Intervention de David Habib

Les 687 millions de crédits de paiement du programme 174 sont dédiés, pour 86 %, à la gestion sociale de l'après-mines. Mais je note aussi les efforts du Gouvernement en faveur de la qualité de l'air, conformément à la volonté exprimée par les plus hautes autorités de l'État.

Dans le cadre de mes travaux de rapporteur budgétaire, j'ai mis l'accent sur deux thèmes que l'actualité, comme le souci d'une gestion à long terme, m'ont invité à examiner : en premier lieu, l'impact du prix de l'énergie sur la compétitivité des entreprises et la prise en compte de la problématique industrielle dans la définition d'une politique énergétique ; en second lieu, la rentabilité des moyens de production électrique de semi-base et de pointe ainsi que l'incidence, à moyen et à long terme, de l'arrêt des investissements dans les centrales à gaz et à charbon. Les débats en la matière s'inscrivent aussi au plan européen.

Pendant des décennies, les acteurs économiques français ont bénéficié d'une situation énergétique privilégiée. Nous pouvions en effet compter sur un prix de marché du gaz et sur des tarifs électriques inférieurs à ceux des autres pays européens. Aujourd'hui, les choses changent. Outre-Atlantique, le recours aux gaz de schiste aboutit à un différentiel de coût de un à cinq, en défaveur de nos industries fortement consommatrices de gaz, notamment le secteur de la chimie, essentiel à notre commerce extérieur.

La politique allemande en matière d'électricité procure des avantages significatifs aux industriels électro-intensifs, sur le transport comme sur le prix.

Dans ces conditions, sans revenir sur les choix déjà faits, la question de l'exploitation du gaz de schiste contenu dans le sous-sol français doit être abordée sous l'angle industriel et d'un point de vue économique. Dans le futur débat sur la transition énergétique, le thème de la compétitivité de l'industrie française par rapport à l'industrie nord-américaine sera-t-il abordé en fonction des risques pesant sur le maintien de certaines activités en France et en Europe ?

Le prix de l'électricité, avantage historique traditionnel et durable pour les entreprises françaises, suscite quelques inquiétudes de leur part. Que deviendra-t-il au cours des prochaines années ? L'ouverture des marchés et l'évolution incertaine du mix énergétique européen accroissent les incertitudes pour les électro-intensifs. En traitera-t-on aussi au cours du débat sur la transition énergétique ? L'Union européenne doit-elle s'efforcer de faire converger les politiques dans ce domaine afin d'éviter certaines situations privilégiées pour les industriels d'outre-Rhin ?

La seconde partie de mon travail a porté sur les conditions actuelles du marché de l'électricité, qui ne permettent pas d'assurer la rentabilité des centrales à charbon et des centrales à cycle combiné gaz. Cela a entraîné le gel des investissements prévus. EDF et E.ON ont décidé de ne conserver que leurs tranches de 600 MW, les plus compétitives, et de fermer les tranches de 200 MW, les plus anciennes. Dans ce contexte, l'entreprise Sparkling Capital a proposé à E.ON de reprendre trois de ses centrales, de 250 MW, dont la fermeture est programmée pour 2015. Mais leurs discussions ne parviennent pas à un accord sur l'estimation du coût environnemental et fermeture des sites. Madame la ministre, considérez-vous comme sérieuse l'offre de Sparkling Capital et de son partenaire financier américain ? Peut-on envisager que le Gouvernement intervienne comme médiateur entre les deux groupes industriels ?

Comptez-vous publier prochainement le décret relatif au marché de capacité prévu par la loi NOME ? Il devrait rappeler à certains opérateurs leurs responsabilités en matière de production électrique.

Du fait de leur fonctionnement intermittent, les installations éoliennes et photovoltaïques doivent s'accompagner d'une capacité de « back-up », c'est-à-dire de production de réserves rapidement mobilisables pour faire face à un arrêt soudain de la production de base provoqué par des évènements climatiques. Les cycles combinés gaz constituent les moyens de « back-up » les mieux adaptés, mais leur fonctionnement n'est pas rentable aux actuelles conditions du marché. Une telle situation pourrait obliger les autorités publiques à mettre en place des appels d'offre pour rémunérer les capacités de « back-up ». Avec une électricité nucléaire revendue via le mécanisme de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), une électricité éolienne et photovoltaïque achetée par la voie des contrats d'achat et des capacités thermiques soumises à appel d'offres, nous atteindrions les limites du système : comment encore parler de marché de l'électricité !

La direction générale de l'énergie nous a indiqué que la Commission européenne, consciente de l'évolution déséquilibrée du système électrique européen, avait lancé une réflexion sur l'intégration des énergies renouvelables dans le marché intérieur. Plusieurs solutions seraient envisagées : les tarifs d'achat pourraient comporter une incitation à produire au moment où la demande d'électricité est la plus importante. Comment le Gouvernement compte-t-il peser dans ces domaines et éviter ainsi que ne s'imposent, au niveau européen, des décisions ayant un impact négatif sur notre économie nationale ?

Sous la précédente législature, l'Union européenne a procédé à certains choix relatifs à la fiscalité du carbone, privilégiant une taxe modique, qui ont notoirement avantagé l'industrie allemande au détriment de l'industrie française. Ce qui explique que des unités de production soient menacées chez nous alors que seize centrales à charbon sont programmées en Allemagne. Le précédent gouvernement ne s'en était pas ému. Nous en payons aujourd'hui les conséquences.

Après cinq années de flottement, il est urgent qu'une ligne directrice s'exprime, en direction des opérateurs comme de l'ensemble des acteurs industriels de notre pays.