande autant de modulation. Est-ce une bonne chose ? La modulation vient-elle toujours de l'extérieur ou dépend-elle aussi du prix du marché ? En fonction du prix du marché, on a le sentiment qu'on peut produire plus ou moins d'énergie nucléaire...

Bref, nous aimerions connaître votre avis en tant que salariés et représentants des salariés d'EDF.

M. Alexandre Grillat. - La CFE Énergies en est convaincue : pour réussir la construction des six EPR 2, soit un gigantesque programme industriel, il faut mettre en oeuvre les préconisations du rapport Folz. Il convient notamment de réaliser la séparation entre la maîtrise d'ouvrage (MOA) et la maîtrise d'oeuvre (MOE).

Ce mode de réorganisation des activités nucléaires est pertinent et a du sens pour les salariés. Mais le diable se cache toujours dans les détails. Voilà cinquante ans que les salariés d'EDF sont confrontés à des réorganisations et ils n'y ont jamais rechigné, surtout lorsqu'elles sont bien pensées. Mais, en l'occurrence, cette réforme embrasse trop et finit par mal étreindre. En effet, instituer une grande direction d'ingénierie qui embarque à la fois les installations neuves et futures, c'est prendre le risque de faire des arbitrages industriels entre ces deux composantes du parc nucléaire français.

Pour notre part, nous aurions souhaité que cette réforme s'opère en plusieurs temps, plutôt que de tout mélanger. Il faut d'abord mettre le paquet sur les six EPR 2, qui sont aujourd'hui la priorité d'EDF. Voilà pourquoi nous adoptons une approche mesurée consistant à examiner de manière concrète cette réforme, afin de vérifier que tous ses éléments sont pertinents.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - La réorganisation consiste donc à regrouper sous une direction unique les installations nouvelles et anciennes ?

M. Alexandre Grillat. - Il s'agirait d'une direction réunissant toutes les ingénieries des installations neuves et existantes, fusionnant ainsi des objectifs qui ne s'inscrivent pas dans la même temporalité et qui ne sont pas fondés sur les mêmes priorités.

Encore une fois, nous aurions préféré que la réorganisation soit réalisée de manière séquentielle entre les installations neuves et existantes. En revanche, nous approuvons le volet MOA et MOE de la réforme, car il a du sens.

M. Franck Montaugé, président. - Le fait de regrouper sous la même direction le parc actuel et futur n'empêche pas de travailler de manière séparée : ce ne sont pas les mêmes salariés qui sont attachés aux projets de grand carénage et à la construction des futurs réacteurs.

M. Julien Laplace. - C'est l'un des problèmes de la réorganisation. En effet, ce regroupement n'empêche pas de travailler de façon séparée. C'est en tout cas ce que pense une partie des directeurs de notre entreprise, mais d'autres préfèrent créer des synergies et faire travailler les salariés tous ensemble, qu'ils assurent des missions de contrôle-commande ou de distribution électrique.

J'insiste, les cinq grands directeurs d'EDF ne partagent pas du tout la même vision de la réorganisation à venir.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - C'est un problème très français.

M. José Fernandes. - Aux yeux de la CGT, la restructuration des activités nucléaires du groupe EDF ne sera pas suffisante pour atteindre les objectifs attendus. Nous avons bien affaire à un projet descendant, accompagné par des cabinets de conseil externes et basé sur une vision très éloignée du terrain.

Sans surprise, les solutions avancées sont à l'image des réformes proposées dans les grands groupes similaires : elles ne tiennent pas compte des spécificités de l'entreprise, de son histoire, de sa mission de service public, ni des agents, dont l'engagement et les compétences sont pourtant reconnus. La maîtrise de la boucle complète - conception, construction, exploitation - a été et reste sans conteste ce qui a permis de maintenir et d'améliorer constamment le parc en exploitation, tout en étudiant les nouveaux modèles.

La surveillance des études et de la fabrication doit rester entièrement du domaine d'EDF. Toute rupture dans cette vision globale et transverse, notamment au profit de filiales, ne permet plus de maîtriser totalement nos missions et de garantir le produit final, qui relèvera de la responsabilité d'EDF.

L'ingénierie et le nouveau nucléaire font face à un enjeu majeur de recrutement, de formation et de montée en compétences. Pour y répondre, la réorganisation de l'ingénierie doit inclure une réflexion sur les parcours croisés, en particulier entre les chantiers et les études.

L'une des conditions de réussite de l'ancienne direction de l'équipement pour la construction du parc nucléaire existant était le fameux alignement des planètes entre les intérêts d'EDF, de l'État et du tissu industriel. En ce sens, la réorganisation des métiers nucléaires ne fonctionnera que si elle est accompagnée d'un véritable soutien étatique vis-à-vis d'EDF, mais aussi d'une reprise et du maintien du tissu industriel.

Pour conclure, nous craignons que les agents et la ligne managériale de proximité soient sollicités pour trouver des solutions permettant à cette nouvelle organisation de fonctionner.

Mme Amélie Henri, déléguée syndicale centrale CFE-CGC à EDF SA. - Aujourd'hui, la priorité est de concevoir et de construire les six nouveaux EPR, voire huit réacteurs supplémentaires. Regrouper toutes les formes d'ingénierie sous une même direction pose le risque d'une absorption par le chantier du nouveau parc nucléaire des ressources humaines qui travaillent actuellement sur les installations existantes. Nous devons veiller à ne pas tomber dans ce travers.

Bien entendu, cette réorganisation se fonde sur des ambitions louables, notamment la clarification et la dissociation des rôles entre MOA et MOE, pour le nouveau nucléaire et le parc existant. Le regroupement des compétences de construction facilitera le renforcement de la professionnalisation et la mise en place de boucles de décisions courtes, efficaces et rapides, et assurera aussi une meilleure coordination avec les relations institutionnelles.

En revanche, nous déplorons qu'aucun indicateur de performance industrielle, économique et sociale n'ait été présenté pendant la phase de consultation du comité social et économique central (CSEC).

Nous ne prétendons pas qu'il ne doit être procédé à aucune réorganisation. Or cette réorganisation, telle qu'elle nous a été présentée, ne nous a pas convaincus qu'elle permettrait à EDF d'assurer la livraison des nouveaux EPR ni même de prolonger la durée de vie des réacteurs existants. Il s'agit pourtant d'un élément crucial pour continuer, demain, à répondre aux besoins en électricité et à l'électrification des usages.

M. Franck Montaugé, président. - Une planification de la démarche prévue a-t-elle été présentée aux personnels ?

Mme Amélie Henri. - La réorganisation, annoncée le 1^er avril dernier, soulève encore de nombreuses questions quant à l'accompagnement des salariés. Plusieurs enquêtes démontrent que ces derniers ont du mal à comprendre le sens de cette réorganisation. Des temps d'échanges sur la mise en oeuvre de la réforme ont été annoncés dans le cadre du CSEC, mais je ne connais pas d'autre élément de planification.

M. Paul Guglielmi. - Les salariés ne sont pas vent debout contre cette réorganisation. Notre direction nous demande de faire mieux et nous le comprenons. Seulement, la pédagogie fait défaut. Nous avons le sentiment que nos directeurs nous préparent une usine à gaz qu'ils ne maîtrisent pas eux-mêmes.

Je ne prétends pas qu'ils vont sciemment nous faire aller dans le mur. En revanche, ils ne parviennent pas à nous transmettre une vision et à indiquer un point de sortie. Pourtant, les salariés ont besoin d'un horizon : ils souhaitent recevoir un calendrier avec des points d'étapes sur la mise en oeuvre de la réforme et connaître les gains financiers et industriels escomptés.

Nous savons que les directeurs de notre entreprise font preuve de bonne volonté, mais cela ne suffit pas à donner du sens au travail quotidien des salariés.

M. Julien Laplace. - Selon un diagnostic de déficit de compétences, 200 à 300 salariés sont capables de participer à la construction des EPR 2, mais il en faudra entre 600 et 700 d'ici à 2027. L'entreprise réfléchit donc à monter une joint-venture avec des industriels compétents.

De notre côté, nous militons pour embaucher dès maintenant des agents de maîtrise qui seraient affectés sur les sites de Penly et de Gravelines. Or la direction préfère recourir à des prestataires externes. C'est ce genre de point pratique qui fait défaut dans le projet de réorganisation.

M. Franck Montaugé, président. - C'est du plan Excell que vous parlez ?

M. Julien Laplace. - Il ne s'agit pas du plan Excell, qui recouvre l'excellence opérationnelle. Je parle du recrutement même. Encore une fois, nous militons pour qu'EDF recrute des salariés en interne dès aujourd'hui. Toutefois, la direction mise sur une autre stratégie consistant à solliciter des industriels extérieurs, toujours dans une logique de filialisation.

Nous avons besoin de 400 agents supplémentaires d'ici à 2027. Vu le temps qu'il faut pour les former, c'est aujourd'hui qu'il faut les recruter !

M. Daniel Gremillet. - La situation est contradictoire : EDF a annoncé à ses salariés la fermeture de quatorze réacteurs, mais, en même temps, il a été décidé de relancer le nucléaire - pourtant, les projets annoncés ne permettront pas d'atteindre l'objectif de neutralité carbone à l'horizon 2050.

Le Sénat a été un élément moteur de la relance du nucléaire. Nous considérons qu'il est absolument essentiel de disposer d'une énergie pilotable, qui ne saurait être opposée aux énergies renouvelables.

La construction de six, voire de quatorze, EPR d'ici à 2050 représente un véritable défi dans la mesure où la France a tourné le dos au nucléaire pendant plusieurs années.

Qu'on le veuille ou non, c'est bien EDF qui détient le seul savoir-faire véritable en matière d'énergie nucléaire dans notre pays. Dès lors, comment s'appuyer sur cette expérience très reconnue pour relever le défi français de production énergétique pilotable à un coût accessible ? Le coût sera un élément déterminant pour nos concitoyens et nos collectivités, mais aussi pour la relance économique.

Selon vous, l'énergie hydroélectrique constitue une fenêtre de tir pour sortir du piège dans lequel nous nous trouvons depuis très longtemps. Pensez-vous que seul le courage politique pourra nous permettre de réussir ? Une initiative française autre que celle du groupe EDF et du Gouvernement pourrait-elle être lancée pour apporter une réponse au niveau européen ?

M. Alexandre Grillat. - En effet, la situation de l'hydroélectricité stagne depuis 2008, mais le monde a changé. La France est désormais le seul État membre visé par des mises en demeure ou impliqué dans des contentieux engagés par la Commission européenne sur les barrages hydroélectriques. En 2021, la Commission a éteint les mises en demeure prononcées en 2019 sur l'absence de dialogue compétitif lié à l'application de la directive sur les concessions.

On observe une ostracisation du modèle hydroélectrique français à Bruxelles, alors que la réciprocité n'est pas possible entre les États membres : soit les barrages sont gérés par l'exploitant, soit ils font l'objet d'une concession pour cinquante ans, qui devait être renouvelée avant 2004.

Le cas de la France est très spécifique. Nous avons l'impression que la Commission européenne se focalise sur l'hydroélectricité française en utilisant des arguments parfaitement contestables sur la liberté d'installation ou l'insuffisance d'ouverture de notre marché.

C'est la raison pour laquelle je parlais de courage politique tout à l'heure : il y a matière à défendre l'exception électrique française devant les services de la Commission, à savoir la direction générale du marché intérieur, de l'industrie, de l'entrepreneuriat et des petites et moyennes entreprises (DG Grow) et la direction générale de la concurrence (DG Comp).

Les élections de juin prochain aboutiront probablement à une évolution des rapports de force au sein des institutions européennes. Dans ce contexte, le Gouvernement devrait faire preuve de courage politique pour défendre le choix de la bascule vers le régime d'autorisation à Bruxelles.

M. Paul Guglielmi. - L'eau est un enjeu important à plus d'un titre. En règle générale, la production hydroélectrique se situe en amont de la production nucléaire. Il serait donc problématique de ne pas en maîtriser la gestion, la maintenance et la production. Si l'État a acquis 100 % des actions d'EDF, c'est bien pour des raisons stratégiques : il s'agit d'avoir le dernier mot et de garder la mainmise sur ce qui doit être fait.

Il est hors de question de faire passer les concessions hydroélectriques par un biais différent. Nous demandons donc à ce que la production d'énergie hydroélectrique reste dans le giron d'EDF, avec la nationalisation pour dénominateur commun.

Mme Amélie Henri. - Jusqu'au discours de Belfort, EDF était plutôt en ordre de bataille. La tendance était à la fermeture des centrales, ce qui entraînait forcément une décroissance des compétences.

Les compétences sont un sujet absolument clé lorsqu'on sait que la filière nucléaire devra procéder à près de 100 000 recrutements dans les dix années à venir. Comment réussir ces recrutements et attirer les candidats ? Derrière la question de l'attractivité, il y a celle de la fidélisation des compétences. Nous sommes une industrie du temps long. Il faut donc pouvoir conserver nos compétences dans la durée, d'autant que nous devons construire six nouveaux EPR, et d'autres encore. Cela suppose de proposer des parcours professionnels adaptés.

En ce domaine, il faut aller beaucoup plus loin, sans quoi nous ne serons pas capables de réussir nos projets.

M. Franck Montaugé, président. - Outre la faiblesse des contrats pour la différence que vous avez évoquée, quelles autres propositions structurelles feriez-vous pour réformer le marché européen de l'électricité, qui se révèle particulièrement contraignant ? À titre personnel, je pense qu'il n'a pas fait la démonstration de son efficacité, notamment pour les consommateurs.

Par ailleurs, comment envisagez-vous la question de l'accès aux capitaux pour financer la montagne d'investissements à réaliser pour, à la fois, les opérations de grand carénage et la construction des nouveaux réacteurs nucléaires ? Il me semble que l'État a une responsabilité toute particulière, car cette question aura un impact extrêmement fort sur les prix payés par les consommateurs.

M. Julien Laplace. - Si nous proposons d'appliquer un taux de TVA à 5,5 % sur les prix de l'électricité - au moins sur une part primaire -, c'est parce que nous considérons que l'électricité est un bien essentiel. Cela permettrait de contenir les prix au bénéfice des consommateurs, dans le cadre d'un marché contraint.

À l'échelon de la France, on pourrait changer la méthode de calcul des tarifs réglementés de vente de l'électricité. Le coût des avantages pour les salariés d'EDF n'affecte pas vraiment le coût pour le consommateur, contrairement à ce qui a pu être affirmé.

Pendant longtemps, le calcul du tarif réglementé de vente était basé sur les coûts de production. Or ce n'est plus le cas aujourd'hui. La contestabilité des tarifs, mise en place depuis l'introduction du marché, permet à n'importe quel opérateur marchand de contester les tarifs d'EDF. Cela a conduit la Commission de régulation de l'énergie (CRE) à estimer à 100 % l'augmentation des coûts de production de l'énergie entre 2022 et 2023, ce qui ne correspond pas à la réalité.

Cette méthode de calcul, qui est faite pour alimenter un marché créé de façon artificielle, pourrait être remise en cause à l'échelon français.

M. Alexandre Grillat. - La France possède un modèle de production hydroélectrique et nucléaire imbriqué.

Aujourd'hui, le nucléaire n'est pas regardé de la même manière à Bruxelles qu'il y a trois ans. En effet, depuis le 24 février 2022, le monde a changé et la question de la souveraineté, qui était auparavant taboue, est redevenue une priorité politique pour l'Europe. Le contexte politique actuel est donc plus favorable à la défense de l'exception hydroélectrique française, au nom de la lutte contre le réchauffement climatique et d'une meilleure gestion de l'eau au niveau des barrages.

Que faut-il faire pour réformer le marché de l'électricité ? Tant qu'aucune réforme structurelle n'est engagée à l'échelon européen, le cadre européen continuera de s'appliquer à la France. Or, ces derniers mois, rien n'a bougé : tout retour au monopole ou à une logique de tarification à la Marcel Boiteux sera impossible.

Les CFD sont présentés par certains comme étant la solution au monde post-Arenh. Or la détermination du prix des CFD doit être validée par la Commission européenne, en vertu de la réglementation des aides d'État.

Ainsi, l'épée de Damoclès de la DG Comp pèse même sur les dispositifs régulatoires considérés comme la solution à la fin de l'Arenh.

Le modèle des CFD, tel qu'il est permis par la réforme du marché de l'électricité, est délicieusement pervers puisque c'est la DG Comp qui détermine si le prix est juste. Or nous savons très bien qu'un prix juste, au sens de la Commission européenne, dépend de l'existence d'une concurrence effective.

M. Paul Guglielmi. - Certains pays limitrophes qui ne veulent pas de réacteurs sur leur sol achètent pourtant notre énergie nucléaire. Or ce sont les citoyens français qui s'acquittent du coût de construction, de maintenance et d'utilisation des centrales. Nous pourrions peut-être définir un prix spécial pour ces pays.

M. Alexandre Grillat. - Dans un monde idéal, EDF aurait dû avoir suffisamment de recettes pour être en mesure d'autofinancer le renouvellement de son outil industriel, comme toute entreprise normale.

Toutefois, depuis trente ans, les décisions de l'État actionnaire, mais surtout de l'État régulateur, n'ont pas permis à EDF de disposer des marges de manoeuvre nécessaires à l'autofinancement de la construction de nouveaux réacteurs. D'où la recherche frénétique de solutions.

Le capital de l'entreprise sera moins cher, car il s'agit d'un capital d'ordre public.

Si l'État finance ces projets, alors que le marché est ouvert depuis trente ans, la DG Comp dira qu'il s'agit d'une aide d'État. Cela nous ramène au débat franco-européen sur le régime de ces aides. Celles-ci peuvent être autorisés par la Commission européenne, mais il y a forcément des contreparties et des remèdes, que certains décrivent comme « herculéens ».

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Les prix de l'électricité sont en partie liés aux coûts de production, mais pas de façon majoritaire. Cela est pris en compte dans le calcul des tarifs réglementés, mais aussi dans l'accord passé entre l'État et EDF, sur lequel cette dernière s'appuie pour négocier un certain nombre de contrats avec des clients.

Monsieur Fernandes, savez-vous si EDF continue à travailler à l'élaboration de réacteurs de quatrième génération à neutrons rapides ? Appelez-vous de vos voeux la généralisation à l'échelle nationale des recherches sur ce type de technologie ?

M. José Fernandes. - À ma connaissance, depuis la fermeture du programme Astrid, le projet de réacteur de quatrième génération n'a pas été relancé, même s'il nous apparaît primordial compte tenu des prévisions énergétiques sur la période 2035-2050, et au-delà.

M. Franck Montaugé, président. - Les réacteurs de quatrième génération correspondent-ils selon vous au nucléaire durable ?

M. José Fernandes. - Non, je ne le pense pas.

Quelques mots sur les questions de financement. Le système post-Arenh nécessite d'être encadré par une loi, mais ce n'est pas à l'ordre du jour pour le moment. Le dispositif de captation de l'État - 50 % au-dessus de 70 euros et 90 % au-delà de 110 euros - n'est pas choquant. En cas de crise, EDF n'a pas vocation à réaliser des marges de guerre vis-à-vis d'autres groupes qui s'enrichissent, d'autant que les tensions mondiales sont élevées.

L'entreprise devra tenir une comptabilité spécifique sur le nucléaire pour permettre de suivre les tarifs. Cependant, une grande incertitude plane sur ses capacités à financer ces investissements, qui ne pourraient être réalisés qu'à condition que les prix ne soient pas trop bas sur la durée. EDF n'a pas demandé de prix plancher, pourtant prévu par la réforme du marché européen, récemment adoptée. Cela éviterait des contreparties exorbitantes, comme le retour du projet Hercule ou un démembrement du groupe.

Les prix devraient augmenter si la demande d'électricité remonte. Nous espérons que les prix sont bas uniquement de manière conjoncturelle, et non structurelle.

Le contexte ayant évolué, les aides d'État restent la meilleure solution pour financer le programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Partout en Europe, on ne peut plus construire de nouveaux moyens de production sans aides d'État. Plus le parc actuel rapportera, plus on arrivera à autofinancer notre nouveau parc nucléaire.

M. Julien Laplace. - Le point d'entrée pour le financement du nouveau parc nucléaire consiste déjà à se mettre d'accord avec la Commission européenne sur la régulation du prix du kilowattheure produit par les futurs EPR 2. Un délégué interministériel est chargé de cette négociation. Les modalités devaient être fixées il y a un an, or cela retarde la prise de décision d'investissement pour lancer ce programme.

M. Franck Montaugé, président. - Vos organisations syndicales disposent-elles d'une estimation de l'effectivité opérationnelle du programme de grand carénage ? À quelle échéance les six premiers réacteurs annoncés seront-ils mis en service ?

M. Paul Guglielmi. - Ces réacteurs n'ont toujours pas été commandés.

M. Alexandre Grillat. - La CFE Énergies souhaite la prolongation de la durée de vie des réacteurs existants le plus longtemps possible, tant que l'ASN ne nous demande pas de les arrêter.

Les salariés d'EDF sont prêts à démarrer le programme de construction du nouveau parc nucléaire. Le Président de la République a fait un très beau discours à Belfort en 2022. Mais tant que le modèle de CFD n'a pas été validé par la Commission européenne, il n'y a pas de régulation pour assurer les recettes et le modèle économique des EPR 2. Et sans financement, nous ne verrons pas le début du commencement des chantiers.

La négociation, à Bruxelles, de la régulation et la détermination du modèle de financement sont dans l'escarcelle de l'État. Les salariés d'EDF sont prêts à travailler, à condition que ceux qui ont le chéquier et agissent comme donneurs d'ordres appuient sur le champignon.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Ce n'est pas nous !

M. Alexandre Grillat. - Vous êtes les représentants de la Nation...

M. José Fernandes. - Les travaux de grand carénage sont principalement réalisés lors de l'arrêt des réacteurs pour maintenance. Parfois, ils sont entrepris durant les périodes de fonctionnement des installations.

La réussite de ce programme, d'un point de vue technique et industriel, est vitale pour EDF. L'objectif principal est d'assurer l'exploitation des centrales performantes au-delà de quarante ou de soixante ans et il convient de lancer les études pour vérifier s'il est possible de prolonger leur durée de vie au-delà de quatre-vingts ans.

Au moment où tous les regards se tournent vers la construction de six nouveaux réacteurs nucléaires, EDF poursuit le chantier titanesque du grand carénage. Le coût initial était fixé à 55 milliards d'euros, puis a été ramené à 49,5 milliards à la fin de l'année 2021. Une nouvelle phase a été ajoutée pour prolonger le projet jusqu'en 2028, portant finalement le coût total des opérations à 68 milliards d'euros : c'est plus que le budget prévu pour la construction des six réacteurs EPR 2.

La CGT tient à souligner les performances historiques du parc nucléaire français sur le plan de la fiabilité et de la sécurité, mais elle reconnaît les défis actuels et futurs auxquels il est confronté.

Pour conclure, j'insiste sur la nécessité d'investir continuellement dans le maintien et la modernisation du parc existant.

M. Julien Laplace. - Au départ, le grand carénage consistait principalement en des modifications rendues nécessaires par l'accident de Fukushima. Elles ont déjà été réalisées en grande majorité : ainsi, des diesels d'ultime secours (DUS) ont été construits et d'autres travaux sont encore en cours.

Aujourd'hui, les enjeux ont changé. Des phases supplémentaires sont demandées face aux besoins d'énergie qui augmentent. Dans ce contexte, RTE (Réseau de transport d'électricité) a revu significativement ses prévisions à la hausse.

EDF travaille à augmenter la puissance des réacteurs existants, conformément à la volonté exprimée par la précédente ministre de la transition énergétique. Quant à l'ASN, elle a demandé à l'entreprise d'oeuvrer à la prolongation de la durée de vie des réacteurs au-delà de soixante ans.

Le véritable enjeu est celui de l'adaptation au réchauffement climatique. EDF a lancé un programme extrêmement innovant en lien avec Météo France et la sécurité civile pour anticiper les changements climatiques, qui se produisent avec quinze années d'avance environ - en témoigne le réchauffement des fleuves et autres sources froides.

À très court terme, il nous faut anticiper ces changements avant la cinquième visite décennale, pour prolonger la durée de vie des réacteurs le plus longtemps possible. Le grand carénage a fait significativement avancer les choses, mais il reste encore beaucoup à faire.

M. Daniel Gremillet. - À titre personnel, je me réjouis de la relance du nucléaire, qui me semble nécessaire aujourd'hui. Ne serait-il pas temps de redémarrer le projet Astrid ? Dans ce cadre, il n'est pas question de parler de déchets nucléaires, mais de stocks d'uranium appauvri.

M. José Fernandes. - Il visait justement à recycler les combustibles usés.

M. Franck Montaugé, président. - Des enjeux géopolitiques importants se poseront sans doute...

Je vous remercie pour votre venue.

La réunion est close à 15 h 30.

- Présidence de M. Franck Montaugé, président -

La réunion est ouverte à 15 h 38.

Audition de Mme Sophie Mourlon, directrice générale de l'énergie et du climat

M. Franck Montaugé, président. - Merci d'avoir répondu à notre sollicitation. Nous poursuivons les travaux de notre commission avec l'audition de Madame Sophie Mourlon, directrice générale de l'énergie et du climat (DGEC). Vous êtes accompagnées de M. Timothée Furois, sous-directeur des marchés de l'énergie et de M. Christophe Kassiotis, directeur de cabinet.

Avant de vous donner la parole, je vous rappelle qu'un faux témoignage devant notre commission d'enquête est passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du Code pénal, et notamment de cinq ans d'emprisonnement et 75 000 euros d'amende.

Je vous invite à prêter serment et à dire toute la vérité, rien que la vérité, en levant la main droite et en disant « je le jure ».

Conformément à la procédure applicable aux commissions d'enquête, Mme Sophie Mourlon, M. Timothée Furois et M. Christophe Kassiotis prêtent successivement serment.

M. Franck Montaugé, président. - Le Sénat a constitué le 18 janvier dernier une commission d'enquête sur la production, la consommation et les prix de l'électricité à horizon 2035 et 2050. Nos travaux sont centrés sur le présent et l'avenir du système électrique. Est-il en capacité de faire face à la demande, d'offrir aux particuliers et aux entreprises une électricité à un prix raisonnable ? Quelles en sont les perspectives de développement ? Le fait que vous occupiez un poste à la direction de l'énergie et du climat depuis 2019 vous donne un peu de profondeur de champ.

Quels sont les enjeux, les compétences et les conséquences du modèle de régulation post-Arenh ? Comment sera porté le programme de nouveau nucléaire ? Quel est l'avenir des tarifs réglementés de l'électricité dans la perspective de l'accord post-Arenh et de la réalisation du programme de nouveau nucléaire ? Quelle est votre vision des investissements à consentir dans les réseaux et de leurs financements ? Comment sortir du contentieux avec la Commission européenne sur les concessions hydroélectriques ?

Après l'intervention du rapporteur, je vous laisserai la parole pour une dizaine de minutes de propos liminaires, avant d'en venir aux échanges.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - À quelle date anticipez-vous la sortie de la SNDC3, la stratégie nationale bas-carbone ? Quelles en sont les perspectives ? Disposez-vous d'informations particulières à ce sujet ?

De nombreuses questions peuvent également concerner le tarif réglementé de vente de l'électricité, son avenir, le financement du nouveau nucléaire, les négociations post-Arenh. Je crois que vous faisiez partie des personnes en contact avec EDF pour discuter ce soi-disant accord. À mes yeux, il n'existe pas, dès lors qu'il n'a pas été signé, voté, formalisé. Vous me donnerez peut-être votre avis là-dessus, si une partie du droit français a évolué et permet à un texte non signé d'être considéré comme valable et opposable.

Mme Sophie Mourlon. - Le champ de vos questions étant extrêmement vaste, je vous propose de ne pas tenter de le balayer, mais plutôt d'y revenir de manière interactive par la suite. Mon propos liminaire sera l'occasion d'aborder l'ensemble des enjeux de la politique énergétique et des missions de la direction générale de l'énergie et du climat.

Je suis directrice générale de l'énergie et du climat depuis juillet 2023. Depuis septembre 2019, j'étais directrice de l'énergie au sein de cette même direction générale. J'ai donc une part d'antériorité sur un certain nombre de ces questions, même si les sujets de transition énergétique et climatique dépassent largement le temps d'un poste et d'une vie administrative.

Les missions de la direction générale de l'énergie et du climat sont assez larges et dépassent le champ de votre commission. Nous proposons et mettons en oeuvre la politique de l'énergie, du climat, de l'adaptation au changement climatique et de la qualité de l'air extérieur. Au sein de la politique de l'énergie, il nous revient de proposer et de mettre en oeuvre la planification dans le domaine de l'énergie et du climat, la régulation des marchés, dont les conditions de fourniture des différentes énergies, le développement de la production décarbonée, la réduction de l'usage des énergies fossiles, la sécurité d'approvisionnement et la réduction des consommations d'énergie.

Nous contribuons également à la politique internationale dans le domaine de l'énergie et du climat, au niveau européen et mondial. Nous exerçons aussi la tutelle, en tant que commissaire du gouvernement, d'un certain nombre de grands opérateurs dans le domaine de l'énergie.

Évidemment, nous ne sommes pas seuls. Votre commission auditionne, je crois, un certain nombre de nos interlocuteurs. Nous travaillons dans une dimension très fortement interministérielle avec d'autres directions générales de l'administration des ministères de l'économie et des finances, de la transition écologique et de la cohésion des territoires, de l'agriculture, de l'Europe et des affaires étrangères, des secrétariats généraux des affaires européennes, de la planification écologique, pour l'investissement, auprès du Premier ministre et des opérateurs et autorités indépendantes, comme la Commission de régulation de l'énergie, l'Ademe ou l'Anah. La sphère de la politique énergie-climat est fortement interministérielle, parce que l'énergie est au coeur de la vie de la nation. On retrouve les enjeux énergétiques dans un très grand nombre de politiques publiques. De la même manière, nous nous appuyons sur un très grand nombre de politiques sectorielles pour cette transition énergie-climat.

Nous poursuivons conjointement les trois grands objectifs de la politique énergétique que sont la décarbonation du mix énergétique, la sécurité d'approvisionnement et la protection des consommateurs et la compétitivité de notre économie.

Vous savez à quel point notre mix électrique est aujourd'hui décarboné, mais notre mix énergétique est loin de l'être. Près de 60 % de nos consommations énergétiques se font à partir d'énergies fossiles, fortement émettrices de gaz à effet de serre. Notre politique climatique a donc pour priorité de décarboner l'ensemble de ce mix énergétique en commençant par réduire les consommations par des mesures de souveraineté et d'efficacité énergétique. Nous devons également développer la production décarbonée de toutes les énergies renouvelables, y compris les combustibles solides, gazeux, liquides et électriques, ainsi que le nucléaire et la production directe de chaleur, pour permettre une décarbonation complète du mix énergétique à l'horizon 2050, en conformité avec les objectifs de la France et avec nos engagements internationaux.

La sécurité de l'approvisionnement constitue un champ vaste et important de la politique énergétique. Elle est au coeur de la vie de la nation. Ces préoccupations n'ont évidemment jamais cessé d'être au centre des missions de la DGEC, mais elles ont été un peu moins présentes dans le débat public dans les années ayant précédé ma prise de fonction. Pourtant, la crise du covid, la guerre en Ukraine, les difficultés de corrosion sous contrainte du parc nucléaire d'EDF et la sécheresse ont rappelé avec force ces enjeux. Nous ne les appréhendons pas seulement dans un contexte de crise, mais bien comme un enjeu tout au long de la transition énergétique. Ambitieuse et rapide, elle suppose d'assurer la sécurité et l'approvisionnement de son début à sa fin.

La protection des consommateurs et la compétitivité de l'économie nous font rechercher un mix énergétique décarboné à coût optimisé en travaillant sur le choix des technologies, la configuration des systèmes, les modes de financement, la régulation et les actions de régulation des prix, avec une attention particulière aux consommateurs vulnérables, particuliers et entreprises.

La conciliation de ces trois objectifs, sans prendre en compte l'ensemble des politiques publiques associées, pose déjà des enjeux majeurs, à commencer par le financement et la régulation des actifs de production. Ils nous incitent à la fois à rechercher une réduction des risques pour les investisseurs, et à inciter à la performance de l'ensemble des producteurs, mais aussi à réduire le coût pour les consommateurs, tout en permettant l'investissement dans les nouveaux actifs de production. En effet, les investissements constituent notre sécurité d'approvisionnement de demain. Le partage des risques, des investissements et des revenus se situe au coeur des enjeux de régulation.

Vous nous interrogiez sur les travaux de planification et le calendrier. Je ne reviendrai pas sur l'architecture des documents de planification, la stratégie nationale bas-carbone, la programmation pluriannuelle de l'énergie ou le plan national d'adaptation au changement climatique.

M. Franck Montaugé, président. - Ils ne sont pas à jour.

Mme Sophie Mourlon. - Nous avons adopté, en avril 2020, une stratégie nationale bas-carbone et une programmation pluriannuelle de l'énergie. Ces documents sont en vigueur aujourd'hui, et nous permettent de conduire les investissements dans la politique énergétique, dans la rénovation des bâtiments, etc. Ils sont en cours de mise à jour sur la réalité du chemin parcouru depuis leur conception. Il est prévu une actualisation quinquennale. Nous avons besoin d'un cap, et donc d'une planification à long terme, mais aussi d'une boussole nous évitant de foncer tête baissée. Permettant des choix de politique publique, d'investissement, de régulation, cette mise à jour quinquennale est également rendue nécessaire par l'évolution des engagements européens et internationaux de la France.

Les travaux de mise à jour ont été engagés dès l'adoption des documents de 2020, de manière à disposer d'un cycle de modélisation et de concertation complet. Il s'agit d'un travail itératif. Ces modélisations complexes font appel à celles de l'ensemble des secteurs d'activité et de la vie de la nation : l'évolution des bâtiments, du nombre de rénovations, des pratiques de mobilité des Français, des pratiques agricoles, la pénétration de la mobilité électrique, la décarbonation de l'industrie... Près de 2 000 hypothèses sont mises à jour en concertation avec l'ensemble des parties prenantes, ONG, filières, entreprises, associations de consommateurs... Ce travail nous permet de développer ces documents de planification. Les orientations de la programmation pluriannuelle de l'énergie ont été mises en consultation au mois de novembre dernier. Les orientations de la SNBC sur l'horizon 2030 devraient être mises en consultation ce printemps pour permettre d'actualiser le plus rapidement possible ces documents. Le processus inclut une évaluation environnementale stratégique, des consultations du public, du Conseil supérieur de l'énergie, du Haut Conseil pour le climat et d'un certain nombre d'instances.

M. Franck Montaugé, président. - Le Parlement sera-t-il consulté ?

Mme Sophie Mourlon. - Pas sur la PPE et la SNBC, qui sont adoptées par décret ; il s'agit de documents de nature réglementaire. Nous avons l'obligation de les construire pour qu'ils soient compatibles avec le volet législatif du code de l'énergie, en particulier son article L.100-4.

M. Franck Montaugé, président. - Le Parlement ne sera donc pas associé à l'élaboration de la PPE.

Mme Sophie Mourlon. - Vous m'avez demandé si parmi les consultations obligatoires figurait celle du Parlement. Ce n'est pas le cas, pas plus que pour d'autres textes réglementaires. En revanche, l'association du Parlement sur les sujets liés à la programmation énergie-climat est un objectif poursuivi par le gouvernement. Ce dernier sera amené à en préciser les modalités dans les semaines ou mois à venir.

M. Franck Montaugé, président. - Si je comprends bien, le plan national d'adaptation au changement climatique est un peu l'enveloppe qui est ensuite déclinée sur la SNBC, la PPE, etc. Le Parlement a tout même son mot à dire en la matière.

Mme Sophie Mourlon. - Nous n'envisageons pas le plan national d'adaptation au changement climatique comme une enveloppe, mais comme un complément. En réalité, la stratégie nationale bas-carbone et la PPE portent un objectif de décarbonation, de sécurité d'approvisionnement, et donc de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le plan national d'adaptation au changement climatique, à côté de ces objectifs et de cette politique d'atténuation extrêmement forte, embarque le fait que le changement climatique est déjà à l'oeuvre, et qu'il nous appartient de préparer l'avenir en ajustant un certain nombre de champs normatifs et de politiques publiques.

Par exemple, lorsque l'on construit une infrastructure qui aura vocation à perdurer plusieurs décennies, il importe de tenir compte dans sa conception et sa construction de l'évolution du climat dans les années à venir. De même, la prise en compte du changement climatique dans la conception des réseaux de transport et de distribution électrique est importante.

Ainsi, le plan national d'adaptation au changement climatique est ciblé sur ce volet d'adaptation.

Nous pourrons évoquer les incertitudes des trajectoires lors des échanges à venir.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Merci. Nous avons bien compris que le mix électrique est bien décarboné, mais que le mix énergétique l'est beaucoup moins, et que nous devons le faire évoluer. Cela devrait signifier que nous devons électrifier certains usages, ce qui devrait occasionner une augmentation assez sensible de la consommation électrique. Ces dernières années, on observe plutôt une diminution de la demande et donc de la consommation. Ce fut encore le cas ce week-end : les prix de l'électricité étaient parfois nuls, tant la demande était atone. Quand attendez-vous une inversion de cette courbe de consommation ?

Ensuite, s'agissant de la sécurité de l'approvisionnement, nous avons été alertés sur les réserves d'uranium. Pensez-vous que celles qui sont aujourd'hui connues suffiront à alimenter 14 nouveaux EPR d'ici 2050 ? Ils auraient une durée de vie d'environ 60 ans, et seraient donc en activité au-delà de 2100. Disposez-vous de notes sur le sujet ? Avez-vous réalisé une analyse ? Nous allons investir des sommes considérables. Une réflexion est-elle engagée sur la quatrième génération, sur les neutrons rapides ?

Par ailleurs, comment imaginez-vous l'avenir des tarifs réglementés dans le cadre des accords post-Arenh et des contrats pour la différence (CFD) ? Que deviennent-ils ? Comment sont-ils calculés ?

Enfin, votre direction a-t-elle challengé les prévisions d'investissements assez considérables de RTE et d'Enedis concernant les réseaux ? On nous annonce 100 milliards d'euros de part et d'autre.

Mme Sophie Mourlon. - Nous nous essayons rarement aux pronostics. Nous faisons de la planification. S'agissant de la demande en électricité, nous affichons un objectif de politique énergétique visant globalement à réduire la demande en énergie et à y augmenter la part de l'électricité, ce qui occasionnera donc, en valeur absolue, une augmentation de la demande en électricité. De manière conjoncturelle, et en particulier en raison des crises, l'État, l'ensemble des parties prenantes et les consommateurs se sont mobilisés dans un plan de sobriété lancé à l'occasion de la crise énergétique. Il a porté ses fruits plus rapidement que ce que nous attendions. Conjoncturellement, nous faisons aujourd'hui réussir le plan de sobriété, et faisons donc diminuer la demande. C'est ce qui nous a aidés à passer l'hiver 2022-2023, compliqué du point de vue de la disponibilité des moyens de production électriques français et européens.

Vous avez évoqué le fait que les prix sont très bas. Cette question est fortement liée à celle de l'offre et de la demande. Nous ne l'abordons pas sous l'angle de l'inversion de la courbe. En revanche, nous étudions des trajectoires centrales et des scénarios de stress tests sur l'évolution de la demande vers le haut et vers le bas.

Nous nous attendons à une demande de consommation électrique d'environ 560 TWh à l'horizon 2030. Sachez que la rénovation de 150 000 passoires énergétiques en plus ou en moins, 10 consommations en plus ou en moins dans le tertiaire, 200 000 tonnes d'hydrogène produites en plus ou en moins occasionneront chacune un impact de 10 à 11 TWh. Ainsi, nous ne disposons pas d'une seule trajectoire, mais de fourchettes et de stress tests pour guider les choix de politiques publiques, d'investissement et d'orientations en fonction des trajectoires centrales et des incertitudes. Nous avons pour objectif de prendre, si possible, des décisions sans regret, ou du moins prudentes, pour nous éviter de nous placer dans une impasse. Ensuite, nous suivons l'évolution de la situation au plus près pour ajuster les trajectoires si besoin.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Pensez-vous que la courbe s'inversera avant 2030 ?

Mme Sophie Mourlon. - Les déterminants de la consommation nous le laissent à penser. L'évolution du trafic de voyageurs et de marchandises a plutôt tendance à reprendre après une forte baisse à la suite du Covid. Le taux de pénétration de l'électrification dans le domaine des transports a connu une forte accélération l'année dernière. Nous suivons aussi le taux d'incorporation des biocarburants et des e-fuels, le rythme des rénovations énergétiques et de l'électrification dans le secteur des bâtiments. Cette dernière est relativement rapide. De la même manière, le plan de décarbonation de l'industrie avance à un très bon rythme.

Qu'il s'agisse de très grands projets d'infrastructures ou de projets qui peuvent sembler tout petits, lorsque vous avez des gigawatts à mettre en service, les échelles de temps avoisinent rapidement la décennie. Évidemment, certains effets conjoncturels peuvent être observés à court terme, mais il est impératif de planifier l'évolution du mix énergétique sur le long terme. Les déterminants de long terme sont assez clairs et assez largement partagés au niveau européen et mondial. Nous avons vraiment besoin d'anticiper ces horizons de temps.

M. Franck Montaugé, président. - Il peut arriver que des éléments technologiques prévus, attendus, nécessaires, ne soient pas disponibles. Comment gérez-vous ces manques en termes de planification ?

Mme Sophie Mourlon. - Nous réalisons ou faisons réaliser des stress tests lorsque certaines parties de nos évaluations sont confiées à des partenaires. Nous étudions les « et si ? » et, dans la mesure du possible, nous prévoyons des marges dans les trajectoires.

Par exemple, nous intégrons au bouclage en électricité le fait que nous disposons d'une marge dans le système électrique permettant à la France d'être structurellement exportatrice, à l'exception de l'année 2022. Nous avons, en effet, dû faire face alors à une baisse très forte de la disponibilité des réacteurs nucléaires et à un souhait de ne pas trop tirer sur les centrales à gaz. Nos marges sont calibrées au regard des objectifs de sécurité de la population.

M. Franck Montaugé, président. - Pourrions-nous accéder à des documents sur ce sujet très important ?

Mme Sophie Mourlon. - Ces données figurent parmi les documents transmis à la commission d'enquête. La partie électrique est notamment détaillée dans le rapport « Futurs énergétiques » de RTE.

M. Franck Montaugé, président. - Nous connaissons ce rapport. Je n'y ai pas trouvé ces arbres d'hypothèses permettant de mettre en évidence l'anticipation de difficultés particulières.

Mme Sophie Mourlon. - Nous pourrons vous communiquer ces éléments. Je précise qu'aucun d'entre nous n'a la capacité de tout prévoir.

Ensuite, nous n'avons pas d'inquiétude sur la disponibilité de l'uranium pour 6, 8 ou 14 EPR supplémentaires. Les évaluations au niveau international donnent des ressources largement suffisantes pour un accroissement assez important du parc, y compris mondial. Ce dernier couvre 360 gigawatts de nucléaire en service dans le monde, dont 60 en France.

En marge de la COP et sous l'égide de l'Agence internationale de l'énergie, nous avons assisté à une mobilisation en faveur d'un doublement, voire d'un triplement, des capacités de la production nucléaire. Dans ce cadre, la disponibilité à l'horizon de ce siècle est assurée. Nous pourrions arriver à des tensions vers la fin du siècle au regard des évaluations actuelles, mais de nouveaux gisements pourraient être découverts d'ici là, comme pour toutes les ressources du sous-sol. Nous suivons le sujet.

En revanche, l'enjeu principal de l'uranium repose dans le fait de garder une diversification des approvisionnements.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Disposez-vous d'une analyse à ce sujet ?

Mme Sophie Mourlon. - Oui, mais elle sera réservée au président et au rapporteur, en toute confidentialité.

M. Franck Montaugé, président. - Ces données ne sont pas réservées à certains, mais à la commission. Elles ne pourront évidemment pas être communiquées.

Mme Sophie Mourlon. - Ensuite, le principe des tarifs réglementés de vente (TRV) a vocation à rester le même. Il s'agit d'une référence obligatoire de prix fondé sur un empilement des coûts des réseaux, des coûts commerciaux d'un opérateur efficace et d'une partie de l'approvisionnement en électricité, évalués par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

C'est la formule de la partie relative à l'approvisionnement en électricité qui a vocation à évoluer en fonction des choix de régulation. Aujourd'hui, la formule dit qu'une part de l'approvisionnement vient de l'Arenh, et une autre du marché, d'une manière correspondant au comportement d'un opérateur prudent. Demain, une régulation avec un CFD impliquerait qu'un morceau de la formule soit représentatif de ce CFD. Une régulation telle que celle que nous prévoyons, avec un approvisionnement marché et un cap de prix sur le nucléaire, reviendrait à avoir un approvisionnement marché dans le TRV et à appliquer l'effet de la redistribution liée au cap de prix sur le TRV comme sur l'ensemble des autres offres. La modélisation de l'approvisionnement en électricité change en fonction de la régulation.

La Commission de régulation de l'énergie a lancé une consultation du public sur ce sujet l'année dernière.

Ensuite, nous étudions l'investissement dans les réseaux, conjointement avec la Commission de régulation de l'énergie. Celle-ci est chargée d'évaluer et de fixer les tarifs du réseau en fonction des coûts sur une période tarifaire de quelques années. Nous échangeons avec les gestionnaires de réseaux. RTE a mis en consultation les principes de son futur schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Nous le regardons et le challengeons, notamment sur sa cohérence avec la politique énergétique et sur le choix des solutions techniques. Nous serons amenés à échanger à un niveau technique avec RTE et Enedis.

En revanche, l'évaluation détaillée des conditions de rémunération relève de la compétence de la CRE, qui fixe les tarifs.

Nous savons que l'investissement dans les réseaux est essentiel à la transition énergétique. Le rapport « Futurs énergétiques » le prend en compte. Y est mise en exergue la nécessité d'investissement dans les réseaux, à la fois pour le renouvellement des réseaux de distribution et de transport, pour l'adaptation au changement climatique et pour le développement et la transformation des réseaux en lien avec la transformation du système de production et de consommation.

M. Franck Montaugé, président. - Comment ces investissements sont-ils réalisés, et à quel prix ?

Mme Sophie Mourlon. - Ce point fera partie des échanges que nous aurons avec la Commission de régulation de l'énergie dans les prochains temps. Sur la prochaine période tarifaire, qui dure quatre ans, la CRE réalisera ses évaluations et déterminera ce qui est nécessaire. Pour les quatre ans à venir, le processus actuel nous semble adapté à la question du financement des réseaux, assuré par les gestionnaires de réseaux sur une base régulée, et payé par les consommateurs via les tarifs.

Nous pourrions être amenés à étudier les possibilités de financement à long terme, mais nous n'avons pas de travaux détaillés à vous communiquer, à ce stade sur ce sujet. Dans le rapport « Futurs énergétiques », même si l'augmentation de l'investissement dans les réseaux est importante, au total, vous constaterez que la facture d'énergie des Français est réduite par la disparition des 60 % d'énergies fossiles que nous importons aujourd'hui. Demain, notre système électrique, dans lequel nous aurons eu à investir dans des moyens de production et du réseau, ne s'appuiera plus sur ces énergies fossiles.

M. Franck Montaugé, président. - Les coûts de financement seront-ils minimisés ?

Mme Sophie Mourlon. - Le rapport comporte des stress tests sur le sujet. Un éventail de coûts de financement a été pris en compte, et a été mis en concertation pour toutes les technologies de production. Il compare les différences des coûts des systèmes en fonction des coûts de financement et des coûts de rémunération. Ces éléments seront réévalués au fil du temps.

Le meilleur moyen de réduire le prix total du système consiste à réduire le coût de financement, c'est-à-dire à dérisquer. Cette démarche peut ponctuellement aller à l'encontre d'une incitation à la performance des opérateurs, quels qu'ils soient. Plus on leur fait porter du risque, et plus le tarif est élevé. Le travail à mener doit donc être fin. Il est nécessaire de trouver le bon niveau et le bon partage du risque pour essayer d'obtenir l'optimum pour l'ensemble de l'activité.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Un investissement intégralement porté par l'État comporte moins de risques.

Mme Sophie Mourlon. - L'incitation à la performance ne change pas beaucoup, que l'opérateur soit privé ou public.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - À un moment donné, je pense que nous devrons nous entendre sur un taux de financement relativement bas, tout en restant incitatif, plutôt que sur un éventail.

Mme Sophie Mourlon. - Je vous invite à approfondir cette question avec la CRE. Le taux de financement dans la régulation des réseaux est bas. Il est bien différent de ceux que l'on prend en référence pour les producteurs qui contractent un emprunt privé.

M. Daniel Salmon. - Je me suis contenté de faire une petite règle de trois. Vous nous avez indiqué que 560 TWh étaient attendus en 2030, et que 650 000 passoires rénovées occasionneraient un impact de 11 TWh en moins.

Mme Sophie Mourlon. - L'impact sera de 11 TWh en moins en 2030 pour 1,5 million de passoires rénovées. Nous pourrons vous communiquer ces chiffres.

M. Daniel Salmon. - Ce sujet crucial devra être étudié attentivement. À l'époque du programme Messmer, on attendait une production du parc nucléaire de 1 000 TWh en l'an 2000. Nous n'en avons produit que 450. Un bon calibrage est primordial, au regard des investissements colossaux nécessaires. Tout part des estimations de demande.

Le rapport « Futurs énergétiques » montre qu'il pourrait être complexe de combler les attentes si elles dépassaient 600 TWh.

Mme Sophie Mourlon. - Ces sujets de bouclage permettant d'atteindre des ordres commensurables entre offre et demande, tant en électricité qu'en biomasse, qu'en foncier, qu'en matériaux, se trouvent au coeur des enjeux de planification. Ce processus prend du temps, raison pour laquelle il est itératif et régulièrement mis à jour. Nous travaillons sur environ 2 000 hypothèses détaillées pour évaluer les niveaux de production et de consommation que l'on peut atteindre. Nous cherchons par ce biais à faire des choix raisonnés.

L'étude Futurs Energétiques 2050 prend comme données d'entrée le volume d'électricité dont on a besoin, et modélise des systèmes électriques permettant d'y répondre, avant d'établir des stress tests et des scénarios. Le travail permettant de définir le niveau de consommation est plus large que ce que vous pouvez trouver dans ce rapport. Ce sont les sous-jacents de la stratégie nationale bas-carbone. Celle-ci a fait l'objet d'ateliers avec l'ensemble des parties prenantes depuis 2021.

J'ai omis de mentionner que certains d'entre vous avaient participé aux travaux de l'été dernier, autour de la préparation de la politique énergie-climat. Six groupes de travail, mis en place par Agnès Pannier-Runacher, ont développé leurs travaux de mai à septembre, de manière assez importante.

Ce sont effectivement des modélisations assez complexes, dans lesquelles, par ailleurs, il ne faut pas se complaire. La magie des chiffres ne fait pas tout. C'est la raison pour laquelle on a souvent des éventails d'hypothèses ou des éventails de trajectoires.

M. Daniel Salmon. - Je suppose que vous disposez d'une présentation un peu synthétique, d'un arbre des hypothèses, bien que la simplification à outrance ne soit pas toujours bénéfique.

Mme Sophie Mourlon. - Nous essaierons de vous transmettre des éléments lisibles.

Mme Denise Saint-Pé. - Merci de vous prêter à cet exercice. J'ai entendu dire que la Moldavie venait de nous demander de se connecter au réseau électrique européen pour ne plus dépendre du réseau électrique russe. En attendez-vous des conséquences sur nos potentialités de réserves d'énergie électrique ?

Par ailleurs, le développement des contrats de long terme, préconisé dans le cadre de la loi relative à l'accélération des énergies renouvelables (APER), a pour objectif de faire baisser un peu le prix de l'électricité. Il semblerait que ces contrats aient du mal à émerger. Pouvez-vous nous en dire davantage ?

Mme Sophie Mourlon. - Dans le contexte de l'invasion de l'Ukraine par la Russie, deux pays ont sollicité l'Europe pour des questions de stabilité du réseau électrique : l'Ukraine, d'abord, puis la Moldavie. La première était déconnectée du réseau russe pour un exercice de déconnexion et de reconnexion au moment de l'invasion. Nous avons donc été sollicités dès les premiers jours du conflit. L'ensemble des gestionnaires du réseau de transport européen s'est mobilisé pour permettre la connexion rapide du réseau ukrainien au réseau européen. Dans un premier temps, nous ne cherchions pas tant à leur fournir de l'énergie qu'à assurer la stabilité de leur réseau.

La Moldavie se trouve dans une situation particulière, certaines régions faisant l'objet de revendications de frontières assez complexes. De la même manière, les gestionnaires du réseau sont mobilisés pour essayer de trouver une solution.

Les points de connexion de ce pays au réseau européen à très haute tension sont faibles, contrairement à l'Ukraine. Un travail est en cours avec l'Association des gestionnaires de réseaux de transport européen.

Cette demande ne devrait pas impacter l'offre et la demande de la France, car elle est limitée, et lointaine. En revanche, d'importantes questions se posent en ce qui concerne la stabilité du réseau. En effet, dans un réseau interconnecté, une perturbation à un endroit peut se propager dans son ensemble.

En Ukraine, un travail a visé à permettre des échanges d'électricité de façon un peu plus volumineuse.

S'agissant de votre seconde question, vous pensez peut-être aux contrats de long terme qu'EDF a indiqué vouloir mettre en place. Leur facilitation est également souhaitée à travers la négociation conduite au niveau européen. Ils se développent à un rythme moins soutenu que ce que l'on attendait il y a un an. Nous y voyons plusieurs facteurs, et notamment celui de l'évolution des prix de l'électricité.

Les contrats de long terme revêtent un avantage très important pour les consommateurs : ils donnent de la visibilité, se rapprochent des coûts de production fondamentaux et insensibilisent aux variations de court terme. Ainsi, les consommateurs sont sans doute plus motivés à conclure ce type de contrat en période de prix hauts, parce que les contrats de long terme seront en moyenne inférieurs au prix instantané.

C'est sans doute un peu moins vrai dans une configuration où les prix sont revenus à des niveaux intermédiaires. Néanmoins, souscrire ce type de contrat s'apparente toujours à une politique de gestion prudente. Pouvoir développer les contrats et les produits de plus long terme fait partie intégrante de la politique de régulation future, y compris au bénéfice des consommateurs particuliers, à travers leurs fournisseurs.

M. François Bonneau - Vous évoquiez, parmi les trois piliers, la sécurisation de la fourniture. La consommation électrique est marquée par deux pics, un le matin, un le soir. Une interconnexion semble très intéressante avec l'Espagne, puisque les horaires des Espagnols sont très différents de ceux des Français, le soir. Il semblerait qu'ils fassent preuve d'une volonté d'accélérer l'interconnexion avec nous, mais que nous ne fassions pas preuve du même allant. Qu'en est-il ?

Mme Sophie Mourlon. - D'une manière générale, les interconnections avec l'ensemble de nos voisins européens sont favorables à la gestion, bien qu'elles ne soient pas le seul outil pour gérer la variabilité de l'offre et de la demande.

Le cas particulier de l'Espagne est effectivement intéressant, parce que le pays est une péninsule électrique avec le Portugal. L'Espagne a besoin de ces interconnexions pour sa propre sécurité d'approvisionnement. Nous sommes très mobilisés pour leur développement. Une interconnexion est en construction dans le golfe de Gascogne, entre notre gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire espagnol, REE. Des difficultés techniques substantielles se sont posées, en raison d'un effondrement dans le gouffre de Cap-Breton, qui devait être traversé. La zone étant devenue très instable, il a fallu revoir le tracé de l'interconnexion pour opérer un passage par la terre. C'est ce qui a occasionné un délai supplémentaire dans son développement.

À aucun moment RTE ne s'est démobilisé. Nous entretenons des rapports étroits avec nos homologues espagnols, très soucieux du développement de ces interconnexions. De nouvelles réunions seront organisées prochainement.

Certains tracés prévus pour leur construction nécessitent la traversée des Pyrénées, qui est complexe d'un point de vue technique. Ils nécessitent également, de part et d'autre, des renforcements de réseaux, en particulier du côté espagnol.

J'ai mentionné tout à l'heure le schéma décennal de développement du réseau de RTE, qui nous donnera avant la fin de l'année une vision précise des renforcements à réaliser du côté français pour que nous soyons en mesure d'utiliser cette interconnexion à plein à horizon 2030-2050. Nous attendons la même chose de la part de nos partenaires espagnols. À moyen terme, RTE sera susceptible d'étudier d'autres tracés.

Ainsi, nous sommes très mobilisés sur des sujets relativement complexes. Nous allons augmenter les capacités d'interconnexion avec l'Espagne.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - J'ai hâte de consulter vos notes et prévisions sur l'uranium. À la COP 28, il a été annoncé un triplement de la production nucléaire. Je ne sais pas si nous l'atteindrons en 2050, mais si tel est le cas, je ne sais pas comment cela sera possible jusqu'à la fin du siècle au regard des réserves connues .

Par ailleurs, la directive de 2003 envisage la possibilité que la Commission demande la suppression des TRV à partir de 2025. Est-ce envisageable ? La France est-elle assurée que ce ne sera pas le cas ?

Ensuite, qu'est-il envisagé s'agissant du financement du nouveau nucléaire ? Les représentants du personnel d'EDF nous ont indiqué que l'entreprise attendait des commandes, ou au moins un signal de départ. Ils ont le sentiment que les déclarations n'ont pas été suivies d'effets.

J'évoquais tout à l'heure l'accord avec EDF, qui n'est pas signé. Ici, il n'y a même pas de document. On demande à l'entreprise d'investir dans le nouveau nucléaire, ce qu'elle a déjà commencé à faire à hauteur de 2 milliards d'euros. Elle n'a pourtant pas de perspectives de commandes, ni de financement. L'État mettra-t-il la main à la poche ? De quelle façon ? Envisage-t-il de créer une structure avec EDF pour être propriétaire de ce nouveau nucléaire ? Un CFD est-il en cours de négociation ? Sera-t-il présenté à Bruxelles ? À quel moment ces éléments seront-ils arrêtés ? Ils me paraissent fondamentaux.

Enfin, il semblerait que le projet Astrid a été arrêté. Nous avons le sentiment que tout est au point mort sur le sujet. Le confirmez-vous ? Ne serait-il pas grand temps de relancer les recherches et le travail sur les neutrons rapides ?

Mme Sophie Mourlon. - En effet, dans le principe et dans les écrits, les tarifs réglementés de vente doivent être rejustifiés périodiquement par les États membres s'ils y ont recours. Nous avons été amenés à le faire une fois par le passé.

Je peux difficilement parler pour la Commission européenne. Pour autant, à l'issue de la période de crise que nous venons de traverser et au regard des échanges qu'on a pu avoir avec elle, il nous semble qu'elle a pleinement conscience de l'utilité et de la nécessité de ces tarifs réglementés. Ils n'ont absolument pas été remis en cause. Le fait que l'État puisse intervenir en faveur des consommateurs vulnérables, et notamment des particuliers, a été conforté lors des dernières discussions. Nous n'avons donc pas d'inquiétudes majeures à ce sujet. Nous serons amenés à fournir les justifications nécessaires. Le déroulé de ces dernières années tend plutôt à conforter l'intérêt et l'utilité des tarifs réglementés de vente pour protéger les consommateurs.

M. Timothée Furois. - Par ailleurs, une disposition de l'article 5 de la directive 2019/944 indique qu'au 31 décembre 2025, la Commission doit remettre un rapport sur l'exécution de l'article. Si elle le souhaite, elle peut émettre une proposition législative. Le droit ne change pas, sauf si elle venait à en faire la proposition, et si l'Europe l'adoptait.

Mme Sophie Mourlon. - La crise que l'on a traversée a plutôt conforté la préoccupation des États membres s'agissant de la protection des consommateurs.

Sur le financement du programme de nouveau nucléaire, des travaux intenses sont en cours entre EDF, l'agence des participations de l'État et nous-mêmes. Ils visent à analyser, de manière approfondie, les différents schémas possibles -- co-investissement, régulation en période de fonctionnement, voire dès la période de construction... Un ensemble de schémas de financement est envisagé, avec des impacts sur le partage des risques, le coût du financement, le respect des règles européennes, la trajectoire financière d'EDF. Leurs avantages et inconvénients sont étudiés. EDF souhaite prendre une décision finale d'investissement l'année prochaine. Le calendrier des échanges est cohérent avec cet objectif.

Un travail intense est aussi mené avec la direction générale du Trésor. Il vise là aussi à proposer le meilleur schéma, à en discuter avec la Commission européenne et à disposer d'un schéma de financement. Plusieurs options sont encore ouvertes à l'horizon nécessaire pour que l'on puisse avancer.

Dans l'attente, l'État, présent au conseil d'administration d'EDF, a eu l'occasion de valider la poursuite des investissements en amont.

Vous avez mentionné le fait que l'accord avec EDF sur la régulation du nucléaire n'était pas formalisé et signé. Des discussions ont tout de même eu lieu à très haut niveau, entre le président-directeur général d'EDF et les membres du gouvernement. C'est dire le niveau de solidité de l'accord. Il trouvera sa traduction dans la politique commerciale d'EDF et dans une régulation qui comportera un volet législatif. Le travail d'écriture est en cours. Ainsi, ce sujet s'instanciera dans le droit dur, à travers une loi qui mettra en oeuvre cette régulation.

S'agissant de la quatrième génération et des neutrons rapides, la recherche s'est poursuivie du côté du CEA lorsque le développement du démonstrateur Astrid a été suspendu. Les modélisations de la disponibilité en uranium ne font pas attendre de difficultés avant au moins la deuxième moitié du siècle. C'est cela qui a permis de différer l'investissement assez massif dans un démonstrateur industriel de grande taille. En revanche, la perspective de disposer de réacteurs à neutrons rapides en fonctionnement dans les temps qui viennent a été relancée par le programme sur le nucléaire innovant. Nous avons lancé un appel à projets dans ce domaine. Parmi les concepts qui ont été retenus pour un financement par France 2030 figurent des concepts de réacteurs à neutrons rapides qui sont encore en cours de développement.

M. Franck Montaugé, président. - Je suppose que vous participez aux discussions sur la non-atteinte des objectifs d'énergies renouvelables en 2020 avec la Commission européenne. Où en est-on ? Vers quel niveau de sanction financière se dirige-t-on ?

Pourquoi la directive RED n'inclut-elle pas les résultats de décarbonation des États membres ? La France produit tout de même une énergie électrique très décarbonée, en proportion et comparée à d'autres pays européens.

Quelle position la France défend-elle par rapport aux aides d'État qui pourraient lui être reprochées ou invoquées vis-à-vis du financement du nucléaire à venir ? Quelle est sa position par rapport au devenir du régime juridique du parc hydraulique ?

Enfin, vers quelle énergie marginale se dirige-t-on ? J'évoque ici l'énergie de la dernière centrale, qui est appelée et qui fixe le prix spot sur le marché. Aujourd'hui, c'est essentiellement du gaz. Nous n'en sommes pas producteurs. Nous avons plutôt intérêt à produire cette énergie dans le cadre de la plaque de marché qui nous intéresse. Ce point me paraît fondamental en matière de maîtrise des prix et de leur formation sur le marché, mais aussi de souveraineté nationale. Je pense que nous avons intérêt à nous affranchir des sources d'énergie d'Europe de l'Est dans le contexte géopolitique actuel.

Mme Sophie Mourlon. - En effet, la France n'a pas atteint ses objectifs de développement des énergies renouvelables contraignants fixés pour 2020 il y a 20 ans. La Commission européenne n'a lancé aucune procédure contentieuse à son encontre. Elle lui a rappelé ses obligations et l'a interrogée sur les moyens qu'elle propose pour résoudre cette situation. Les discussions se poursuivent. La France a eu l'occasion d'indiquer à la Commission européenne qu'elle ne se souhaitait pas entrer dans les options qui conduiraient à payer une forme de soulte sans qu'elle ne permette le développement supplémentaire d'énergies, en particulier renouvelables.

Il est difficile d'évaluer ce à quoi s'exposerait la France, dans l'hypothèse d'un contentieux ouvert par la Commission européenne et d'une condamnation de notre pays, notamment en termes de montants, parce qu'il n'existe pas de retour d'expérience sur une situation de ce type.

Dans nos discussions avec la Commission européenne, nous avons mis l'accent sur la résorption de l'écart, qui est opérée à une vitesse accélérée, et sur les gages que peut donner la France sur sa politique de développement des énergies renouvelables.

Ensuite, la directive RED concerne le développement des énergies renouvelables. Elle fixe les objectifs de l'Union européenne en la matière. La directive RED III fait partie du paquet Fit for 55. Elle fixe des objectifs au niveau européen, selon une formule de répartition qui s'applique entre États membres. Ils étaient contraignants pour l'année 2020. Depuis, des objectifs collectifs et indicatifs par pays sont déclinés selon ces formules.

La position de la France pour le futur s'appuie sur le fait que la politique de décarbonation européenne ne peut plus reposer exclusivement sur la fixation d'objectifs de développement des énergies renouvelables. Elles ne sont pas qu'électriques. Elles peuvent être développées sur la chaleur, le liquide, le gaz. Notre politique énergétique doit désormais fixer des objectifs de décarbonation, sans se perdre dans des sous-objectifs détaillés par filière et sous-filière. C'est ce que nous portons au niveau européen pour la discussion des futurs objectifs. Elle devrait s'enclencher après les élections européennes, et après la constitution de la nouvelle Commission. La position de la France consiste à laisser aux États membres la possibilité de choisir les voies de décarbonation les plus efficaces en fonction de leur politique énergétique et de leur situation individuelle.

M. Franck Montaugé, président. - Est-il tenu compte des efforts de décarbonation déjà réalisés ? Les États membres ne sont pas égaux en la matière.

Mme Sophie Mourlon. - Jusqu'à présent, le partage du développement des énergies renouvelables est fixé dans un règlement sur la gouvernance. Il mixe et intègre des notions de partage de l'effort et de solidarité entre les différents pays. Cette réalité a conduit à fixer pour la France un taux d'augmentation de ses objectifs en matière d'énergies renouvelables un peu plus faible que la moyenne européenne - 10 points d'augmentation contre 11 en moyenne. La formule du partage de l'effort n'est pas uniquement fondée sur la situation de décarbonation des États membres. Ce n'est pas ainsi qu'il a été fixé initialement.

La France porte une proposition visant à envisager davantage les politiques de décarbonation dans leur ensemble.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - À quelle période le terme « initialement » se rapporte-t-il ?

Mme Sophie Mourlon. - La première RED a été négociée en 2008 ou 2009.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Si je comprends bien, ceux qui ont à l'époque négocié pour la France ne l'ont pas fait sur la base de la situation de décarbonation de notre électricité telle qu'elle existait. On nous demande un effort de réduction de 10 %, contre 11 % en moyenne en Europe. La différence est marginale. Je pense pourtant que la situation décarbonée de notre électricité n'est pas partagée par beaucoup de pays européens.

Mme Sophie Mourlon. - Je rappelle que la décarbonation de notre mix énergétique est encore très inférieure à 50 %. Évidemment, la France se situe dans les relativement bons élèves en Europe, mais certains pays ont beaucoup plus décarboné la chaleur ou les transports que nous.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - J'aimerais en connaître la liste.

Mme Sophie Mourlon. - Nous pourrons vous transmettre ces statistiques européennes. Elles doivent être publiées chaque année par Eurostat.

Je n'ai pas pris part aux discussions, à l'époque. Elles ont porté sur le développement des énergies renouvelables. La directive RED avait donc pour objectif de les développer et d'en faire émerger des filières en fixant des trajectoires permettant d'y investir. On ne parle pas que d'électricité, mais aussi de biocarburant, de biogaz, de géothermie. Ces trajectoires fixées ont un effet sur la décarbonation, mais la priorité était portée sur les énergies renouvelables. Maintenant que ces trajectoires avancent, nous estimons qu'il est temps de changer de logique pour que l'objectif de décarbonation efficace prime. Il n'était pas absurde, à mon sens, que nos prédécesseurs aient cherché à donner de la visibilité aux différentes filières pour qu'elles puissent se lancer.

M. Franck Montaugé, président. - Qu'en est-il des aides d'État, du régime juridique de l'hydraulique et de l'énergie marginale ?

Mme Sophie Mourlon. - S'agissant du financement du nucléaire, nous avons mené des discussions approfondies avec la Commission européenne entre 2019 et 2021, alors que la France avait porté un premier projet de régulation du parc nucléaire existant. Il prenait la forme d'une aide d'État. Les échanges ont porté sur les conditions d'acceptabilité de ce type d'aide, en particulier sur le fait de démontrer sa nécessité, son juste niveau, sur l'absence d'options moins interventionnistes, et sur le fait que cette aide serve bien à l'activité qui doit être aidée, et pas à une autre. C'est sur ce dernier point qu'une partie des discussions se sont nouées. En effet, dans un grand groupe tel qu'EDF, il est complexe de démontrer que l'aide restera limitée à une activité précise, et qu'elle ne percolera pas dans l'ensemble de l'entreprise, lui donnant un avantage par rapport à ses concurrents. Nous aurons des discussions de ce type le moment venu, en particulier sur le financement du nouveau nucléaire. Nous devrons porter cette démonstration, le cas échéant.

Ensuite, l'hydraulique constitue une priorité d'action depuis longtemps. La situation de précontentieux au niveau européen gèle les investissements dans le parc français. Nous voulons en sortir. Plusieurs options ont été remises à l'étude en vue d'une discussion avec la Commission européenne. Parmi celles-ci, il est évoqué la possibilité d'explorer un schéma de quasi-régie pour les concessions EDF. Elles pourraient être attribuées sans remise en concurrence à une entité « ultra-publique » qui serait une quasi-régie de l'État au sein d'EDF.

Une autre option en cours d'exploration consisterait à sortir d'un régime concessif pour entrer dans un régime de propriété et d'autorisation, comme c'est le cas ailleurs en Europe. Les concessionnaires actuels des barrages concédés en deviendraient propriétaires. Un régime d'autorisation permettrait de faire porter les droits et devoirs sur l'exploitant des barrages, de façon similaire à ce que l'on peut inscrire dans un contrat de concession. Les études sont en cours. Aucune décision n'est prise à ce jour.

Enfin, pour encore longtemps, l'énergie marginale restera vraisemblablement carbonée, dans une proportion supérieure à sa part dans le mix. Nous avons d'ailleurs observé ces dernières années que la marginalité des moyens fossiles était temporellement supérieure à leur part dans le mix électrique. Ce sont des installations à faible CAPEX, mais à fort OPEX.

M. Franck Montaugé, président. - Pourquoi ne pouvons-nous pas nous en affranchir plus rapidement ?

Mme Sophie Mourlon. - Pour ce faire, nous devons aller au bout de la décarbonation. Les actifs décarbonés affichent quasiment tous un coût marginal inférieur, car ce sont des installations à fort CAPEX et à faible OPEX. Ils se réinsèrent automatiquement dans l'ordre de mérite avant les fossiles.

M. Franck Montaugé, président. - Au-delà des questions techniques qui peuvent expliquer la situation, j'ai l'impression que nous manquons d'une volonté politique pour trouver une énergie en volume suffisant pour assurer cette fonction fondamentale au regard des prix de- marché-. Ne peut-on pas faire produire de biogaz en quantité nécessaire pour boucler le mix de production ?

Mme Sophie Mourlon. - On le peut. Ce sera plus cher, mais marginal, et rare. En réalité, les actifs décarbonés de pointe tels que les turbines à biogaz, les biofuels, l'hydrogène et autres affichent un coût marginal supérieur à celui des énergies fossiles. L'une des difficultés de la décarbonation au niveau mondial réside dans le fait que les énergies fossiles sont faciles et pas chères, si l'on n'y intègre pas le coût lié au changement climatique qu'elles provoquent. Cela signifie que les actifs de pointe, les moins chers en coût marginal, restent les actifs fossiles. Ce n'est pas une question de volonté.

Nous disposons de centrales pouvant tourner avec des bio-choses, des décarbonés-choses à la pointe, mais leur coût marginal sera supérieur, et leur marginalité sera donc plus faible. En revanche, il faut éliminer progressivement les fossiles.

Ensuite, au-delà des actifs qui fixent le prix spot au moment des échanges, la question principale dont nous cherchons à nous affranchir concerne la manière dont ces coûts sont répercutés ou non vers le consommateur. Il est efficace que cela reste le prix de l'échange, mais au fur et à mesure que leur part dans le mix se réduit, leur part dans le coût global se réduit.

L'objet de la régulation vise à décorréler la facture du consommateur avec cette marginalité fossile pour la faire revenir à un niveau plus proche des coûts. À titre d'exemple, le mix français comporte 7 % d'énergies fossiles. Leur marginalité dans notre prix spot est plus élevée. La régulation que nous proposons s'approche de ce que nous avons fait avec les boucliers, de manière temporaire et imparfaite. Nous avons cherché ce découplage. Nous cherchons, pour demain, à le faire de manière plus efficace et sans exploser le budget de l'État, en répartissant la rémunération entre le producteur et le consommateur. Ainsi, la facture de ce dernier devrait refléter davantage les coûts de production.

L'éviction des fossiles de la marginalité se fera à un rythme plus lent que la décarbonation en volume, étant donné que ce sont des actifs de pointe. La régulation doit permettre un effet sur la facture du consommateur avant que l'on ait pu les évincer totalement du mix électrique. Tous les actifs de pointe décarbonés, à l'exception de l'hydraulique, sont plus chers que les énergies fossiles.

M. Franck Montaugé, président. - Bruno Lemaire, pendant la crise ukrainienne, disait combien il était anormal que le prix payé par la plupart des consommateurs soit indexé sur les ressources fossiles. Finalement, rien ne change.

Mme Sophie Mourlon. - Le prix payé par les consommateurs n'est pas forcément le résultat du prix spot. Ce n'est pas le cas en France, par exemple.

M. Franck Montaugé, président. - Il subsiste tout de même une composante spot dans ce que paie le consommateur.

Mme Sophie Mourlon. - La régulation telle que nous l'envisageons a notamment pour objectif de capter ce qui dépasserait significativement le prix de production pour qu'il soit redistribué aux consommateurs. Nous partageons le fait que nous ne pouvons pas investir dans la décarbonation du côté des consommateurs, et que nous ne pouvons pas avoir de consommateurs particuliers protégés s'ils continuent à payer, à travers le prix de l'électricité, le prix des fossiles, tant que l'Europe ne sera pas entièrement décarbonée.

Pour autant, l'éviction dans le mix énergétique se fera à un horizon supérieur à dix ans. C'est bien par la régulation vis-à-vis du consommateur que nous pourrons procéder à ce découplage.

M. Franck Montaugé, président. - Nous devons donc à tout prix conserver les tarifs réglementés.

Mme Sophie Mourlon. - Pas nécessairement. La régulation peut ne pas passer par les tarifs réglementés. D'ailleurs, le bouclier était une régulation de crise imparfaite, mais il a permis de couvrir l'ensemble des consommateurs particuliers, et pas uniquement ceux qui étaient au tarif réglementé.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Il n'était pas ciblé, et a coûté une fortune.

Mme Sophie Mourlon. - L'objectif était de procéder à ce découplage pour l'ensemble des particuliers. La question du ciblage a constitué un sujet dans le cadre du dispositif mis en place sur le quart d'heure.

Je ne fais pas l'apologie du bouclier, qui était un dispositif de crise nécessaire. Il a beaucoup de défauts. Pour autant, ce ne sont pas les tarifs réglementés qui protègent avant tout les consommateurs, mais bien la régulation et la redistribution.

M. Franck Montaugé, président. - J'entends vos propos, qui reflètent la position de l'exécutif. Pour autant, si nous nous retrouvons dans les mêmes conditions que celles que nous avons vécues en raison de la crise ukrainienne, je ne vois pas de dispositions nous permettant de mieux gérer la situation dans les mécanismes qui se profilent.

Mme Sophie Mourlon. - Parmi les solutions figurent en particulier les produits de long terme. Le pic de la situation rencontrée pendant la crise en Ukraine est gommé lorsque l'on regarde ces produits. Simplement, nous n'en avons pas suffisamment pour couvrir l'ensemble des consommateurs. Il en existe de deux types : des contrats de long terme, tels que les power purchased agreements (PPA) pour les très gros consommateurs, et des produits à trois, quatre ou cinq ans. Un fournisseur normal d'électricité peut tout à fait les acquérir et les intégrer dans ses offres pour les consommateurs. Nous cherchons à développer le volume de ces produits pour que l'ensemble des consommateurs soit couvert.

M. Franck Montaugé, président. - Ces offres se font au détriment des tarifs réglementés.

Mme Sophie Mourlon. - Non. Le tarif réglementé est l'un des outils permettant de faire passer une formule d'approvisionnement au consommateur. Il existe d'autres moyens. Notre intention est bien de conserver et d'étendre les tarifs réglementés. Les TRV proposent des offres en fonction de la régulation construite en amont. Celle-ci tend vers plus de produits de long terme pour tout le monde et vers un dispositif d'écrêtement pour gérer la volatilité et les pics. Contrairement à ce qui a été mis en place avec le bouclier, nous recherchons un adossement direct entre les volumes qui seraient captés et redistribués aux consommateurs, pour que l'impact soit neutre sur le budget de l'État.

Mme Denise Saint-Pé. - Nous, parlementaires, souhaitons que les TRV demeurent. Ils constituent une forme d'assurance. Reste à savoir à quel niveau ils s'établiront si l'État décide de les maintenir. Il doit être le plus près possible du juste prix de la fourniture. Le bouclier tarifaire n'a été, à mes yeux, que l'opération de la dernière chance. On ne peut pas penser que l'État le ressortira tous les ans. Je ne le conçois pas comme une solution de long terme.

Les TRV sont beaucoup plus protecteurs pour le consommateur, à la condition que leur fixation soit logique et normale, et qu'on ne reparte pas dans les excentricités des prix de l'électricité. En effet, nous ne faisons pas confiance au marché. C'est en tout cas mon cas. J'ai pourtant travaillé sur les différentes directives pour voir comment adapter l'ouverture du marché à l'électricité. Je me suis aperçue que ce n'était pas possible.

Ainsi, je pense que l'État doit absolument conserver les TRV, ne serait-ce que pour apaiser le consommateur d'une crise qui pourrait encore se déclencher sur les marchés.

Enfin, le Président a évoqué l'hydroélectricité. Vous avez bien expliqué les deux régimes juridiques, la quasi-régie, et le régime d'autorisation. L'État pourra autoriser EDF à être le concessionnaire, par exemple. Que décidera-t-il pour les autres acteurs qui font aujourd'hui vivre les territoires ? Dans la quasi-régie, l'appel d'offres sera-t-il obligatoire ?

Mme Sophie Mourlon. - Excusez-moi si je n'ai pas été suffisamment claire : nous avons bien l'intention de maintenir les TRV. Cependant, le tarif réglementé ne protège le consommateur que si la manière dont on peut fixer son prix est effectivement protectrice de ce dernier. Par ailleurs, je n'ai pas parlé des boucliers pour dire que nous avions pour objectif de les prolonger.

Le tarif réglementé français a bien protégé les consommateurs au début de la crise, et assez bien ensuite, au regard de ce qui se passait ailleurs en Europe. Il est construit sur l'approvisionnement des deux années précédentes. Deux ans avant le début de la crise, les prix étaient bas. L'Espagne a, par exemple, rencontré des difficultés sociales dès le début de la crise, parce que les offres y sont calquées sur les prix spots, et que les prix se sont envolés immédiatement, alors que les prix de l'électricité pour les consommateurs en France n'avaient pas augmenté.

Ainsi, la manière dont on construit les TRV est au moins aussi importante que le fait d'avoir les TRV. Nous avons bien l'intention de les conserver, mais en construisant une régulation qui permette que la manière dont ils seront intégrés, ainsi que les autres types d'offres, soit effectivement protectrice des consommateurs. Les tarifs réglementés étant dédiés aux particuliers et aux petites entreprises, la régulation devra aussi permettra de protéger l'ensemble des consommateurs, y compris les entreprises, de manière à préserver la compétitivité de notre économie.

S'agissant de l'hydraulique, le schéma de quasi-régie permettrait d'attribuer les concessions, pour celles d'EDF et pour la quasi-régie qui serait créée en son sein, sans concurrence à l'entité quasi-régie. Nous aurions le droit de le faire en vertu de la directive concessions, parce que cette entité répondrait aux critères de quasi-régie, en raison de sa dimension très publique

M. Franck Montaugé, président. - Nous en parlons depuis des années. Pourquoi n'avons-nous pas avancé sur le sujet plus tôt ?

Mme Sophie Mourlon. - Un certain nombre de conditions doivent être respectées pour obtenir cette quasi-régie. Leur complexité ne nous a pas permis de la mettre en oeuvre.

M. Franck Montaugé, président. - Seraient-elles revues ou respectées prochainement pour aboutir à cette quasi-régie ?

Mme Sophie Mourlon. - Nous allons reprendre ces discussions. EDF est plus favorable au schéma de pleine propriété et d'autorisation, qui génère d'autres questions juridiques. Si on l'activait, on ferait disparaître le régime de la concession. Il s'appliquerait à tous les concessionnaires, mais des dispositions particulières pourraient s'appliquer, notamment vis-à-vis de la Compagnie nationale du Rhône (CNR), créée par la loi.

Aucune décision n'est prise. Les études juridiques sont en cours pour évaluer les implications de ces schémas.

Mme Denise Saint-Pé. - Nous attendons des avancées depuis 2012.

Mme Sophie Mourlon. - Nous travaillons sur l'hypothèse de la quasi-régie depuis la fin d'année 2019.

M. Franck Montaugé, président. - Nous allons en rester là. Merci beaucoup.

La réunion est close à 17 h 16.

- Présidence de M. Franck Montaugé, président -

La réunion est ouverte à 17 h 20

Audition de M. Thomas Courbe, directeur général des Entreprises et de M. Hubert Virlet, directeur de projets « politique énergétique et compétitivité » à la direction générale des Entreprises

M. Franck Montaugé, président. - Nous poursuivons les travaux de notre commission d'enquête avec l'audition de M. Thomas Courbe, directeur général des entreprises (DGE) au ministère de l'économie et des finances, et M. Hubert Virlet, directeur de projets « politique énergétique et compétitivité » à la direction générale des entreprises.

Je vous laisserai présenter la direction que vous représentez dans votre propos liminaire.

Avant de vous donner la parole, je vous rappelle qu'un faux témoignage devant notre commission d'enquête est passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14,
434-15 du Code pénal, et notamment de 5 ans d'emprisonnement et de 75 000 euros d'amende.

Je vous invite à prêter serment de dire toute la vérité, rien que la vérité, en levant la main droite et en disant « Je le jure ».

M. Courbe et M. Virlet prêtent serment.

Le Sénat a constitué, le 18 janvier, une commission d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050. Nos travaux sont centrés sur le présent et sur l'avenir du système électrique. Est-il en capacité de faire face à la demande, d'offrir aux particuliers et aux entreprises une électricité à un prix raisonnable ? Quelles sont ses perspectives de développement ?

Vous êtes, depuis 2018, directeur général des entreprises au ministère de l'économie et des finances. Nous sommes intéressés par votre vision sur les relations entre prix de l'électricité et compétitivité dans un contexte marqué par une volonté de réindustrialisation et des perspectives de décarbonation des processus industriels.

Nous pensons évidemment aux entreprises électrosensibles et électro-intensives, mais aussi à toutes celles qui ont besoin de l'électricité pour produire. Pourriez-vous nous livrer des comparaisons sur les prix de l'électricité en Europe, en Asie et en Amérique du Nord ? Quel est le bilan et quelles sont les perspectives des mécanismes destinés à atténuer les distorsions de concurrence internationale liées aux prix de l'électricité (Arenh, fiscalité, mécanismes de compensation destinés à prévenir les fuites liées au système européen d'échanges de quotas carbone) ? Quels sont les enjeux de la régulation du nucléaire historique et comment a-t-on abouti à l'accord État-EDF du 14 novembre 2023 ? La compétitivité des industries nationales a-t-elle été suffisamment prise en compte selon vous ? Où en est la mise en oeuvre du volet « politique commerciale d'EDF » de l'accord du 14 novembre 2023 ? EDF affirme, en effet, avoir signé 671 contrats de moyen terme avec des entreprises et trois lettres d'intention sur des contrats d'allocation de production nucléaire (CAPN), alors même que les industriels rencontrés, lors de la présente commission, paraissent assez peu enthousiastes sur cet accord ? Il serait intéressant d'aborder cette contradiction qui interroge les membres de la commission.

Voilà quelques-uns des thèmes sur lesquels notre rapporteur va vous interroger.

M. Vincent Delahaye, rapporteur de la commission d'enquête. - Je vous remercie pour votre présence. Les questions qui nous préoccupent portent sur le niveau de prix permettant de maintenir la compétitivité des entreprises en général, en particulier des entreprises électro-intensives ou électrosensibles. Est- ce que le niveau de prix de 70 euros qui s'est dégagé de l'accord de novembre 2023 est un prix suffisant pour poursuivre cet objectif et correspond-il à ce que vous escomptiez initialement ? Vos observations seront attentivement prises en compte par notre commission.

M. Thomas Courbe. - Je vous remercie. Le cadrage préliminaire qui sera le mien permettra, je l'espère, de répondre à vos questions. Les objectifs premiers de la DGE visent avant tout à assurer les besoins de réindustrialisation et de décarbonation de l'industrie. La réindustrialisation conduira, selon les prévisions de RTE, à accroître sensiblement la part de de l'industrie dans la consommation nationale d'électricité.

M. Vincent Delahaye. - Pouvez-vous préciser à quel moment aura lieu cette hausse, alors qu'il semblerait que pour l'heure la tendance serait à une baisse de la part de l'industrie ?

M. Thomas Courbe. - Il s'agit des prévisions RTE de long terme. Aujourd'hui la part de l'industrie représente le quart de la production nationale. Cette proportion, hors production d'hydrogène, devrait passer à 30 % en 2050, selon RTE. Concernant la décarbonation, il a été possible, dans le cadre des contrats passés avec les 50 premiers sites industriels, d'estimer à 15 TWh, en 2030, la consommation additionnelle de ces sites.

M. Vincent Delahaye. - Quelle est la consommation de ces 50 premiers sites aujourd'hui ?

M. Thomas Courbe. - Ils consomment environ 30 TWh aujourd'hui.

M. Vincent Delahaye. - Ces 50 premiers sites doubleraient donc leur consommation en raison de la décarbonation. Connaîtront-ils une évolution nettement supérieure aux autres sites industriels ?

M. Thomas Courbe. - Les chiffres donnés portent sur les conséquences de la décarbonation sur les 50 sites existants les plus émetteurs de carbone, qui représentent environ 50 % des émissions de CO2 de l'industrie. Le premier de ces sites, qui illustre bien l'évolution à venir, est celui d'Arcelor Mittal à Dunkerque qui, pour l'heure, utilise du charbon, mais qui se tournera à terme vers des procédés électriques grâce au système dit de réduction directe et qui remplacera les fours au gaz actuels.

L'industrie a besoin non seulement de prix compétitifs pour la réindustrialisation, mais aussi de prix prévisibles. La comparaison avec les autres pays est toujours difficile en raison de la variation des prix d'approvisionnement. C'est le cas, par exemple, aux Etats-Unis où les prix varient de 40 à 60 euros le MWh suivant les États, sachant qu'ils varient aussi suivant les secteurs d'activité. En Europe, les prix de marché dont bénéficient les industriels en France et en Allemagne sont de l'ordre de 60 euros et de 50 euros en Espagne.

M. Vincent Delahaye. - Quand vous évoquez le prix moyen de 60 euros, s'agit-il d'un montant toutes taxes comprises ?

M. Hubert Virlet. - S'agissant des pays hors Europe, il s'agit effectivement d'un prix complet. En Europe les prix moyens mentionnés de 50-60 euros correspondent à des prix de fourniture.

M. Vincent Delahaye. - Il semble problématique de comparer des prix complets avec des prix de fourniture. Il serait intéressant d'avoir une comparaison sur les prix complets.

M. Thomas Courbe. - Il est difficile d'opérer des comparaisons. Il convient de distinguer les catégories de consommateurs industriels suivant le nombre de kilowattheures nécessaires par euro de valeur ajoutée dans leur activité. Selon ce critère, les hyper-électro-intensifs sont au-dessus de 6 KWh par euro de valeur ajoutée, les électro-intensifs entre 3 et 6KWh par euro. Ces deux catégories représentent environ 500 sites industriels en France. La catégorie des électrosensibles se situe entre 1 et 3 KWh par euro de valeur ajoutée et représente 3 500 sites industriels. A ces différentes catégories de consommateurs industriels sont associés des dispositifs fiscaux appelés communément la boîte à outils, comme l'abattement sur le Turpe qui peut atteindre jusqu'à 80 % pour les plus gros consommateurs. Les entreprises peuvent en outre, en fonction de leur électro-intensivité et de leur secteur d'activité, bénéficier du taux réduit d'accise sur l'électricité, ainsi que du dispositif de la compensation carbone qui vise à éviter les fuites de carbone pour les gros consommateurs exposés à la concurrence internationale. Ce dispositif permet d'obtenir une réduction importante du prix de l'électricité pour compenser le système d'échange de quotas d'émissions de l'Union européenne.

M. Vincent Delahaye. - Que reste-t-il comme part de taxes aux industriels les plus aidés ?

M. Thomas Courbe. - La compensation carbone peut représenter jusqu'à 30 euros de réduction par MWh. Un prix résiduel moyen de 3,5 euros par MWh résulte du cumul maximum des autres dispositifs fiscaux. L'effet net moyen des aides s'élève donc à -26,5 euros par MWh. La boîte à outils ainsi que la compensation carbone s'avèrent indispensables pour la compétitivité des entreprises électrosensibles par rapport aux pays non européens. Concernant l'accord du 14 novembre, auquel la DGE a participé, il convient de rappeler ses deux objectifs : assurer des prix de l'électricité compétitifs et prévisibles pour l'industrie ; donner à EDF les moyens de réaliser les investissements nécessaires avec un objectif de prix de vente moyen de 70 euros par MWh pour les 15 prochaines années. Cet accord comporte un pilier de régulation qui protège les consommateurs en cas de prix élevés et un pilier de politique commerciale contenant des contrats d'allocation de production nucléaire (CAPN), particulièrement adaptés pour les industriels hyper-électro-intensifs. Il leur permet d'obtenir des prix adaptés sur le long terme et suppose un partage de risques sur l'appareil productif

M. Franck Montaugé. - Pourriez-vous nous donner un exemple de partage des risques ?

M. Thomas Courbe. - Le prix facturé dépendra, par exemple, du volume de production du parc nucléaire. L'avance en tête constituera le moyen d'investir dans le parc historique. Il rendra possible de ne pas avoir un plan de fourniture, mais un contrat de partenariat permettant des prix plus bas. Dans l'esprit, ces contrats ressemblent à des PPA conformes à la réforme du marché européen. À ce jour, trois accords juridiques ont été signés tandis qu'une vingtaine sont en cours de négociation et des contacts ont été pris avec un grand nombre d'industriels potentiellement intéressés. Les entreprises électro-intensives les plus importantes ont ainsi parfois intérêt à se regrouper en consortium afin de signer un CAPN, ce qui permet de déconsolider l'avance en tête, qui constitue un pré-financement important. Le deuxième outil, destiné à rendre les CAPN accessibles aux plus petites entreprises électrosensibles, consistera pour EDF, dans le cadre de l'accord du 24 novembre, à proposer des contrats mutualisés incluant des solutions de financement pour l'avance en tête.

M. Franck Montaugé. - Comment se situent ces outils par rapport à Exeltium ?

M. Thomas Courbe. - Il s'agit d'un CAPN intermédié pour le rendre plus accessible aux petites entreprises. Cela leur permettra d'y accéder de façon plus standardisée. Les CAPN sont adaptés en fonction des besoins et négociés au cas par cas. Approuvé par la Commission européenne, Exeltium est proche dans l'esprit d'un CAPN, mais basé sur l'existence d'un consortium d'industriels.

M. Franck Montaugé. -Exeltium est-il menacé par l'accord de novembre ?

M. Thomas Courbe. - Non, il continue de se dérouler. La phase 2 du contrat, qui avait été autorisée par la Commission lors de la négociation initiale, n'a pas encore été déclenchée. La question se pose d'un éventuel déclenchement de cette phase 2 par les industriels réunis au sein du consortium, ce qui nécessitera une nouvelle négociation avec la Commission. Les CAPN apportent le même intérêt en termes de stabilité et de visibilité, notamment quand ils sont regroupés au sein d'un consortium. Le dernier outil de la politique commerciale est constitué par les offres de détail à moyen terme commercialisées par EDF. Ces outils de marché à 4-5 ans permettent de bénéficier d'une visibilité et d'un prix garanti sur une période plus limitée. Ils sont plus adaptés que les CAPN pour certains industriels. 671 contrats de ce type ont été conclus à ce jour autour d'un prix moyen de 70 euros. Il faudra établir un bilan plus détaillé de cette politique commerciale. Les prix bas actuels sur le marché ont probablement réduit chez les industriels le sentiment d'urgence pour conclure des contrats de moyen ou long terme. Cette politique reste, à nos yeux, pertinente, malgré les prix bas actuels, car elle donne une assurance sur une stabilité de long terme indispensable à de nouveaux investissements. La DGE encourage donc les entreprises à conclure ces contrats de long terme.

M. Vincent Delahaye. - Il faut convenir que le sujet est assez complexe. Un certain nombre d'industriels s'inquiètent de l'éventuelle disparition de la compensation carbone dans le cadre du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières (MACF). Que leur répondez-vous ?

M. Thomas Courbe. - Il s'agit effectivement d'un sujet de préoccupation, car il s'agit d'un élément très significatif des prix payés. Aujourd'hui avec l'inclusion des coûts indirects dans le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières, le risque existe que cette compensation carbone ne soit plus justifiée au-delà de 2030. Des discussions sont engagées avec la Commission européenne afin de vérifier les conditions de mise en oeuvre du mécanisme, à propos notamment du contournement ou de la prise en compte du mix énergétique d'origine des produits concernés. Il existe donc des questions de mise en oeuvre qu'il est nécessaire de vérifier. Il faudra veiller à ce que décisions prises d'ici 2030 sur la mise en place de ce mécanisme permettent de conserver la même protection contre les fuites de carbone pour les industriels. Notre objectif vise à ce que la compensation des coûts indirects continue d'être appliquée aux industriels, peut-être sous une autre forme, en fonction de l'efficacité du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières. La DGE partage cette préoccupation avec les industriels concernés. Il s'agit de l'une de nos priorités dans les discussions à Bruxelles.

M. Franck Montaugé. - Le mécanisme d'ajustement s'applique-t-il bien seulement à quelques filières ?

M. Thomas Courbe. - Oui, il s'applique notamment au papier, à l'acier et à l'aluminium où il s'agit d'un élément structurant. Il est important de vérifier que le mécanisme permet bien d'éviter les fuites de carbone, mais il ne concerne que quelques produits, et non toute l'industrie.

M. Vincent Delahaye. - Concernant l'accord de novembre, les industriels que nous avons auditionnés étaient partisans d'un CFD bidirectionnel avec des seuils de captation plus bas que ceux fixés. Quel est votre avis ?

M. Thomas Courbe. - Je rappelle que l'accord du 14 novembre poursuit les deux objectifs de prix compétitifs pour l'industrie et de capacités de financement des investissements pour EDF. La politique commerciale et la régulation permettent, à notre avis, de concilier ces objectifs. Les contrats déjà signés semblent répondre aux besoins des industriels. Nous avons identifié des évolutions de la politique commerciale qui permettraient d'être encore plus adaptés à ces besoins, comme la création de consortiums pour déconsolider l'avance en tête, ou l'encadrement du partage de risques dans le cadre des contrats. Il conviendra de faire un bilan de cette politique commerciale pour voir si elle répond aux besoins spécifiques des industriels. Il faudra aussi vérifier pour les entreprises électrosensibles que le test de marché confirme la pertinence des CAPN intermédiés. C'est l'examen de tous les éléments qui permettra de juger de l'adaptation des outils aux besoins.

M. Vincent Delahaye. - Ces éléments constituent l'évaluation du volet commercial qui était prévue dans les six mois suivant la conclusion de l'accord. Comment sera formalisée cette évaluation ? Fera-t-elle l'objet d'un rapport et sera-t-il publié avant la publication de notre propre rapport ?

M. Thomas Courbe. - Les modalités de la clause de rendez-vous n'ont pas encore été fixées. Il faut peut-être se laisser un peu plus de temps, car les prix de marché bas ont empêché de porter une appréciation pertinente sur la politique commerciale. L'évaluation permettra d'estimer le nombre d'entreprises ayant pu trouver une solution qui leur convienne. Il faudra estimer si des solutions sont envisageables pour celles n'ayant pas encore souscrit de contrats et vérifier que les tests de marché confirment la pertinence des outils pour les électrosensibles. Tels sont les enjeux de la clause de rendez-vous.

M. Vincent Delahaye. - Est-ce que les CAPN sont réservés aux Français ?

M. Thomas Courbe. - Non, les Européens peuvent aussi y avoir accès conformément aux règles de concurrence du marché intérieur européen.

Mme Denise Saint-Pé. - Sous quelle forme les entreprises participent-elles au financement du nouveau nucléaire ? Concernant les compensations carbone, je m'interroge sur les aides de l'Etat pour des coûts que les entreprises ne supportent pas pour le moment.

M. Thomas Courbe. - Les dispositifs de participation au nouveau nucléaire dépendent des caractéristiques de chaque entreprise. Ils sont conçus particulièrement pour des entreprises électro-intensives dont les besoins sont spécifiques par rapport aux autres entreprises. Je précise que les CAPN concernent la commercialisation de la production du parc nucléaire existant même s'ils intégreront progressivement celle des EPR 2.

M. Franck Montaugé. - Les CAPN prennent-ils dès à présent en compte les EPR 2 ainsi que les investissements liés au grand carénage ?

M. Thomas Courbe. - Les CAPN sont vraiment centrés sur le parc historique hors EPR 2 et nouveau nucléaire. Ils intègrent tous les investissements, y compris ceux liés à l'entretien et à la maintenance des centrales existantes. Ils sont basés sur les CAPEX du nucléaire historique. L'avance en tête constitue une partie du financement de ces CAPEX. Les industriels qui signent des CAPN co-investissent dans les outils de production au travers des contrats de partenariat.

M. Franck Montaugé. - Est-il possible de communiquer à la commission d'enquête le montant financier de l'avance en tête ?

M. Thomas Courbe. - Oui, nous pourrons vous communiquer le chiffre par écrit. Le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières vise cinq produits. Quand il entrera dans sa phase de fonctionnement effectif, les aciers qui entreront sur le marché européen avec un contenu carbone supérieur à celui de la production européenne seront pénalisés.

Mme Denise Saint-Pé. -Faute d'accord, les entreprises ne paient pas aujourd'hui, mais sont-elles quand même compensées par l'État pour cette taxe à venir ?

M. Thomas Courbe. - La compensation carbone a été créée avant même que le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières soit entré en vigueur en phase de test. Sans MACF il aurait fallu de toute façon maintenir la compensation carbone pour éviter les fuites de carbone. Elle permet de compenser l'effet des coûts indirects de l'électricité dans le système d'échange dit ETS. Pour les produits concernés par le MACF d'ici 2030, s'il est pleinement efficace, il n'y aura en théorie plus de fuites de carbone, donc cette compensation deviendra inutile. Il faudra vérifier en pratique que le MACF est complètement efficace. S'il n'était que partiellement efficace, il faudrait garder un équivalent de cette compensation afin de compenser l'écart.

Mme Martine Berthet. - Je me fais le relais des préoccupations des industriels électro-intensifs de Savoie, dont je suis l'élue, à propos de l'avance en tête et de la compensation carbone qui leur permet de rester pour l'heure compétitifs. Ils considèrent que le coût de l'avance en tête est considérable, car il leur est demandé d'assurer tous les risques économiques et industriels d'EDF. Est-il normal que les industriels assument l'intégralité de ces coûts de gestion du nucléaire ? Quand débuteront les négociations sur la phase 2 d'Exeltium ? Sur le remplacement de la compensation carbone, est-il envisagé de recourir à des expérimentations comme l'interruptibilité avec une prévision à 10 jours ?

M. Thomas Courbe. - Concernant le coût de l'avance en tête, le principe même du CAPN induit que les industriels paient leur quote-part du coût du parc nucléaire, avec pour contrepartie l'assurance de disposer de prix bas à long terme. C'est ce qui justifie ces contrats en droit européen. Il s'agit de contrats commerciaux qui peuvent être négociés en fonction des besoins spécifiques des industriels. Ils peuvent prévoir qu'une partie du risque soit limité, ce qui aura un effet sur le prix, sachant qu'il faudra veiller à trouver un équilibre entre prise de risque et prix. L'interruptibilité peut figurer parmi les variables de négociation, certaines entreprises pouvant l'accepter, d'autres ne pouvant pas. L'interruptibilité a une valeur économique pour le parc EDF et elle peut être négociée en fonction de ses paramètres. Si le préavis est long, cela réduit la valeur de l'interruptibilité. Ces sujets peuvent faire l'objet d'accords au cas par cas pour répondre aux besoins spécifiques de chaque industriel concerné. Je confirme que la phase 2 d'Exeltium, souhaitée par le consortium, nécessitera une discussion avec la Commission européenne pour vérifier dans quelles conditions elle peut être mise en oeuvre.

M. Franck Montaugé. - Nous vous remercions pour votre contribution.

La réunion est close à 18 h 30.

- Présidence de M. Franck Montaugé, président -

La réunion est ouverte à 16 h 30

Audition de M. Luc Rémont, président-directeur général du groupe EDF

M. Franck Montaugé, président. - Nous poursuivons les travaux de notre commission d'enquête avec l'audition de M. Luc Rémont, président-directeur général d'EDF. Je vous laisserai présenter l'entreprise que vous représentez dans votre propos liminaire. Avant de vous donner la parole, je vous rappelle qu'un faux témoignage devant notre commission d'enquête est passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14, 434-15 du Code pénal, et notamment de cinq ans d'emprisonnement et de 75 000 euros d'amende. Je vous invite à prêter serment de dire toute la vérité, rien que la vérité, en levant la main droite et en disant « Je le jure ».

M. Rémont prête serment.

Le Sénat a constitué le 18 janvier une commission d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050. Nos travaux sont centrés sur le présent et sur l'avenir du système électrique. Est-il en capacité de faire face à la demande, d'offrir aux particuliers et aux entreprises une électricité à un prix raisonnable ? Quelles sont ses perspectives de développement ?

L'entreprise EDF représente entre 60 et 70 % des parts de marché de l'électricité en France. Vous êtes par ailleurs le seul producteur d'énergie nucléaire en France, le principal producteur d'électricité hydraulique et vous allez avoir la responsabilité de la réalisation du prochain programme électronucléaire. Autant de raisons de vous auditionner.

Voici quelques thèmes sur lesquels nous allons vous interroger. Comment se porte EDF aujourd'hui après des années difficiles ? Est-on sorti de la crise de corrosion sous contrainte, ou va-t-on en subir une nouvelle sur le palier des 900 MWh ? Comment EDF se met concrètement en ordre de marche pour prendre en charge le programme du nouveau nucléaire ? Comment dialoguez-vous avec l'État et la Commission européenne sur les sujets cruciaux en cours ? Ces derniers portent sur le modèle de financement du nouveau nucléaire et la régulation des prix du parc historique ; l'intérêt d'une directive bas carbone pour garantir un traitement équitable des technologies, le souhait exprimé d'un plan d'action qui fixerait un indicatif clair d'électrification d'ici 2030.

Comment travaillez-vous à la résolution du différend avec la Commission sur les concessions hydroélectriques qui dure depuis de très nombreuses années et bloque tout investissement ? En quoi le régime d'autorisation que vous prônez est-il de nature à satisfaire la Commission européenne ?

Ce sont quelques-uns des thèmes sur lesquels notre rapporteur et nos collègues vont vous interroger.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. -Nous avons déjà auditionné plusieurs directeurs d'EDF et je souhaiterais débuter en vous demandant de décrire, selon vous, le monde électrique idéal post-Arenh ? Dans un monde sans contraintes, quel serait le paysage le plus idoine pour votre entreprise ?

M. Luc Rémont. - Je vous remercie et suis heureux de répondre aux questions de la commission dans le cadre du travail substantiel qui y est mené. Je me réjouis de partager en transparence les défis auxquels nous sommes confrontés et qui sont aussi ceux de la France. EDF et ses 170 000 collaborateurs s'efforcent de répondre au mieux aux enjeux de l'électrification dans un environnement concurrentiel. Dans mon propos liminaire, je vais tâcher de m'en tenir aux éléments stratégiques qui marquent l'actualité et le futur du groupe.

Entre 2022 et 2023, EDF a connu à la fois une crise énergétique majeure ainsi que sa plus grande crise industrielle depuis 1946. Elle s'est manifestée par l'émergence d'un problème générique touchant plusieurs réacteurs au même moment. Depuis que le problème de corrosion sous contrainte a été diagnostiqué à la fin 2021, il a été compris, caractérisé, et sa résolution a été élaborée puis industrialisée. Aujourd'hui, la phase de correction du phénomène est terminée et nous poursuivons, en 2024 et 2025, une inspection complémentaire en liaison avec l'ASN. Durant cette période, nous serons éventuellement amenés à faire face à d'autres cas individuels de corrosion sous contrainte. L'impact de ce phénomène sur la production et le disponible nucléaire sera heureusement bien plus faible en 2024 qu'en 2023 ou 2022. Cette évolution nous permettra de relever progressivement le niveau de production nucléaire. Celle-ci est passé de 279 TWh en 2022 à 320 TWh en 2023. Notre ambition est de passer à une production de 315 à 345 TWh en 2024, puis de 335 à 365 TWh en 2025. Cette phase de correction entre dans le cadre de la planification de moyen et long terme de la maintenance du parc de 56 réacteurs, qui, au travers des visites périodiques et décennales, participera à la prorogation du parc nucléaire. Celui-ci a le potentiel d'être encore utilisé durant plusieurs décennies. Nous commençons en effet à travailler sur les visites décennales cinquantenaires des tranches les plus anciennes, de même que sur la planification au-delà de 60 ans.

Alors que le niveau de consommation électrique des professionnels comme des particuliers est au plus bas depuis une vingtaine d'années, se profile une hausse de la demande électrique avec l'électrification de certains usages dont la mobilité. De même la réindustrialisation à venir induira une accentuation de l'électrification. Il faudra accompagner cette évolution de la demande électrique en gardant en tête qu'à long terme, les 56 réacteurs du parc, qui ont été construits en seulement 16 ans, arriveront tous en fin de vie en même temps. Il faudra être prêts pour les remplacer à horizon 2050 dans un système électrique qui devra répondre aux besoins de stabilité puisque le mix électrique futur associera la production intermittente du renouvelable à celle, commandable, de l'hydraulique et du nucléaire. Un de nos enjeux consiste dès maintenant à nous préparer à cet horizon avec une capacité de production nucléaire qui répondra aux besoins du mix opérationnel.

Le nouveau nucléaire représente un défi colossal à l'échelle de la France. Il dépasse l'acteur industriel EDF, qui en est le maître d'ouvrage et, en grande partie, le réalisateur industriel. La phase actuelle d'ingénierie nous conduit à intégrer l'ensemble des leçons apprises dans les phases de construction récentes, dont celles de Flamanville que nous espérons raccorder cet été, et d'Hinkley Point. À partir de ces expériences, les réacteurs EPR 2 ont vocation à être construits en série, ce qui sera le gage de leur performance économique. L'ingénierie et la capacité à fabriquer seront donc sollicitées au sein du groupe EDF, mais aussi chez ses partenaires industriels, soit une filière représentant environ 200 000 emplois. Nous sommes aujourd'hui dans la phase d'études et de préparation, ce qui inclut une réflexion sur la réalisation afin de pouvoir construire dans les délais, le temps étant un facteur essentiel de succès. Dans ce cadre, des discussions ont été engagées avec l'Etat et la commission européenne sur les modalités de financement. Sauf exception, aucun site de production en Europe n'est réalisé sans financement public. La fluctuation des prix affecte en effet la capacité à lever les fonds nécessaires, ce qui induit le besoin d'un financement ou d'une garantie publique pour réaliser de tels projets. Les discussions sur les différentes modalités d'intervention publique ont commencé afin d'obtenir une aide proportionnée aux besoins et de produire une électricité compétitive et décarbonée. A l'issue du travail technique en cours, nous aurons, espérons-le fin 2024, réuni les conditions nécessaires pour élaborer le financement public et passer à l'étape d'approbation par la commission européenne.

Pour l'heure, le cadre de l'Arenh, qui arrive à échéance en 2025, nous astreint à vendre les deux tiers de notre électricité nucléaire au même tarif qu'il y a 12 ans, bien en dessous de nos coûts. Ce cadre nous empêche de nous projeter dans l'avenir et d'envisager un programme d'investissement assurant la soutenabilité de fourniture électrique à long terme. Afin de tirer les leçons de la crise énergétique, un accord a été trouvé en novembre 2023. Il respecte l'accord européen qui vise à disposer d'un marché électrique de long terme afin de donner plus de stabilité aux acteurs. Dans cette perspective, EDF déploie sa nouvelle politique commerciale qui s'accélère avec, à ce jour, 800 contrats conclus avec des entreprises de toutes tailles et de toutes régions. Un effort d'explication a accompagné cette politique puisque 500 réunions ont été organisées afin de faire la pédagogie de l'accord qui prévoit un prix cible de 70 euros par MWh. Je suis heureux de pouvoir annoncer que nous accélérons cette politique commerciale qui nous donne de la visibilité ainsi qu'à nos clients.

Concernant les facteurs qui impactent le rythme d'électrification, il faut citer le prix du carbone, les réglementations appliquées à la mobilité ou à l'efficacité énergétique des bâtiments. Tous ces facteurs concourent à l'émergence d'une énergie décarbonée à horizon 2050, dans laquelle l'électricité sera un véhicule efficace.

Concernant l'hydroélectricité, les investissements sont bloqués depuis 20 ans en raison d'un désaccord sur la continuité des concessions. Afin de débloquer ces investissements qui permettront d'avoir accès à une électricité décarbonée pilotable par le biais de rehausses ou de création de stations de pompage, nous considérons que le passage à un régime d'autorisation serait le meilleur dans des conditions qui restent encore à définir.

Afin de répondre à la question du rapporteur sur un éventuel monde idéal, je répondrai que si ce monde idéal n'existe pas, le potentiel électrique reste extrêmement élevé pour répondre aux besoins du pays. Pour que le développement électrique soit harmonieux et rapide, la stabilité est le premier critère, car il faut adapter des décisions ayant un impact à 15 ans à des fluctuations infra-annuelles. La stabilité et la visibilité des règles de marché à l'échelle européenne sont donc la condition première. Ce cadre précis permet aux industriels de prendre des décisions éclairées où le risque d'aléa est mesuré et compris. Il importe en outre que les règles de marché soient agnostiques sur le plan technologique. La législation européenne récente qui fixait des objectifs par type de technologie a abouti à une forme de ségrégation induisant des risques économiques et physiques. Heureusement l'accord européen de 2023 fixe des règles de marché communes pour toutes les technologies décarbonées. Cette approche neutre laisse aux industriels le soin de piloter leurs investissements, chaque pays pouvant choisir son mix énergétique. Il faut remarquer que la grande majorité des états européens estime nécessaire de disposer d'une électricité renouvelable ainsi que d'une certaine proportion de nucléaire ou d'hydraulique afin d'assurer une continuité de fourniture.

Il est essentiel, en tant qu'expert de l'énergie, d'accompagner nos clients sur le chemin de la décarbonation. Cet impératif constitue l'un des quatre piliers fondamentaux de notre stratégie. Le second pilier réside dans notre capacité à produire plus d'électricité décarbonée commandable pour assurer la résilience et la disponibilité de nos livraisons. Le troisième pilier repose sur un réseau de distribution électrique adapté, capable d'absorber une injection d'électricité en de multiples points et de répondre à des modes de consommation diversifiés. Le quatrième pilier vise à accroître la flexibilité des moyens destinés à assurer l'adéquation de l'offre et de la demande 365 jours par an. Cette flexibilité est requise par l'instabilité de la nouvelle donne électrique.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Je vous remercie pour vos propos qui ont déjà apporté des réponses à certaines de nos questions. Concernant la situation financière d'EDF, pouvez-vous chiffrer le coût du dispositif Arenh qui se terminera fin 2025 et qui est sujet à controverse. Quelles auraient été les conséquences de l'absence de ce dispositif et aurait-elles permis de rembourser une partie de la dette d'EDF ? Ma deuxième question porte sur l'accord non formalisé, entre le gouvernement et EDF, qui prévoit un prix moyen de 70 euros ainsi que l'incitation à recourir à des contrats à long terme. Cet accord demeure quelque peu dissymétrique. Il prévoit un système de captation au-dessus de 78 et 110 euros mais que se passera-t-il si les prix de l'électricité demeurent à des niveaux plus bas que ceux anticipés ? Combien de temps pourrez-vous tenir, quel sera le coût engendré et quels sont vos scénarios à ce sujet ? Notre commission est à la recherche de prix acceptables pour les consommateurs, compétitifs pour les industriels et permettant les investissements jugés nécessaires. Dans cette perspective visant à la stabilité et à la visibilité nécessaires aux investissements, comment voyez-vous la construction des tarifs dans la période post-Arenh ?

M. Luc Rémont. - Je n'ai pas l'intention de me lancer dans une polémique à propos de l'Arenh. Je rappelle simplement qu'aucune entreprise ne peut de manière pérenne vendre les deux tiers de sa production en dessous de ses coûts. Or c'est ce qu'impliquait l'Arenh dans les faits. Je ne vais pas reprendre les multiples analyses sur le sujet, mais il est établi que sur une décennie, l'Arenh n'a pas permis de préparer l'avenir. Le coût de l'application de l'Arenh a représenté plusieurs dizaines de milliards d'euros sur une décennie. L'Arenh a aussi coûté aux clients, car la protection sur une moitié de leurs fournitures, les a, par défaut, surexposé à court terme à l'explosion des prix de ces 2 dernières années. La seule façon de parvenir à la constitution des prix les plus stables consiste à se détacher le plus possible du court terme, qui, par définition, reflète l'état de l'offre et de la demandes instantanées. Ce week-end par exemple, les prix étaient très bas, car la demande était faible et l'offre des renouvelables abondante, ce qui a conduit à l'interruption de production nucléaire sur certains réacteurs. Si l'on considère un horizon de 5 ans, la formation des prix s'effectue à partir d'une analyse économique, en tenant compte de la demande européenne, des modes de production et des coûts de production à cet horizon. Seule une analyse de moyen terme permet une vision prévisible permettant une formation des prix crédible, car moins sensible à la fluctuation sur un horizon de 5 ans. Un exemple : au début 2022, alors que les prix de court terme ont explosé à plus de 500 euros le MWh du fait de la guerre en Ukraine, les prix de moyen terme n'ont jamais dépassé les 150 euros. C'est pour cela que nous voulons favoriser le commerce de moyen terme. L'amortissement permis par cet horizon de temps fait en effet converger les prix vers une rationalité économique. Ce type de formation des prix convient à la fois aux clients comme aux fournisseurs qui sont moins sujets à fluctuation, en cas de hausse comme de baisse des prix.

L'accord qui a abouti à l'estimation des 70 euros part de cette analyse de moyen terme. Il prévoit aussi le niveau légitime à partir duquel l'Etat redistribuera aux consommateurs la part qu'il prélève afin de les protéger d'une hausse des prix non anticipée. L'accord fixe ce niveau à 78 euros/ MWh, prix au-delà duquel un prélèvement à 50 % serait opéré et à 110 euros/MWh le prix au-delà duquel un prélèvement de 90 % serait opéré. La formation des prix reste alignée sur le droit communautaire, et l'accord nous offre la possibilité de construire avec nos clients, dans une perspective de commerce de long terme, une protection mutuelle contre les fluctuations de court terme. Le cas où les prix resteraient bas sur une longue période signifierait une inadéquation entre l'offre et la demande. Dans cette hypothèse, il faudrait envisager d'ajuster nos investissements à la baisse, ce qui n'est évidemment pas souhaitable. Il faut en effet qu'EDF puisse réaliser ses investissements à temps pour anticiper la demande de demain. C'est ainsi que pourra se déployer la politique commerciale destinée à favoriser la stabilisation des prix à moyen-long terme.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Concernant le nouveau nucléaire, quel est le calendrier envisagé de mise en service industriel de l'EPR 2 et à quel horizon attendez-vous la décision du gouvernement concernant sa participation financière ? Quel serait le mode de financement le plus adéquat pour EDF en termes soit d'avances remboursables, soit de création d'une structure financière commune ? A quel niveau envisagez-vous le contrat pour différence (CFD) qui sera nécessaire au financement du nouveau nucléaire ? Sachant ces besoins de préfinancement du nouveau nucléaire ainsi que la nécessité de reconstruire les compétences en France, estimez-vous nécessaire d'avoir une présence significative à l'échelle internationale, comme le laisse présager votre voyage récent en République Tchèque en compagnie du Président de la République ?

M. Franck Montaugé, président. - Concernant les aides au financement, qu'entendez-vous par ce que vous avez nommé « risques maîtrisables » ?

M. Luc Rémont. - Le projet d'EPR 2 se trouve à ce jour en phase d'ingénierie lourde et d'optimisation sur les paramètres clé du programme. Ce travail consiste aussi à déterminer la faculté de nos partenaires industriels à livrer de manière compétitive les éléments concourant à la construction des réacteurs, et à remonter la filière de construction à l'échelle, puisque nous sommes passés en 20 ans de la construction de 5 nouveaux réacteurs en France à un seul nouveau réacteur en Europe. Le principal défi consiste à construire à l'échelle de manière optimisée. Il est souhaitable que l'ensemble des éléments clé du projet, y compris le financement, puisse être réuni d'ici la fin d'année afin qu'une décision puisse être prise sur les conditions de lancement du projet. Cet accord devra être complété par un accord communautaire préalable à la décision finale d'investissement qui devrait intervenir idéalement en 2025.

M. Franck Montaugé, président. - Excusez-moi, avez-vous une commande de l'État à ce jour ?

M. Luc Rémont. - Non, en fin d'année 2024 nous aurons engagé 3 milliards d'euros de fonds propres sur la préparation de ce projet. Ce montant doit être relativisé en le comparant aux 20 milliards d'euros d'investissements annuels d'EDF. Ils sont donc tout à fait soutenables à condition d'aller vers un engagement ultérieur de programme. En 2025 l'enjeu consistera donc à passer à un financement partagé. Afin de répondre à votre question sur les risques maîtrisables, Monsieur le président, il convient de répartir les risques entre ceux pris par la puissance publique et ceux pris par l'opérateur. Le risque principal tient aux montants colossaux à lever. Ils dépassent de loin ce qu'une entreprise, même détenue à 100 % par l'Etat, peut lever dans les règles de marché usuelles. La situation correspond à un défaut de marché avec l'incapacité de ce dernier de répondre à une demande de dizaine de milliards d'euros d'investissement sur une durée longue. Il conviendra donc avec la puissance publique de trouver les instruments financiers de préfinancement associés à la montée en puissance de la construction. L'ensemble des risques, y compris ceux -plus classiques- liés aux prix après mise en service, nécessiteront de faire appel à plusieurs instruments financiers. Une discussion approfondie déterminera les risques admissibles qui devront être testés avec les banques et les agences de notation afin d'aboutir au montage d'un projet de financement du nouveau nucléaire.

Concernant les marchés à l'export, il faut rappeler que le groupe EDF est un opérateur qui investit avec ses fonds propres sur plusieurs centrales en portant logiquement le risque d'opération et de réalisation. Le groupe est aussi un industriel qui réalise les centrales et qui a besoin, à ce titre, de disposer d'un carnet de commandes soutenu pour garantir sa compétitivité. Depuis deux décennies, l'insuffisance de l'activité a constitué notre principale difficulté, compensée en partie par le grand carénage. Elle a entraîné une moindre capacité productive qui pourra en partie se résoudre dans la construction de réacteurs en Europe. Nous estimons avoir besoin de construire 2 réacteurs par an en Europe pour disposer d'un outil industriel performant. Si l'on considère qu'EDF investira dans l'un de ces réacteurs, il faudra trouver un autre client de manière concurrentielle. C'est dans cette perspective que nous espérons réaliser un certain nombre de réacteurs en République Tchèque ainsi que dans d'autres pays d'Europe centrale et du nord qui souhaitent relancer le nucléaire. En tant qu'industriel, notre champ d'action affiche donc clairement une priorité européenne. Le chef de l'Etat est lui-même mobilisé afin de démontrer le savoir-faire d'EDF et sa capacité à se développer en République Tchèque.

Le développement des compétences figure au centre de nos préoccupations afin d'être au rendez-vous de la construction en série. La montée à l'échelle est déjà engagée dans certains domaines comme la fabrication, grâce notamment à Hinkley Point qui a permis le maintien d'une filière industrielle compétente et de qualité. Cette capacité doit désormais être généralisée en nous assurant d'une capacité de chantier renouvelée afin d'aborder les futurs chantiers de Penly et de Gravelines dans les meilleures conditions et en minimisant les délais de construction.

M. Pierre Médevielle. - Après les périodes de crise énergétique et industrielle récentes, chacun éprouve le besoin de stabilité et de visibilité. Dans le cadre du dispositif prévu dans l'accord de novembre, les consommateurs seront protégés en cas d'envolée des prix. Il est à craindre a contrario qu'en cas de baisse soudaine des prix, l'Etat et les contribuables soient amenés à intervenir pour aider EDF. Pouvez-vous nous confirmer que vous oeuvrez pour la mise en place d'un prix plancher comme l'y invite le règlement européen en cours de discussion ?

M. Jean-Jacques Michau. - Le président du Medef a estimé ici même que les prix de l'électricité étaient trop hauts et responsables en grande partie de la désindustrialisation. Quelles actions menez-vous pour retenir les électro-intensifs dans ce contexte ? Pouvez-vous nous dire ce qui empêche de trouver des solutions pour l'hydroélectricité ?

M. Luc Rémont. - Dans la perspective post-Arenh, qui débutera début 2026, nous sommes convenus de lancer une politique commerciale de long terme, pour laquelle nous avons déjà conclu 800 contrats. À partir du 1^er janvier 2026, l'accord conclu avec l'Etat prévoit la protection des consommateurs au-delà des seuils de 78 et 110 euros. Il n'y a pas eu de discussion sur un prix plancher et l'accord communautaire de 2023 n'a pas changé les règles de discussion. L'analyse au regard des aides d'état, dans le cas d'un accord sur des prix plancher, aurait pour corollaire ce qui avait déjà été projeté dans le projet Hercule avant la crise, à savoir le démantèlement du groupe EDF, qui n'a donc pas intérêt à s'engager dans cette direction. Il vaut bien mieux contractualiser avec les clients afin de trouver un niveau de prix et de revenus stables plutôt que de détruire la capacité du groupe. Si les prix baissaient trop, il s'agirait d'un problème d'adéquation entre l'offre et la demande.

Concernant les prix, le niveau de 60-70 euros est parfaitement compétitif à l'échelle européenne. Ce prix est plus bas aux USA en raison de l'absence de prix du carbone. Il faut donc comparer des choses comparables, d'autant que l'état du réseau aux USA doit être pris en compte dans un prix qui serait objectif. En Europe les prix de l'Espagne sont ponctuellement plus bas, mais la situation changera lors de la fermeture de leurs centrales nucléaires, ce qui impactera leur capacité à disposer d'une production décarbonée permanente. Les prix des autres pays européens sont structurellement tous plus hauts que les prix français, même sur les prix de court terme. En revenant à une situation normale, nos prix de 2025 seront plus bas de 6 euros par rapport aux prix allemands. Il reste encore bien du travail à faire avec tous nos clients industriels, quel que soit leur statut. Concernant les sujets de court terme, nous essayons de trouver les meilleures solutions pour les industriels qui ont conclu des contrats à la pire des périodes. Concernant les électro-intensifs, non seulement ils ne nous quittent pas, mais nous en accueillons en France, ce qui montre la compétitivité d'EDF. Dans le cadre des CAPN, nous leur donnons des droits d'accès aux nouveaux investissements nucléaires. Concernant l'hydroélectrique, le moment est peut-être venu d'avancer. Tout le monde comprend la nécessité de relancer les investissements. Dans d'autres pays, cette relance a eu lieu avec le soutien de la commission. Il n'y a pas de raison qu'il en aille différemment en France.

Mme Martine Berthet. - J'estime que les discours différents concernant les électro-intensifs ne sont pas très rassurants. Il ne faut pas oublier que ces derniers doivent mesurer leur compétitivité par rapport à des concurrents qui sont localisés en dehors de l'Europe. Les contrats proposés par EDF sous forme d'avance en tête leur semblent énormes, puisque représentant, selon certains, jusqu'au tiers de leur chiffre d'affaires. Votre sérénité semble en totale opposition avec leurs inquiétudes concernant les contrats qu'ils doivent signer aujourd'hui afin de bénéficier d'une visibilité sur leurs investissements. Ils se demandent pourquoi ils devraient supporter les risques et les aléas d'EDF. Pouvez-vous préciser la notion de flexibilité appliquée aux électro-intensifs et électrosensibles. Concernant le régime d'autorisation de l'hydroélectricité, il semblerait que celui-ci ne fasse plus l'unanimité.

M. Daniel Salmon. - J'aimerais des précisions techniques sur l'ordre de priorité des énergies appelées au jour le jour. A partir de quel niveau de prix n'est-il plus intéressant pour une centrale de produire ? A long terme, à partir de quel prix plancher n'est-il plus intéressant pour EDF d'investir ? Je crains que le thème de la sobriété et de l'efficacité énergétique ne soient plus des priorités et que l'on incite au contraire à la surconsommation. Pouvez-vous nous dire si la modulation des réacteurs fait vieillir prématurément les centrales ? Enfin, EDF aura-t-il encore des ambitions dans le domaine des énergies renouvelables ?

M. Stéphane Piednoir. - Quelles sont vos ambitions pour le projet Nuward ? Dans quelle mesure les petits réacteurs nucléaires (SMR) contribueront au maintien des compétences et à faire la jonction avec les EPR 2 ?

M. Luc Rémont. - Concernant la compétitivité des électro-intensifs qui se juge à l'échelle mondiale, il existe des éléments contre lesquels une entreprise ne peut pas lutter. EDF ne peut pas compenser les éléments liés au prix du carbone. La négociation des contrats de long terme a pour objectif de permettre la pérennité et la performance de l'industrie française dans des conditions économiquement et juridiquement robustes. Dans la mesure où nos clients ne pourront plus se procurer une électricité en dessous de nos coûts, il s'agit d'un changement de monde. L'avance en tête et le risque lié au quantum de production sont les conditions fondamentales pour que les contrats ne soient pas requalifiés comme contrats de fourniture. Cette avance en tête représente, certes, un montant significatif, mais qui donne droit à une contrepartie sous forme d'électricité nucléaire qui peut être soit consommée soit revendue. Il s'agit donc d'un actif sous forme de droit de tirage sur la production nucléaire. L'esprit dans lequel avancent les négociations repose sur la recherche de solutions. Je m'en occupe personnellement si nécessaire.

S'agissant des flexibilités, la flexibilité physique est destinée à préserver le système électrique en cas de consommation insuffisante ou d'écart sur la fréquence ou la tension. Cette flexibilité nécessite d'être renforcée pour faire face aux aléas accrus du fait de l'évolution du réseau électrique. Concernant la flexibilité relative à l'adéquation entre offre et demande, il convient de développer en France de nouveaux instruments afin de les adapter au nouveau monde électrique caractérisé notamment par la présence abondante d'électricité à certains moments de la journée. Il est souhaitable de déplacer des consommations durant ces périodes pour optimiser l'adéquation entre l'offre et la demande. Les effacements industriels, qui avaient été oubliés au fil du temps, font partie des éléments de discussion portant sur les contrats de long terme afin d'optimiser l'offre et la demande.

Concernant l'hydroélectricité, nous favorisons le régime d'autorisation, seul capable de permettre les investissements. La concession est une exception qui est statut qui date de la loi de 1919, bien avant le traité de Rome communautaire, qui, par une interprétation qui est contestable nous amène à bloquer les investissements. Il faut donc aller vers l'autorisation, qui n'a jamais été contestée par la Commission européenne et qui représente le régime le plus commun en Europe.

L'ordre de mérite ou de priorité des énergies appelées se trouve chahuté dans une période d'instabilité. Il repose sur des énergies renouvelables au coût très faible et il est appelé sur la base du coût variable. Les énergies renouvelables sont les dernières à être effacées à partir du moment où les prix deviennent négatifs. C'est ce qui explique que de temps en temps, l'éolien soit sorti du réseau. Pour le nucléaire l'effacement éventuel dépend du statut de chaque réacteur et de sa capacité à optimiser dans le temps l'ensemble de la production.

La véritable question sur les prix plancher consiste à se demander s'il vaut mieux arrêter les investissements en cas de demande insuffisante ou réfléchir à une forme de garantie de prix suivant le prix du carbone. C'est en général un prix insuffisant de ce dernier qui entraîne les prix vers le bas. Le prix de l'électricité restera en effet suffisamment soutenu si le prix du carbone reste à un niveau décent, de façon à éviter l'arrêt des investissements en cas de prix trop bas. En termes de politique publique, c'est ce type de réflexion qu'il faudrait conduire afin de donner au secteur une forme de stabilité de long terme, avec une protection des consommateurs en cas de prix trop hauts et une forme d'incitation à continuer d'investir si les prix descendent trop bas, en cas de surabondance de gaz par exemple.

Il n'y a aucune preuve que les modulations, généralement au nombre de deux par jour, fatiguent les réacteurs. Des modulations allant jusqu'à l'arrêt comportent plus d'inconnues et il n'existe pas de statistiques suffisantes pour avoir une réponse claire à ce sujet.

Les ENR font partie du mix de tout énergéticien. A ce titre, nous investissons sur tout le spectre, aussi bien dans de grands sites industriels, comme l'éolien en mer, que dans l'accompagnement des particuliers sur la voie de l'autoconsommation à base de solaire. Nous n'avons cependant pas vocation à tout financer par nous-mêmes. C'est ainsi qu'il est fait appel à des partenaires financiers pour l'éolien en mer. En tant qu'électricien, il est crucial que nous jouions un rôle moteur sur les éléments clé du secteur des ENR, avec un niveau d'ambition élevé concernant la décarbonation.

Les SMR peuvent répondre aux besoins de certains pays pour des problématiques régionales par exemple. Le projet Nuward vise un déploiement industriel en 2030 avec pour cible les pays ne souhaitant pas se lancer dans des projets de plus de 1 000 MW. En France, dans une perspective d'équilibre du système électrique, les SMR peuvent apparaître comme des solutions pour des régions comme la Bretagne, la région de Nice ou le sud-ouest qui disposent de peu de solutions décarbonées commandables. Des solutions locales à base de SMR pourront ainsi équilibrer les réseaux. En termes de délais, l'objectif consiste à être prêts à construire en 2030.

Mme Denise Saint-Pé. - Quelles sont les sources de financement pour le nucléaire existant, sa réhabilitation et son rallongement de durée de vie ? En tant qu'entreprise exerçant un monopole, quelle serait votre réaction si la représentation nationale exigeait d'avoir une présence au sein de vos organes de décision, ce qui semblerait normal ?

M. Daniel Gremillet. - Comme l'a montré l'audition du président du Medef, le sujet de l'énergie - sa disponibilité, sa capacité à être pilotée et son prix- est déterminant pour la réindustrialisation de la France et de l'Europe. Les prix seront un élément déterminant, car l'Europe est fragile. Connaissant l'importance historique du nucléaire en France, comment pouvez-vous définir une stratégie de long terme sans disposer de PPE, sachant en outre que la décision de fermeture de 14 réacteurs n'a pas été abrogée. Il faut des choix politiques clairs qui permettent de donner de la lisibilité aux acteurs. Afin de passer le cap des 15 ans à venir, les ENR seront-elles suffisantes ? Avec 14 réacteurs construits en 2050 ou plus, comment trouverez-vous les financements nécessaires pour des équipements construits, mais ne fonctionnant pas à pleine capacité ? Il n'est pas simple de définir une politique stratégique pour EDF. Les choix d'investissements entraînent des conséquences sur l'architecture du réseau et sur des équipements non pilotables. Ils interrogent sur la capacité à apporter des garanties de prix compétitifs pour les citoyens et les industriels.

M. Luc Rémont. - Mme la Sénatrice, ce sont les clients actuels et futurs qui financent le nucléaire existant et celui à venir. Pour l'heure, les banques et les investisseurs obligataires nous aident à garder un niveau de dettes élevé, mais soutenable qui s'élève à 54 milliards d'euros. Ces investissements sont finançables grâce à la perspective de vendre notre électricité aux clients. Il n'y a pas d'autre origine de financement. Sur la gouvernance, je rappelle qu'EDF ne constitue plus un monopole puisqu'elle est en compétition et que le parc nucléaire existant obéit au régime marchand.

Mme Denise Saint-Pé. - Vous êtes bien en situation de monopole sur les tarifs réglementés pour lesquels vous êtes le seul fournisseur.

M. Luc Rémont. - La qualification de monopole n'existe plus au sens où la CRE surveille étroitement les conditions dans lesquelles les tarifs réglementés sont parfaitement réplicables par nos concurrents. EDF est une société anonyme de droit privé qui n'a qu'un seul actionnaire. Elle appartient à l'Etat. Il revient aux élus de déterminer s'il convient d'assurer la présence de la représentation nationale au sein du CA d'EDF. J'ai plutôt tendance à penser qu'il vaut mieux se concentrer sur son métier ; le CA veille à ce qu'EDF exerce correctement son activité d'électricien. Il n'est pas certain que ce soit la mission des élus, qui consiste plutôt à bien réfléchir à tous les enjeux de politique énergétique et de définir la politique future. EDF apporte ses éclairages dans cette perspective et souhaite bénéficier d'un cadre stable, comme cela a été le cas par le passé. C'est ce qui nous permettra de nous engager sur un développement industriel de long terme.

M. Vincent Delahaye, rapporteur. - Concernant votre souhait de passer d'un régime de concession à celui d'autorisation dans le domaine hydroélectrique, il semblerait qu'aucun pays européen n'ait pu le faire. Ne craignez-vous pas que trop de contreparties soient demandées, sachant qu'il existe peu de transparence sur les concessions hydroélectriques ? Quel est à cet égard le montant des redevances que vous versez ? Que pensez-vous par ailleurs du marché de capacité qui arrive à échéance en 2026 ? Faut-il le renouveler et ne constitue-t-il pas un doublon avec la prime de risque sur le marché de gros en cas de tensions ? Pouvez-vous confirmer que l'Arenh représente bien les deux tiers de votre production et qu'au-delà, vous avez vendu à des prix avoisinant les 160 euros le MWh ?

M. Franck Montaugé, président. - Nous avons peu abordé la question des réseaux de distribution et de transport. Comment envisagez-vous les investissements considérables à y réaliser en même temps que sur l'appareil de production ? Il semblerait que l'on se dirigerait vers des solutions de flexibilité (électrolyseurs, batteries...) opérées en dehors d'EDF. Si ce fait est avéré, ne constitue-t-il pas un facteur de complexité supplémentaire pour la gestion du réseau ?

M. Luc Rémont. - Concernant l'hydroélectricité, les discussions portent pour l'heure sur les principes de l'autorisation. Il faut savoir que d'autres pays sont restés en régime de concession sans appel d'offres, ce qui n'a pas fait l'objet d'un contentieux. Nous privilégions le régime d'autorisation afin de répondre aux besoins du système électrique et de relancer l'investissement. Le statut des concessions empêche, lui, d'investir au-delà de ce qui est inscrit dans le cahier des charges.

Les marchés de capacité ont apporté une forme de réponse aux besoins de disponibilité. Bien qu'imparfaite, cette réponse permet de contribuer à l'équilibre économique et opérationnel du système électrique. Un certain nombre d'actifs carbonés commandables ne trouveraient pas d'existence en dehors des mécanismes de capacité. A l'échelle européenne, dans le monde d'instabilité qui se profile, la capacité de production décarbonée commandable du parc nucléaire français ne doit cependant pas apparaître comme la contrepartie de tout le monde en cas de baisse de la production décarbonée renouvelable. Cette question peut se résoudre par le prix du carbone, mais aussi par un marché de capacité décarboné qui permet d'assurer l'équilibre du système électrique à long terme.

La production sous Arenh, qui légalement représente le tiers de notre production, représente bien dans les faits les deux tiers de notre production car économiquement nous ne pouvons faire autrement que de répliquer à nos propres clients les conditions de prix des 100 TWh que nous fournissons à nos concurrents. Quant à nos résultats, ils sont tributaires des prix appliqués sur le tiers de notre production hors Arenh. Ils auraient été meilleurs s'il n'y avait pas eu les deux tiers sous Arenh. L'année 2023 a certes permis, grâce aux prix spot élevés, de dégager un résultat historique qui a partiellement compensé la moitié de l'augmentation de la dette contractée en 2022, évaluée à 20 milliards d'euros. L'année 2023 ayant permis de réduire cette dette de 10 milliards d'euros, notre dette actuelle s'élève à 54 milliards d'euros. Notre objectif, après la disparition de l'Arenh, est de parvenir à un système économique plus prévisible à la fois pour les clients comme pour l'entreprise, en ne cumulant pas les inconvénients de la coexistence d'un prix administré et de prix de marché de court terme.

La place des réseaux se révélera déterminante pour l'équilibre à long terme du système électrique. À ce stade, il convient de définir une politique publique qui permette d'investir dans les réseaux de transport et de distribution, afin de tenir compte des évolutions en cours marquées par une décentralisation des moyens de production qui transforme le réseau de distribution en un réseau d'acheminement et d'injection dans le réseau de transport. Ce changement fondamental s'accompagne de la nécessité, dans le même temps, de raccorder de nouveaux équipements industriels de grande taille. C'est le cas de l'éolien en mer par exemple, où un euro d'investissement de production exige le même euro pour le raccordement. Les deux réseaux ont donc besoin de croître. Face à ces besoins, les raccordements devraient être hiérarchisés en fonction des bénéfices pour le système et du coût pour la collectivité. Il nous paraît souhaitable, en tant qu'actionnaire d'Enedis, de pondérer ces éléments dans le mode de financement et dans l'impact qu'ils peuvent avoir, y compris sur la dette d'Enedis qui est consolidée dans les comptes d'EDF.

M. Franck Montaugé, président. - Qu'en est-il des techniques de flexibilité pour EDF ? N'est-ce pas un facteur de complexité ?

M. Luc Rémont. - Nous sommes en train de déterminer au sein du groupe ce que nous appellerons les flexibilités de l'avenir. Certaines d'entre elles, à la main des gestionnaires de réseau, sont destinées à protéger le réseau en cas d'inadéquation soudaine entre l'offre et la demande. Elles sont bien encadrées par le droit européen et les instruments des gestionnaires. Il existe par ailleurs des moyens de flexibilité d'offre et de demande dans lesquels n'importe qui peut investir. C'est le cas des capacités de stockage, dans lesquels EDF a par exemple investi substantiellement au Royaume-Uni. Ces moyens marchands, qui sont plus développés à l'étranger, vont certainement se développer à l'avenir. La vision globale de cet ensemble sera de plus en plus difficile à connaître, ce qui nécessitera de construire la résilience d'un système, dans lequel des moyens commandés centralisés seront toujours nécessaires. Dans ce contexte, à horizon 2038-2040, il nous faudra affermir progressivement notre demande électrique. Les ENR permettront dans ce contexte de répondre à la part flexible de ce surcroît de demande tandis que les moyens commandables continueront à servir la demande industrielle qui aura toujours besoin d'une base stable.

M. Franck Montaugé, président. - Merci Monsieur le président pour cet échange.

La réunion est close à 18 h 30.