Intervention de François Brottes

Ayant prêté serment de dire toute la vérité, je préfère vous prévenir de suite : je n'aurai pas assez d'une heure trente pour répondre à l'ensemble de vos questions ! Mon propos liminaire se veut didactique et pédagogique ; aussi n'aborderai-je le thème de la flexibilité qu'en réponse aux questions que les députés voudront bien me poser.

RTE n'est pas un acteur parmi d'autres ; nous sommes en situation de monopole. Ce n'est pas un gros mot : il ne peut y avoir plusieurs opérateurs de lignes à très haute tension en France, pas plus que nous ne pouvons organiser à plusieurs l'équilibre du système. De façon permanente, seconde après seconde, RTE doit veiller à ce qu'il n'y ait pas de black-out – le dernier est survenu en 2006. C'est un combat quotidien que nous menons, à l'échelle européenne, puisque le réseau électrique européen est intégré et complètement maillé. Nous disposons de quatre secondes pour éviter le black-out.

Dans un monde en perpétuelle transformation, quel serait l'impact d'une transition énergétique sans les énergies renouvelables ? C'est une question que vous n'avez pas formulée ainsi, monsieur le président, mais à laquelle je souhaite répondre.

Commençons par rappeler que la consommation en France est stable depuis six ans. Quoi qu'on en dise, nous avons fait quelques progrès, grâce à une meilleure efficacité énergétique, aux modifications apportées aux équipements ménagers, aux nouvelles ampoules, à l'isolation des logements. Cela ne va peut-être pas assez vite, mais cela commence à produire ses effets. Ne l'oublions pas, la maîtrise de la demande d'énergie est la première des énergies renouvelables. Si jamais un infléchissement survenait et que la consommation repartait à la hausse, la situation serait encore plus difficile qu'elle ne l'est aujourd'hui.

Il faut le reconnaître, la production d'électricité est affectée par le vieillissement des installations de production plus traditionnelles et par la fermeture progressive des centrales thermiques polluantes, un choix politique de la lutte contre le changement climatique. La fermeture des centrales au fioul et au charbon, depuis 2012, a représenté 13 gigawatts. La fermeture annoncée de Fessenheim et, potentiellement, de cinq tranches au charbon représenterait 5 GW supplémentaires. Or le pic de consommation en 2018 était de 96,66 GW. On aura donc fermé l'équivalent de 19 % des besoins aux moments des pics de consommation.

Les interconnexions, sur lesquelles je reviendrai si j'en ai le temps, ont un potentiel de 11 GW, mais il faut imaginer devoir partager avec nos voisins : il peut arriver qu'ils en aient besoin en même temps que nous. Cela donne une idée du gap auquel nous sommes confrontés : même si la consommation reste somme toute raisonnable, la situation risque de se compliquer si l'on se dégrée de moyens de production sans leur substituer d'autres éléments.

Les États européens sont eux aussi confrontés à ce phénomène : la Grande-Bretagne a réduit son parc au charbon de 13 GW depuis 2012, l'Allemagne veut réduire son parc au charbon lignite de 15 GW d'ici à 2025, avec une sortie annoncée en 2038, l'Italie veut réduire son parc au fioul de 15 GW d'ici à 2025 et la fermeture en 2020 de dix centrales au charbon a été annoncée en Espagne.

Autrement dit, nos marges de manoeuvre se réduisent fortement. Les alternatives sont limitées et compliquées à mettre en oeuvre. Le gisement hydraulique reste très faible : même si 130 000 stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) peuvent être construites dans le monde, je ne suis pas certain qu'il puisse y en avoir beaucoup en France. Les centrales thermiques ne font pas partie de l'avenir car elles sont polluantes. Quant au parc nucléaire, il vieillit et ses performances diminuent. Dans les cinq ans qui viennent, 32 visites décennales sont programmées, dont 17 sur des centrales quarantenaires. Chacune durera au minimum trois mois, le plus souvent plus de six mois. Or quand les réacteurs sont visités par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), ils ne sont pas disponibles pour le réseau. Le Gouvernement se prononcera sur l'opportunité de lancer un programme de renouvellement des installations nucléaires à l'issue du programme de travail présenté par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) en 2021.

Le développement du solaire et de l'éolien répond aujourd'hui aux enjeux de sécurité de l'approvisionnement et de sûreté du système électrique. Ne pas avoir de solaire et d'éolien nous coûterait sûrement très cher. On peut toujours espérer baisser encore la consommation, mais nous ne sommes déjà pas si mauvais élèves dans ce domaine.

On compte sept fois plus d'éoliennes qu'il y a dix ans – 15,1 GW fin 2018 – et 1 000 fois plus de panneaux solaires photovoltaïques. Les progrès technologiques, notamment dans l'éolien, sont nombreux : le facteur de charge, autrement dit, pour parler clair, la productivité, est de 25 % pour les nouvelles installations terrestres – et sur certains territoires, comme l'Occitanie où les vents sont réguliers, il atteint 35 % – alors qu'il était autrefois estimé entre 18 et 20 %. Il peut être de 45 % pour l'éolien en mer, comme le montre l'expérience dans les autres pays. Vous savez que l'éolien en mer n'est pas encore développé en France, aucun des recours intentés n'ayant pour l'instant été totalement purgé. Citons enfin des EnR émergentes, loin d'être à maturité, comme l'hydrolien – les énergies marines et fluviales.

Je souhaite vous faire part de quelques évidences, qui ne sont pas intuitives. D'abord, il ne peut y avoir de valorisation de la production des énergies renouvelables sans réseau de distribution et de transport. Trop souvent, les producteurs, forts de l'accord des élus et de la population, demandent à être raccordés rapidement, sans songer que le premier poste électrique auquel leur installation serait raccordable peut se trouver à 50 ou 70 kilomètres de distance, que cela suppose des travaux de raccordement, des délais pour trouver les voies et moyens juridiques d'éviter les recours, etc. Autant de considérations qui souvent ne faisaient pas partie des pensées premières des promoteurs.

Ensuite, ce n'est pas parce que les installations sont raccordées au réseau de distribution – ce qui est le cas de plus de 92 % des capacités en GW – que l'on n'a pas besoin du réseau de transport. Il faut savoir que, lorsque la consommation n'est pas suffisante pour écouler la production locale, le réseau de distribution refoule la production vers le réseau de transport, chargé de l'équilibre de l'ensemble. La part de l'énergie refoulée est de 25 %, en hausse de 40 % en 2018 par rapport à 2016. En décembre 2017, le refoulement a été de 180 % supérieur à ce qu'il était en décembre 2016.

Le monde change, le modèle également : à mesure que les productions décentralisées se multiplient, le réseau de transport se voit sollicité d'une manière différente et inédite. On me dira qu'on autoconsomme ; je sais que les députés débattent souvent de l'autoconsommation. Il faut savoir que les auto-consommateurs ne sont pas coupés du monde ni du réseau : ils l'utilisent moins, ce qui les amène à penser qu'ils devraient moins payer ; à ceci près qu'ils ont besoin d'y avoir accès à tout moment… Le réseau de transport ou de distribution doit donc être disponible en permanence, ce qui suppose des charges fixes. L'autoconsommation n'est pas une façon de réduire le coût des nouvelles lignes ; elle permet uniquement d'éviter de payer des taxes sur la propre électricité. Il y a donc un effet de transfert vers les autres consommateurs, puisque le fonctionnement des réseaux induit essentiellement des charges fixes. Le bilan prévisionnel de 2017 montre que si 4 millions de foyers étaient équipés d'un système d'autoproduction en 2035, le gain pour chacun d'entre eux serait d'environ 100 euros par an, mais que le surcoût pour les foyers qui ne pourront pas s'équiper atteindra 17 euros par an. Quant au surcoût net pour le système électrique, il sera de 150 millions d'euros. Cela pose des questions d'équité, dont le débat récent montre qu'elles sont centrales. La péréquation, un élément important de notre pacte républicain, demeure d'actualité. Pour ma part, je suis fier que RTE assume et cette mission régalienne de fournir le même service au même prix et sur l'ensemble du territoire. C'est une notion qu'il nous faut impérativement préserver, fût-ce à l'aune de volontés d'une autoconsommation qui n'est pas totalement indépendante.

Les coûts du raccordement des EnR au réseau sont identifiés dans les S3RENR (schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables). Ces schémas, qui supposent une concertation très large avec les distributeurs et l'ensemble des producteurs, sont élaborés en cohésion avec les schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires – SRADDET.

Il faut commencer par relier le parc de production considéré au réseau de transport et de distribution. Les coûts de raccordement sont pris en charge à 100 % par le producteur, dès lors que l'installation fait plus de 5 MW. Cela concerne environ 94 % des capacités d'éoliennes et un tiers des capacités photovoltaïques. Les installations plus petites bénéficient d'un taux de réfaction de 40 %, couvert par le TURPE.

Mais le raccordement des installations suppose souvent, pour évacuer les nouvelles capacités de production, de créer de nouveaux ouvrages dédiés aux énergies renouvelables sur le réseau de distribution ou de transport. Ces ouvrages sont identifiés dans le cadre du S3RENR. Les coûts sont pris en charge par tous les producteurs, qui paient la quote-part au prorata de la capacité qu'ils ont installée, tout au moins pour les installations terrestres. La quote-part est évaluée et arrêtée à l'échelle de chaque région ; de ce fait, elle diffère de l'une à l'autre. Cela pourrait poser problème, mais je crois savoir que la question n'a jamais été soumise au Conseil constitutionnel.

Enfin, les travaux de renforcement des ouvrages du réseau qui ne sont pas dédiés uniquement aux EnR sont financés via le TURPE.

Les vingt et un premiers schémas S3RENR, élaborés entre 2012 et 2016, prévoient, pour la France continentale, la création d'ouvrages dédiés pour un montant de 772 millions d'euros, dont 317 millions d'euros pour les ouvrages RTE, financés par la quote-part. Fin 2018, 53 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés. Les travaux de renforcement d'ouvrages dédiés, financés via le TURPE, atteignent 261 millions d'euros, dont 189 millions pour les ouvrages RTE. Fin 2018, 56 % de ces montants avaient été dépensés ou engagés.

Ces schémas sont dimensionnés pour accueillir 26 GW de production d'énergie renouvelable. La quote-part « transport et distribution » varie entre 0 euro le MW, quand aucun aménagement supplémentaire n'est réalisé, et 70 000 euros le MW. Le coût total des investissements pour le raccordement au réseau des énergies renouvelables, financé par le TURPE, représente 4,3 milliards d'euros par an, soit 8 % du tarif de vente résidentiel.

RTE a investi 1,4 milliard d'euros en 2018 – la moyenne de nos investissements annuels, toutes énergies confondues, est située entre 1,4 et 1,5 milliard d'euros – pour remplacer les infrastructures vieillissantes, en développer de nouvelles et mettre en place des outils d'intelligence numérique – j'y reviendrai. Ces investissements ne sont pas couverts instantanément par le tarif ; la règle veut qu'ils soient amortis sur la durée de vie de l'actif, qui est de quarante-cinq ans pour les ouvrages de raccordement en mer. Le dispositif du TURPE autorise une séance de rattrapage tous les quatre ans, voire année après année : le régulateur sait faire preuve du pragmatisme nécessaire, il prend en compte les évolutions auxquelles nous sommes confrontés et peut déplacer les curseurs en fonction de nouveaux éléments.

Les coûts identifiés dans le cadre des S3RENR ne représentent pas l'intégralité des coûts de l'adaptation du réseau, puisque certains projets ne sont pas dédiés à 100 % à l'accueil des EnR. Les coûts liés aux projets d'éolien en mer posé ne sont pas inclus dans les S3RENR ; autrement dit, ils ne sont pas soumis au régime de droit commun, à l'inverse des projets d'éolien flottant – qui flotte encore, si l'on peut dire.

Au total, les coûts d'adaptation du réseau de RTE au nouveau mix énergétique seront de 2,1 milliards d'euros sur la période 2019-2022, dont 1,2 milliard pour l'éolien en mer. Les producteurs rembourseront 300 millions d'euros ; le reste sera répercuté sur les tarifs, donc sur les consommateurs, via le TURPE.

Je rappelle que les règles des premiers appels d'offres concernant l'éolien en mer ont été modifiées : le raccordement des parcs, autrefois financé par la CSPE sous son ancienne forme, est désormais « turpé » et assumé par RTE. La partie financée aujourd'hui est la partie « transport ». Le glissement n'est pas que sémantique.

RTE estime que la dynamique actuelle d'investissements est adaptée jusqu'à une cinquantaine de GW – 25 GW sont aujourd'hui installés –, sous réserve que des leviers d'optimisation, comme les solutions numériques auxquelles nous sommes attachés, soient mis en place. En effet, la réalisation de nouvelles infrastructures demande beaucoup de temps, compte tenu des oppositions qu'elle suscite ; les progrès numériques, eux, apportent de nouvelles capacités de réactivité et de flexibilité.

Ces investissements représentent 70 % des objectifs de la PPE option haute – 35 GW d'éolien terrestre et 45 GW de photovoltaïque en 2028 – et 100 % des objectifs de la PPE option basse – 34 GW d'éolien terrestre et 35 GW de photovoltaïque. Cela signifie que si la PPE tient sa trajectoire, au-delà des besoins liés aux seules adaptations structurelles requises pour le branchement de nouvelles sources d'énergies renouvelables, il faudra prévoir quelques bricoles en plus…

Quelles sont les sources d'économies ? La règle est d'anticiper pour optimiser. C'est l'avantage d'être un monopole : nous sommes une infrastructure vitale pour le pays et nous sommes seuls chargés de l'équilibre entre l'offre et la demande. C'est donc à nous qu'il nous incombe de gérer les flux variables de production. L'avantage de cette situation de monopole est que cela nous permet de planifier, de mutualiser les installations ; ce faisant, nous pouvons réduire les coûts, les délais et surtout les impacts environnementaux. Si chacun se raccordait là où bon lui semble, à l'heure qu'il veut et au prix qui lui convient, cela risquerait d'être dommageable pour l'ensemble de la collectivité. C'est à nous de veiller au grain, avec les fameux S3RENR.

Je profite de l'occasion pour vous soumettre une proposition que j'ai déjà formulée lors d'une autre audition à l'Assemblée nationale : il serait bon d'accorder le temps d'élaboration du SRADDET avec celui du S3RENR. Ce dernier schéma apporte du rationnel à la réflexion. En prévoyant ce qui est possible à une échéance de quatre ou cinq ans, il peut apporter aux élus qui bâtissent le SRADDET des éléments concrets et accessibles au débat.

Grâce à l'anticipation et à la mutualisation, nous gagnons en transparence et en prévisibilité des coûts. La mutualisation, y compris pour les parcs éoliens en mer, est un bien commun qu'il faut préserver. Chacun rêverait d'avoir son poste électrique, mais dès l'instant où nous nous en occupons, un poste électrique peut servir à plusieurs parcs, ce qui permet d'optimiser les équipements.

Comme je l'ai expliqué, c'est le TURPE qui financera les coûts de raccordement et de transport de l'éolien en mer, qui s'élèvent à 300 millions d'euros en moyenne pour un parc de 500 MW, auxquels il convient d'ajouter le coût d'un poste en mer, de l'ordre de 100 millions d'euros. La part du transport et du raccordement, de 400 millions d'euros pour un parc estimé à 1,8 milliard d'euros, est significative. Le fait qu'elle soit prise désormais en charge par le TURPE, donc le tarif – ce qui est le cas dans la quasi-totalité des autres pays d'Europe – permettra aux candidats du projet au large de Dunkerque de faire une offre de tarif moins élevée.

Ces actifs seront amortis sur quarante-cinq ans avant d'être éventuellement démantelés. Le raccordement d'un parc éolien en mer, suppose, comme pour les liaisons sous-marines, d'obtenir de l'État l'autorisation d'utiliser le domaine maritime. À l'origine, on pensait devoir provisionner les coûts liés au démantèlement dès la première année, ce qui renchérissait le coût et accréditait l'hypothèse que la concession de vingt ans ne serait pas renouvelée. Nous sommes parvenus à un accord très pragmatique, et j'en remercie les services de l'État : trois ans avant la fin de la concession, nous aurons rendez-vous pour évaluer, selon les conséquences sur l'environnement, la nécessité ou non de démanteler. Je suis de ceux qui pensent que l'on provoque parfois plus de dégâts en démantelant qu'en laissant les choses en l'état, lorsque les câbles sont ensouillés par exemple. Nous saurons alors si le parc pourra encore être exploité. Le coût du démantèlement, qui sera forcément « turpé », n'est pas intégré dans les prix que je vous ai indiqués.

Dans la loi pour un État au service d'une société de confiance – ESSOC –, vous avez confirmé le rôle de « mutualisateur » de RTE. L'effet de série et de hub provoqué par la mutualisation aura un impact significatif sur les coûts.

Je sais les parlementaires passionnés par les questions de concertation, de débat démocratique et de transparence. Dans ce domaine, nous ne sommes jamais déçus ! Tout raccordement suppose une « concertation Fontaine » – du nom de l'auteur de la circulaire –, dont la première phase est dédiée à la présentation de l'aire d'étude et la seconde à la détermination du fuseau de moindre impact du projet dans le territoire ; suit la procédure d'obtention de la déclaration d'utilité publique, qui suppose plusieurs mois d'un débat compliqué, la validation ou non du commissaire enquêteur, qui peut recommander de construire des ouvrages complémentaires ; ajoutez-y toutes les autorisations environnementales, éventuellement les prescriptions d'archéologie préventive – les sous-sols, y compris marins, sont riches en France – et les dérogations à la protection des espèces protégées pour réaliser des travaux à certaines saisons, mais pas à d'autres… la liste est interminable, et par le fait génératrice de surcoûts et délais qui s'allongent à l'infini.

C'est le quotidien de RTE : nous gérons en permanence 200 contentieux, car nous sommes toujours les premiers arrivés dans les projets d'installation de parcs. Je rappelle que l'éolien en mer est toujours pénalisé par les recours : aucune procédure n'est close pour le moment.