Électricité : les coulisses des décisions du Gouvernement

a constitué comme vous le savez le 18 janvier dernier une commission d'enquête sur la production la consommation les prix de l'électricité aux horizons de 2035 et 2050 nos travaux sont centrés sur le présent et l'avenir du système électrique avec une question centrale qui est qui est voilà ce système est-il en capacité de faire face à la demande d'offrir au particuliers à nos entreprises une électricité à un prix raisonnable quells sont ses perspectives de développement vous avez monsieur Jérémy été au cœur de la décision publ en matière d'énergie et notamment d'électricité et c'est la raison pour laquelle nous avons souhaité vous entendre nous souhaitons en effet éclaircir certains sujets à très fort enjeu pour l'avenir énergétique de notre pays le cœur de notre audition de votre audition va donc porter sur deux sujets ce que certains appellent l'accord postarè de novembre 2023 qui officiellement visait à réguler le prix de la production nucléaire de DF après 2025 et le difficile problème également des concessions roélectrique alors je dis que ce que certains appellent lacord poost Aren car nous sommes nombreux à nous interroger non seulement sur le contenu réel mais aussi sur la forme de ce qui nous apparaît comme un pseudo accord pourquoi cette forme disons très informelle non concerté avec les autres acteurs intéressés et notamment le Parlement français pourquoi surtout ce contenu qui loin d'assurer une régulation semble consacrer une nouvelle libéralisation du marché de l'électricité comment d'ailleurs est-on passé d'une régulation par contrat pour différence négocié avec ardeur par le gouvernement à Bruxelles je pense que vous y avez participé à cette absence de vraie régulation qui se caractérise notamment par une absence de prix plancher pourtant sécurisante sur les concessions hydrauliques comment sortir de l'immobilisme de 15 ans sur ce dossier alors que l'électricité hydroélectrique est décarboné pilotable et rentable EDF semble prener le passage un régime d'autorisation et cependant les documents et analyses dont nous disposons sembl indiquer que c'est précisément le régime dont la Commission européenne ne veut pas vers quoi faut-il se diriger voilà les grands thèmes sur lesquels nous notre rapporteur et et nos collègues vont vous interroger alors je vous propose de dérouler cette audition en vous donnant la la parole pour une première expression de 10 minutes euh expression liminaire et ensuite on passera une séquence de questions-réponse en premier lieu avec le rapporteur Vincent de lae ensuite nos nos nos collègues voilà je je passe la parole à à monsieur le rapporteur avant de vous la de vous la céder oui merci monsieur le Président bonjour monsieur Jérémi euh effectivement il y a a il y a deux deux deux grands sujets qui nous qui nous intéressent dans votre audition aujourd'hui c'est c'est le le poste àen les discussions qui ont eu lieu entre entre l'État et EDF et et et et les discussions aussi avec la commission avec les les éventuelles contreparties euh dont on a compris que celle-ci pouvait effrayer EDF dans ses discussions et puis euh le la deuxième partie sur l'hydroélectricité aussi sur le la façon de sortir de ce ce blocage depuis 15 ans euh des des renouvellements de concession hydroélectrique euh et voilà alors donc le le le président a abordé déjà un certain nombre d'éléments peut-être que on vous a déjà aussi questionné hein on a on a reçu des réponses écrites mais on voulait vous entendre aujourd'hui donc on va peut-être vous laisser d'abord faire votre votre propos liminaire et puis ensuite on on posera quelques questions peut-être complémentaire monsieur le Président Monsieur le rapporteur je tiens tout d'abord à vous remercier de me recevoir et dans mon propos liminire je me je m'entiendrai à à définir le champ et le périmètre de mon intervention en qualité de chef de bureau à la direction générale de l'énergie du climat en charge des marchés de l'électricité puis de conseiller au ministère délégué chargé de l'Industrie et enfin de directeur adjoint du cabinet de la mine de la transition énergétique j'ai effectivement eu à connaître pendant 6 années des questions que vous évoquez mes fonctions s'inscrivaient dans le strict champ d'intervention des deux ministères en question c'est dire successivement assurer la réindustrialisation du pays et notre compétitivité coût et en second lieu assurer le succès de la transition énergétique et des engagements inscrits dans le discours de BELFOR ces fonctions consistaient à apporter à la la ministre et aux membres du gouvernement les conseils qui me paraissaient les plus pertinents sur le fondement de travaux reposant sur la microéconomie et l'économie de la régulation d'analyse juridique assis sur le droit sectoriel la jurisprudence et la pratique décisionnelle de la commission je me suis dans ce champ efforcé d'apporter les meilleurs conseils possible en m'attachant aux exigences de rigueur méthodologique et critique de stricte impartialité et d'honnêteté intellectuelle que commande comme vous le soullignez l'importance des enjeux liés à ces question je crois que les travaux sur ces deux thématiques ont été menés pour ce qui concerne les échanges interministériels de manière constructive et efficiente si nous revenons maintenant sur le le premier sujet que vous évoquez le 25 septembre 2023 le président de la République a réaffirmé l'intention de l'exécutif quant à la régulation du marché de l'électricité en des term in ambigu il n'y a pas d'écologie je cite il n'y a pas d'écologie qui soit compétitive si on a un prix de l'électricité dont on ne reprend pas le contrôle et qui en quelque sorte ne nous permet pas d'être soutenable à la fois pour nos entreprises et pour nos ménages nous pourrons en octobre véritablement annoncer les prix de l'électricité qui sont compatibles avec cette compétitivité et qui vont donner de la visibilité à la fois au ménages et à nos industriels et avoir des prix qui nous mettent dans une situation tout à fait favorable et compétitive au niveau européen assurer un lien tel qu'exprimé par le président entre facture des consommateurs résidentiels comme professionnel et structure de coût du système électrique est un objectif constant inscrit dans le code de l'énergie réaffirmé par le législateur en 2010 en cohérence avec les objectifs déjà inscrit dans la loi de nationalisation de 1946 et le programme du Conseil National de la Résistance cet objectif avait fondé le choix d'une organisation monopolistique publique permettant de faire reposer les factures sur des tarifs assis sur des coûts depuis 1996 les gouvernements successifs de toutes les majorités ont choisi en cohérence avec nos engagements européens d'intégrer les systèmes électriques nationaux et d'ouvrir à la concurrence l'Amon c'est-à-dire la production électrique et l'aval c'est-à-dire la fourniture d'électricité au consommateurs pour autant rien dans le fonctionnement du marché de l'électricité quelle qu'en soit l'organisation ne garantit automatiquement de lien entre prix et coût complet du système il faut donc choisir entre soit assumer d'exposer le consommateur à des prix qui soient le reflet pur de l'équilibre entre offre et demande soit mettre en place une régulation qui rétablisse après le jeu du marché ce lien en effet en microéconomie la théorie de l'équilibre général a démontré depuis le milieu des années 1950 que les prix ne sont égaux au coût que sous des conditions précises notamment de concurrence parfaite et d'information totale des agents conditions qui ne sont trivialement pas vérifié dans la plupart des marchés é de l'Union européenne et tout particulièrement en France affirmez ainsi que le simple fait de passer à des contractualisations plus longues sans changement parallèles de la structure concurrentielle du marché ou intervention publique ferait nécessairement converger les prix vers les coûts ne reposerait ainsi sur aucun fondement issu de l'économie scientifique et serait entaché d'une erreur de raisonnement par surcroix pour l'électricité il est établi depuis le milieu des années 50 que les prix de marché sont sous cette hypothèse de concurrence parfaite dirigée par le coût marginal des installations ce n'est que sur le très long terme sous des hypothèses de concurrence parfaite et de caractère adapté du parc d'installation c'estàd d'un équilibre entre centrale de pointe et centrale de base que l'on peut garantir alors que les prix couvrent adéquatement les coûts fixes et donc les coûts complets du système il est évident que d'une part il n'existe pas de concurrence parfaite sur le marché français qu'elle n'est pas aisément réalisable et que par ailleurs le caractère adapté du parc impliquerait de n'avoir aucune rigidité à l'ouverture ou à la fermeture de centrale électrique ce qui n'est pas non plus réalisable en pratique au audelà de toutes ces considérations théoriques en pratique les prix de marché sont trop volatiles les technologies évoluent trop vite pour qu'il soit possible de figer un parc adapté et le marché ne peut donc à lui seul exprimer un juste prix assurant la stricte couverture des coûts complets une intervention publique est donc économiquement nécessaire pour assurer cette adéquation entre coût complet de production et prix payés par les consommateurs c'est à la ministre qu'il revient de donner crédit pour le succès inespéré rencontré dans la négociation du règlement market design le 17 octobre 2023 en conseil qui a permis doter le marché européen de l'électricité d'un cadre nouveau apte à intégrer l'ensemble des capacités décarbonées grâce à un recours technologiquement neutre à deux nature de couverture de long terme d'une part des PPA power purchase agreement librement négocié entre producteur et acteurs de marché et d'autre part des CFD contrats pour différence intermédiés par les pouvoirs publics en particulier pour les technologies les plus intenses en capital ce cadre répond aux positions défendues en négociation par les autorités françaises aux positions défendues par EDF jusqu'en 2022 au consensus des économistes du secteur il tire profondément le retour d'expérience de la crise énergétique mais également de l'impact des période de prix bas entre 2015 et 2019 sur le système électrique français européen ainsi que d'une décennie d'échange entre les autorités françaises et la Commission européenne aujourd'hui tous les états- membres de l'Union ont ainsi la faculté d'impartir des contrats pour différence sur leurs installations aussi bien existantes que nouvelles nucléaire comme renouvelable et d'assoir les flux financiers qui en découlent sur leurs consommateurs à travers ces contrats le texte offre ainsi une possibilité de régulation permettant de traiter les cas où le libre jeu du marché ne conduirait ainsi pas à exprimer des prix égau au coûts et notamment en cas de concurrence imparfaite ou d' syymétrie d'information infin cela permet de faire bénéficier durablement les consommateurs des justes coûts complets du système plutôt que des prix de marché volatil dépendant des coûts des centrales marginales dans le même temps cela permet également en période de prix de marché bas de sécuriser les coûts complets des producteurs notamment pour les technologies les plus intenses en capital enfin cela permet d'assurer l'articulation entre CP ouverture et la participation de l'ensemble des volumes d'énergie au marché européens parachevant ainsi son intégration nécessaire à notre sécurité d'approvisionnement collective ce cadre offre un cadre de marché résilient aux perspectives de la transition celles-ci verront en effet selon toute vraisemblance les prix oscilés de plus en plus entre des périodes de prix nul ou négatif correspondant aux périodes où les centrales renouvelables non dispatchables sont marginales et des périodes de prix dirigé par les quelques centrales fossiles subsistantes de plus en plus élevées comme RTE nous l'avait établi lorsque j'étais encore en fonction sans sécurisation du prix de l'énergie ce risque prix conduira à rendre plus cher l'accès au capital tant pour les producteurs d'électricité c'est d'ailleurs une des raisons de fond pour laquelle on a recours à ce type d'instrument pour les technologies renouvelables que pour les consommateurs qui doivent investir dans la décarbonation et le font d'autant mieux qu'ils disposent de visibilité de long terme sur les prix de l'électricité et donc sur leur structure de coût s'ils choisissent de se décarboner à travers cet effet sur le coût du capital choisir un scénario plus ou moins régulé à un effet sur le prix de l'électricité et donc sur le coût pour la société de réaliser sa transition vers la neutralité carbone tel est ainsi le sens qui me paraît devoir être donné à l'expression du président que je citais plus haut le cadre issu du règlement market design offre ainsi à la France et à ses partenaires européens les facultés utiles au succès de sa transition énergétique au meilleur coût pour la collectivité en cohérence avec le mandat donné par l'exécutif tout en poursuivant l'intégration d'un marché unique européen de l'énergie c'est également au ministre qu'il revient de porter la responsabilité des décisions prises pour le cadre français qui ont conduit aux annonces de novembre 2023 au terme d'importants travaux interministériels je comprends que votre commission d'enquête a déjà sollicité et obtenu un ensemble exhaustif de notes et documents de travail que le cabinet comme l'administration avaient produit afin d'instruire les différentes options possibles pour le cadre de marché français futur d'éclairer les risques juridiques les impacts pour les consommateurs dans leurs différentes catégories ces travaux témoignent des efforts visant à assurer une information exhaustive et impartial des ministres sur ces questions ainsi que sur les conséquences de leurs décisions ces documents et l'ensemble des travaux de votre commission per permett d'éclairer les enjeux comparés du modèle de marché retenu non régulé par rapport aux options régulées qui avaient également été considéré je me tiens à votre disposition pour répondre à toutes question utile à votre travail merci Monsieur Jérémy monsieur le rapporteur merci merci pour ces propos inoductif alors effectivement dans ce que vous venez de dire euh en fait la la France et à travers son gouvernement c'est s'est battu en tout cas négocier avec Bruxelles la possibilité de faire des contrat pour différence les CFD euh y compris sur le nucléaire historique vous nous avez dit que EDF était d'accord avec cette position jusqu'en 2022 ce que j'ai entendu et qu'est-ce qui s'est passé après 2022 pour que EDF change d'avis peut-être sur ce je je suis pas en capacité de déécrire pourquoi la position des DF a changé mais à ma connaissance la position euh qui m'avait été partagé lorsque j'étais en fonction à la DGEC et encore jusqu'à la fin de l'année 2022 était une position plutôt favorable à ce type de schéma et euh effectivement à partir de début 2023 euh le groupe a fait évoluer ses positions plutôt dans le sens de rechercher une approche sans CFD pour l'organisation du marché vous n'avez pas d'idée de des raisons pour lesquelles ils ont pu évoluer euh vos contacts à la Commission européenne euh et et et les différents oui les différents moments où vous avez été en contact avec elle euh vous ont donné l'impression qu'il pourrait y avoir des contreparties euh importantes demander euh à EDF si euh on adoptait ce CFD sur le nucléaire historique alors en fait sur sur cette question qui est de savoir si euh quelle est la nature des contreparties si un un CFD était imp parti sur le le parc nucléaire historique euh ce que la Commission a exprimé c'est que tout être d'État et quel qu'elle soit ça peut être un plancher de prix dans un contrat pour différence ça peut également être une recapitalisation future qui ne satisferait pas le test de l'investisseur avisé dans les expressions de la commission une reprise de dette une aide au nouveau nucléire toute forme d'aide dès qu'elle bénéficie à une entreprise en position dominante implique des remède concurrentiel euh cela découle en fait directement du du traité euh et on il faut à cet égard citer les les lignes directrices applicables en matière d'êt d'état de la commission les lignes directrices climat environnement énergie euh euh qui à leur paragraphe 63 64 nous disent l'article 1073c du traité donc il a l'article du traité qui qui parle des aides d'État autorise la Commission à déclarer compatible avec le marché intérieur les aides destinées à favoriser le développement de certaines activités mais uniquement je cite quand elle n'altère pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l'intérêt commun l'application de cette condition négative nécessite premièrement une une appréciation de l'effet de distorsion de l'aide en question sur les conditions des échanges de par sa nature même toute mesure d'aide engendrera ou risquera d'engendrer des distorsions de concurrence et aura un effet sur les échanges entre état-membres car elle renforce la position concurrentielle des bénéficiaires c'est donc sous cet angle que la Commission regarde la question au paragraphe 66 des mêmes lignes directrices même lorsque l'aide ne renforce pas directement le pouvoir de marché elle peut le faire indirectement en dissuadant l'expansion de concurrents existants ou en provoquant leur éviction il convient donc d'en tenir compte en particulier lorsque les mesure de soutien cible un nombre limité de bénéficiaires spécifiques ou lorsque les opérateurs historiques ont acquis un pouvoir de marché avant la libéralisation du marché comme c'est parfois le cas sur les marchés de l'énergie donc la référence de la commission est relativement explicite pour cette évaluation la Commission va ensuite réaliser ce qu'elle appelle un test de proportionnalité donc elle met en balance les effets positifs de l'aide et de l'autre côté les effets négatifs qu'elle peut avoir sur la concurrence et sur les échanges à titre d'exemple dans un bon exemple de la manière dont la commission applique ce critère quand on fait la recherche c'est une une décision datée du 15 mai 2017 sous la référence sa 4 454 qui est la décision pour l'aide à la construction de la centrale de l'endivision qui est une centrale la gaz celle-ci mentionne explicitement je cite dans sa décision d'ouverture la Commission a rappelé que les lignes directrices exigent que la mesure d'aide envisagé ne renforce pas indumement la position dominante de l'opérateur historique sur le marché la Commission a ainsi rappelé qu'en France les marchés de production et de fourniture d'électricité sont fortement concentré et dominé par l'opérateur historique F qui contrôle actuellement 85 % du marché détail et 90 % du marché de la production donc tout ceci pour pour dire que en fait la Commission a toujours clairement exprimé que toute mesure d'aide y compris le CFD à un opérateur dominant ce qui est le cas desdf sur le marché français que ce soit à Lamont comme à Laval conduirait nécessairement à des remèdes concurrentiel s'agissant ensuite de la forme de ces remèdes la Commission a effectivement un BIA favorable à ce qu'elle appelle des remèdes a priori c'est-à-dire des remèdes qui garantissent par conception que l'aide ne pourra pas renforcer la position dominante indument et des des remèdes qui ne nécessitent pas d'un un contrôle continu tout au long de l'exercice de l'IDE du fait que la position dominante ne se renforce pas euh par par contraste avec des remèdes à postériori qui encadre le comportement de l'opérateur mais suppose un contrôle continu par la Commission de ce comportement dans de tels remèdes à priori un des angles d'analyse tout particulier de la commission est la prévention des subventions croisées c'estàdire s'assurer que l'aide qui est apporté à l'activité aidée est compartimentée et qu'elle ne peut ainsi servir à aller développer d'autres activités du même groupe et donc à renforcer la position dominante d'autres dans d'autres champs et donc globalement la Commission va regarder comment est-ce que le CFD s'il est un parti sur le nucléaire existant peut être utilisé pour aller développer d'autres activités elle va chercher à circonscrire cette aide excusez-moi si si si si le CFD a été négocié la France l'a négocié sur le parc nucléaire historique c'était à priori pour quand même pour l'utiliser euh parce que si on négocie et que on l'utilise pas je vois pas très bien l'intérêt ensuite si le le prix plancher du CFD ou euh correspond en fait au coût complet du du parc nucléaire historique en quoi et et que le la production quo en tout cas le la la quantité de production qui serait mis à disposition des des fournisseurs alternatifs et donc de la concurrence je vois en quoi cela renforcerait-il la position de d'EDF est-ce que vous vous avez une idée làdessus pour pour le dire de manière très simple en période de prix bas les activités sous CFD ont la garantie qu'elles peuvent continuer à exister et à couvrir leur coût complet alors que d'autres activités qui ne bénéficieraient pas de la même protection publique ne l'auraient pas et donc quelque part forcément ça crée une différence de traitement sur le marché si on si on revient attendez pour les énergies renouvelables c'est ce qui se passe non oui tout à fait oui donc et en quoi en quoi il y a il y a des contreparties qui sont demandé là j'avoue je comprends pas très bien en quoi ça renforce la position dominante parce que vous avez beaucoup parler de renforcement de la position dominante dans la position de la Commission européenne c'est c'est c'est un un élément qui paraît assez fort en terme de contrepartie éventuellement demander et je vois pas là en quoi est-ce que vous vous avez pu analyser C cette ce renforcement de la position dominante si on on adoptait un CFD disons que ça a toujours été exprimé par la Commission comme étant un de ces points d'inquiétude effectivement le fait que l'on protégeait l'activité électronucléaire des épisodes de prisas en instituant un CFD et que cette protection venait venait être conférée à une entreprise en position dominante c'est c'est sous cet angle là qu'elle regarde le sujet vas-y vas-y continue continue je POS la question vasy vasy et et encore une fois j'entends tout à fait votre votre votre perplexité et le ce que j'essaie de décrire n'est n'est pas ma position personnelle c'est simplement le reflet de ma compréhension de la pratique de la commission après ce qui est exact c'est qu'on pourrait tout à fait mettre en avant le fait que la renonciation à de la Création de Valeur additionnelle dans des périodes de prix haut puisque le CFD va quand même garder pour les consommateurs de la valeur dans les périodes de prix haut est en théorie sansé s'équilibrer avec la valeur apportée au parc en période de Privat on pourrait défendre dans l'absolu l'idée que ça n'est jamais qu'une forme de de péréquation entre différentes périodes temporelles presque un régime de sécurité sociale où les périodes de prix haut pai pour les périodes de prix bas l'expression est certainement malheureuse mais mais et c'est c'est d'ailleurs un type d'argumentaire qu'on avait développé entre 2018 et 2020 quand j'étais à la DGEC dans les travaux avec la commission sur le le CFD à l'époque mais mais bien entendu ça n'est pas quelque chose sur lequel on était parvenu à une à des progrès et à une rencontre conceptuelle avec la commission sur ce sujet à l'égard du du nucléaire historique moi moi je comprends dans les propos et et la position développé que vous avez rappelé de la commission euh une position presque j'ai envie de la de la qualifier de de stigmatisante à l'égard de de de DF par rapport à son parc son parc historique euh est-ce qu'on peut faire un lien entre l'abandon de la de la solution CFD euh et et le le non recours à un démantellement ou un découpage de type herqul autrement dit si si EDF avait accepté de se lancer dans cette dans cette réorganisation dans ce découpage ce démantellement les CFD pour le nucléaire historique auraient-il été accepté par la par la commission au motif qu'effectivement la position je dirais de de concurrentielle était était mieux mieux respecté alors c'est une c'est une très bonne question et effectivement le le lien avec avec hercul est quelque chose qui a été évoqué à à de nombreuses reprises dans les dans les travaux interministériels de l'année passée euh et et pour y avoir participé pendant 2 années à la dgoc aussi bien en interministériel que d'ailleurs dans les échanges avec la Commission européenne il me semble qu'il ne peut être déduit des travaux relatifs à Hercule que toute aide à EDF sous forme d'un plancher impliquerait nécessairement des remèdes structurels comme envisager dans hercul l'aide du CFD elle implique des remèdes concurrentiels dont le format reste à définir dans Hercule à ma de ma compréhension réaliser un détourage structurel du groupe était l'objectif recherché à l'époque par les promoteurs du schéma et la question était la logique était de structurer EDF autour d'une société mèire EDF Bleu dans ma compréhension portant les activités jugées les plus souveraine au premier ordre de la production nucléaire française à capitaux public et cette société EDF Bleu aurait détenu une structure fille EDF vert porteuse d'activité jugé moins stratégique dont on ouvrirait le capital à des investisseurs tiers afin d'en financer le développement l'organisation d'ensemble et les activités placées d'en vert ou dans d'autres filiales de bleu a beaucoup évolué au cours des échanges il n'y a pas un grand schéma stabilisé mais un point constant était que l'activité bleue se concentrait autour du nucléaire français et qu'elle demeurait à capitaux très largement majoritairement public voire 100 % public pour assurer la viabilité de ce schéma il est au plan financier il était nécessaire de sécuriser la trajectoire financière des DF bleus tel que je l'avais compris en particulier en cas de prix bas en effet comme ce périmètre n'était plus intégré avec d'autres activités qui ont des revenus très stables dans le temps notamment les réseaux ou l'activité commerciale il était nécessaire d'apporter une sécurisation publique et c'était ce que le CFD venait apporter et donc ce que montre herculle c'était que si l'on souhaitait réaliser une certaine restructuration du groupe pour un certain nombre de raisons alors il était nécessaire de faire un CFD sur le nucléaire et alors pour que ce CFD réponde au critères de la commission il y avait encore d'autres contraintes additionnelle dans cette évolution structurelle du groupe mais il faut bien ici nous entendre l'objectif était de faire une opération de structure et c'était pour pouvoir faire cette opération de structure qu'on cherchait à faire le CFD si on part du principe qu'on souhaite faire un CFD et qu'on se pose la question de quels sont les remèdes concurrentiels minimaux issus d'une négociation avec la commission qui permettent à ce CFD d'avoir lieu la question se posant des termes nouveaux et donc il me semble que le le débat devient d'une autre nature par ailleurs il me semble qu'il y a une autre erreur de raisonnement qu' qu'il convient de de corriger qui est de dire que toute réduction de l'intégration amont aval c'estd le fait de ne plus avoir l'amont et aval dans la même entité légale conduit nécessairement à une perte d'optimisation et de performance industrielle du groupe on on il est exact en théorie économique que la cooptimisation de toutes les centrales à l'amont c'estàdire le fait qu'il y ait un intégrateur centralisé qui choisisse par exemple les programmes d'arrêt des centrales de manière intégrée le fait de coordonner ce programme d'arrêt avec le programme du parc hydroélectrique cela présente effectivement des gains pour la collectivité et il est légitime de d'avoir une coordination de ces activités euh sauf à mettre en place des mécanismes extrêmement lourds de mise en œuvre euh de marché complémentaire c'est le cas de manière beaucoup moins nette pour l'optimisation à mon aval où le marché révèle en théorie toute l'information et on peut observer que beaucoup de concurrents européens d'df beaucoup de concurrents internationaux d'df y compris ceux exploitant des parcs nucléaires sont moins intégrés à mon aval avec souvent des entités dédié qui porent l'exploitation du nucléaire et de l'autre la valorisation de l'électricité et souvent avec des performances industrielles comparables ou supérieures à celles des DF sur l'exploitation de leur parc nucléaire donc ce lien entre performance industrielle et intégration dans une seule et même entité légale me paraît devoir être au moins discuté si l'objectif est donc de faire un CFD sur le nucléaire existant sans avoir un choix à priori d'organisation du groupe comme c'était le cas dans Hercule la question se pose à l'envers on rentre avec la Commission dans une discussion qui est d'une nature différente qui est étant donné le CFD alors quel est le plus petit niveau de mesure organisationnelle qui permet à ce CFD d'être compatible au traité et la pratique de la commission est alors d'échanger avec l'état-membre pour définir des remèdes ces remèdes se situent dans une gradation on peut les les décrire il y aurait par exemple un placement des volumes issus du parcamon sur les marchés de gros selon des rythmes encadrés sans nécessairement imposer de de découpage structurel à ce sujet on peut observer que la creux a constaté elle-même qu'il serait dans une certaine mesure nécessaire d'encadrer la manière dont les volumes nucléaires se placent sur les marchés de gros pour maintenir la sécurité juridique des tarifs réglementés après 2026 en second lieu la mise en place d'une comptabilité séparée en gardant la même structure légale et une mobilité des personnels mais en en ayant des périmètres comptables différents pour rencont ôler les coups d'une manière transparente pour le régulateur en trisème lieu on pourrait même aller jusqu'à une séparation structurelle entre Amon et aval c'est bien évident ce que les autorités françaises ne souhaitent pas dans laquelle alors de nombreux points devraient discuter comme les mobilités s donc il y a toute une gradation il a un spectre d'options et c'est là que se jou est le le champ de la négociation avec la commission pour essayer bien évidemment de préserver autant que possible l'intégrité structurelle du groupe qui présente évidemment une sensibilité politique et sociale pour l'ensemble des parties prenantes l'exemple du nucléaire belge est à cet égard très éclairant etrabel présent ente une position dominante à l'ont la commission je cite dit que le marché reste encore très fortement concentré et il y a eu deux décisions de la commission l'une a été prise le 17 mars 2017 pour la prolongation de trois tranches elle n'avait alors pas imposé de remède structurel elle allit simplement imposé que les volumes du nucléaire belge soi placés sur les marchés de gros in totau de manière très encadrée sous supervision des autorités publ avec un un ensemble d'autres mesures notamment fiscales en droit belge mais il n'y avait pas eu de découpage de ces centrales il y a eu ensuite un accord cadre entre ngj et le gouvernement belge signé le 21 juillet 2023 pour la prolongation de deux autres tranches pour un coût entre 1,6 et 2 milliards d'euros d'investissement additionnel et cette prolongation de deux tranches est adossée à un CFD donc c'est très éclairant et il s'avère que pour cette prolongation il y a bien eu un détourage de ces deux tranches et il a été envisagé avant même que la Commission de l' imposer il est envisagé au stade même de l'accord entre ngj et les autorités belges il figure dans le communiqué de presse d' NJ aujourd'hui on peut également noter dans la presse belge que l'exécutif belge ne trouve pas de difficulté à se prévaloir des conditions compétitives de son nucléaire régulé pour son attractivité industrielle en témoigne notamment un article dans l'écho du 11 mai de du 11 mai de cette année j'ajouterai ensuite deux points un premier point qui est que le règlement market design que nous avons négocié crée selon les échanges que j'ai eu avec la Commission en en 2023 ce qu'on pourrait appeler une présomption de compatibilité c'estàd que comme il y a quand même une disposition de droit sectoriel qui propose de faire des CFD y compris sur le nucléaire existant à l'occasion de ces prolongations la Commission en tout cas la la Commission dans sa compétence de de d'autorité en matière d'aidees d'état serait amené nécessairement à tenir compte du fait que le droit sectoriel a créé cet instrument évidemment les deux législations opèent dans des Chang séparé mais il existe néanmoins un lien de présomption entre les deux par ailleurs le précédent belge donc de prolongation de tranche nucléaair par un CFD crée également un précédent intéressant pour s'appuyer sur pour mettre en place ce type de de chos et crée également une doctrine de la commission sur les remèdes donc il y aurait ces deux choses qui existent quand même dans le champ du droit et qui permettrait de s'appuyer dessus un un autre point sur lequel je conclurai c'est que le CFD peut également par sa conception même apporter des remèdes proconcurrentiels prévoir un acheteur unique par exemple qui s'interpose entre le producteur et des fournisseurs est une manière d'y parvenir parce que ça réduit le contrôle du producteur sur la manière dont il vend son électricité euh c'est d'ailleurs ce que nous faisons de toute façon pour les renouvelables est-ce que nous devrons faire lorsque nous mettrons en place les CFD bidirectionnels que nous impose le règlement market design un autre élément intéressant serait de creuser la doctrine de définition des marchés pertinents pour retrou pour essayer de voir si le fait d'imposer un CFD ne fait pas évoluer la nature même des marchés sur lesquels EDF intervient en effet il existe un fil de doctrine en droit de la concurrence en Allemagne selon lequel les volumes de production placés sous CFD ne sont pas traités comme opérant sur le même marché que les volumes placé sur le marché libre c'est logique puisque le l'acheteur des volumes sous CFD est quelque part l'État ou en tout cas complètement encadré par l'État ce qui n'est pas le cas des volumes dont le producteur a disposition et à cet égard la Bundes cartelamt dans la décision stad verkuna et dans la décision MBB qui ne sont pas traduites en français a indiqué considérer que les volumes sous CFD relèvent d'un marché différent et donc que sur le reste du marché l'opérateur qui a ses volumes euh se retrouve dans une position concurrentielle réduite euh la Commission a conscience de ce champ d'interprétation droit de la concurrence des autorités allemandes puisqu'elle le cite sans conclure dans une affaire sur la concentration entre RWE et Eon c'est la concentration m 8871 du 26 février 2019 à ce stade la Commission ne paraît pas avoir retenu cette ligne d'interprétation mais il faut savoir qu'elle existe et qu'elle permettrait d'utiliser favorablement un CFD pour réduire la position dominante à la M alors on on on a le sentiment dans ce dans ces discussions et dans l'évolution des discussions que finalement c'est EDF qui a eu peur de de contrepartie et qui finalement a poussé à ce queon tienne pas un CFD qu'on retiennent donc sans pas de plancher est-ce que au niveau des des services de l'État et à votre connaissance au niveau du ministère il y a eu des des simulations euh sur les conséquences de cet accord entre guillemets euh sur en cas de de marché euh quoi de prix assez bas sur le marché pendant un petit moment parce qu'on a le sentiment que on a on a penser quoi que aussi bien EDF que au niveau du gouvernement que les prix allaient rester assez haut sur les marchés dans ces conditions le le prix de 70 € était un prix plutôt intéressant et est-ce que est-ce qu'à votre connaissance il y a eu des simulations des conséquences à la fois pour EDF et pour aussi les consommateurs de prix bass sur les marchés alors quelque part comme comme vous le soulignez le le le cadre qui a été mis en place en tout cas qui a été annoncé en novembre est un cas dans lequel il n'y a pas de plancher quelque part en cas de prix bas les consommateurs bénéficient intégralement des prix bas on peut considérer d'ailleurs que du point de vue des consommateurs c'est un des atouts du cadre qui a été retenu s'agissant de de l'impact sur le producteur il est compliqué de pour moi de de commenter le la manière dont l'évolution les trajectoires actuelles des prix de gros qui ont quand même beaucoup baissé depuis le début d'année qui se situent maintenant à des niveaux qui sont inférieurs au au coût creux c'està-dire inférieur à environ 60 € 2022 par mgawh pour tous les horizons postérieurs à 2026 sur les marchés à terme euh il n'est pas possible pour moi de vous commenter l'impact de cela sur les trajectoires financières destf tout simplement parce qu'il faudrait les remettre à jour à la fois à l'ône de ces perspectives de PR exusemoi je je vous demandais pas de des commenter je je demandais si s'il y avait eu ces simulations moi je serais assez étonné qu'il en ait pas eu ouais mais voilà est-ce que est-ce que vous avez connaissance qui en a eu parce que alors sur ce sujet le moi les meilleurs éléments dont je dispose donc qui encore une fois remonte à la période où j'étais encore en fonction sont un jeu de transparent qui est daté du 9 octobre 2023 qui avait été réalisé par les équipes d'df qui qui est un Bré du groupe qui est intitulé suite réunion de convergence numéro 2 complément et que j'avais porté en annexe de la note du 11 octobre 2023 que nous avions cossigné avec la la directrice générale de l'énergie du climat et qui avait été présenté à l'interministériel et c'est transparent alors montre effectivement les les effets sur la trajectoire financière d'EDF et sur les coûts pour les consommateurs de différents scénarios de prix notamment les scénarios modélisés conventionnellement par le groupe dans ses dans ses décisions internes d'investissement mais également un scénario de prix durablement bas qui était appelé indicatif prudent qui correspond peu ou prou au prix observés sur les marchés à terme depuis le début d'année et comparer le scénario proposé par le groupe et le scénario 26 TW plafonné à 70 € par mgaw qui est un scénario intermédiaire qui avait été considéré à l'époque et dans ces deux scénarios de manière indifférente l'endett puisque les deux scénarios n'ont pas de plancher donc quelque part dès qu'on est dans des prix de marché en dessous de 70 ça ne change rien dans ces deux scénarios l'endettement financi du groupe atteindrait 106 à 107 milliards d'euros à la fin de la décennie en cours et comme l'a indiqué la ministre dans son audition il était considéré conventionnellement que au-delà de 90 milliards d'euros d'endettement financiers net du groupe on on sortait du d'une de niveau d'endettement soutenable ensuite encore une fois mon champ d'intervention était suelui du du droit de l'énergie de la régulation sectorielle et pas du pilotage financier des entreprises publiques qui est l'objet d'un autre ministère et et du coup à votre avis à quel à quel moment précis finalement les les la position de l'État a évolué parce que on a le sentiment que la position de l'État c'était c'était effectivement 270 TWh à à la foné à 70 euros par mgaw est-ce que et et avec un CFD en fait et à quel moment euh cette cette position a évolué c'est courant de l'année 2023 après l'été qu'est-ce qui s'est passé je pense enfin c'est difficile pour moi de vous répondre sur quel est exactement le la date pivot ce qui est exact c'est que s'agissant de de schéma reposant sur un CFD c'est ceux qui avaient été considérés en 2022 qui était encore considéré début 2023 on avait à cet égard produit un schéma relativement finalisé qui avait fait l'objet d'une part d'une d'une présentation à l'interministériel et qui était synthétisé dans un ensemble de notes et ce schéma détaillé avait été représenté à la ministre par note du 27 juillet 2023 c'était également celui qui était en germe euh qui se dégageait d'e note que la ministre avait entre entre juillet et novembre que ça a changé donc quelque part à partir de l'été 2023 on s'est orienté vers des schémas sans plancher en constatant le fait que EDF ne voulait pas d'un schéma avec un plancher notamment parce qu'il y avait cette inquiétude sur les les remèdes concurrentiels sous les réserves que j'ai exprimé plus tôt et ensuite comment est-ce qu'on est passé de schéma de plafond sur un certain volume de terraw à un certain prix vers un schéma de plafonnement fiscal progressif expost avec à côté une politique commerciale diversifiée je dirais que c'est quelque chose qui s'est fait manière assez progressive dans la dans la discussion à partir de septembre étant entendu que sur la toute fin de la négociation celle-ci était en très large part menée directement par les ministres au plus haut niveau donc je n'étais pas parti à l'ensemble des échanges et sur sur ce qui moi j'ose même pas l'appeler accord mais enfin bon sur sur les éléments qui ont été présentés en communication par le ministre de l'économie et par le président de DF vous avez une idée et vous avez regardé j'im au niveau du ministère de la façon dont ça pourrait être mise en œuvre concrètement que on a du mal on a du mal à percevoir la mise en œuvre pratique de de ces éléments sans plancher avec un prix moyen 70 comment concrètement tout cela va fonctionner ce qui a été exprimé de manière récurrente alors il y a eu effectivement des je dirais des interrogation substantielle sur la manière de faire fonctionner un système expost ça a été beaucoup discuté d'une part en internetat mais également dans des consultations que les ministres ont souhaité que nous ayons avec les les principaux représentants des consommateurs la la creux a également produit des écrit sur ce sujet sur la meilleure manière de maintenir le je dirais la la réplicabilité la transparence des pratiques commerciales de l'acteur dominant dans un monde où il y avait un un régime de prélèvement expost néanmoins comme la ministre l'a indiqué dans son dans sa propre audition on avait pour ce cette classe de mécanisme expost un précédent qui est le mécanisme fiscal de captation des recettes inframarginales qui a été mis en place au cours des des deux dernières années euh qui est un mécanisme qui a quand même un fonctionnement pratique qui prête à certaine prudence puceque on a eu manifestement des difficultés en prévoir et en anticiper les les montants dans la programmation budgétaire et c'est un mécanisme pour lequel la creux a a rappelé les les difficultés qu'il présente en terme de de réplicabilité des offres et d'équité concurrentielle s'il servait de manière pérenne au fonctionnement du marché néanmoins à ma connaissance je ne je n'ai pas identifier dans mes recherches de notes ou d'écrits soutenant l'option d'une approche expost qui a été produite par les administrations sous l'autorité de la ministre ou par le cabinet en fait on ne sait pas comment ça va fonctionner c'est ça que vous nous dites si je comprends bien ce que je dis c'est que il y a un mécanisme fiscal actuellement en place qui a un certain nombre de défaut mais qui est une esquise de comment fonctionnerait un schéma expost que pour faire marcher un schéma expost il y a encore un vous dit qu'il faudrait il faudrait repartir sur un schéma de de prélèvement sur la rente un fra marginale c'est c'est le disons que c'est le comparable le plus proche dont nous disposions et après sur pourquoi cette approche a été retenue je ne dispose pas je n'ai pas retrouvé d'analyse technique qui permettent de documenter pourquoi ce choix a été retenu donc le cabinet a pas été consulté sur ce sujet et ministère de l'Économie n'avait pas non plus prévu ces éléments je dirais que le le meilleur la meilleure ligne d'analyse qui existe sur ce sujet c'est la note du 11 octobre qu'on a cossigné avec Madame Mourlon et qui explicite les mérites comparés de schém exanté de plafonnement de prix sur un certain volume et de schéma expos progressif et qui conclut essentiellement plutôt favorablement sur des schémas de type 270 tawh à 70 € par mgawh tout en soulignant que vu la sensibilité du sujet ça doit être envoyé à des discussions de niveau politique discussions qui ont eu lieu sans m'associer pour la suite et et notre sentiment c'est que aujourd'hui finalement à la suite de cette présentation d'un d'un accord on n pas beaucoup de contrats qui sont qui ont été signés en tout cas bon DF dit que ça fait ça fait beaucoup nous on a le sentiment que ça ça va pas très très loin est-ce que vous pensez que ça va décoller à un moment donné ou que ça risque de de rester dans des niveaux assez faibles sur ce sujet il est il est difficile pour moi de de vous répondre sur Où en sont exactement les les où en est la conclusion des accords je je suis pas je ne suis plus en fonction depuis le 11 janvier 2024 donc je ne suis pas en capacité de vous vous confirmer si l'accord est correctement mis en œuvre en particulier pour le volet politique commerciale de l'accord néanmoins euh je partage avec vous l'importance de tirer un bilan quantitatif sur le déploiement de la politique commerciale desdf qui était quand même au cœur de la promesse et de l'engagement qui est scellé dans l'accord et et sur ce point je comprends ma lecture de la presse que une mission a été confiée à Monsieur Jeane et dermaillant qui me paraisse pour les connaître présenter toutes les qualités pour assurer cette analyse de manière transparente et impartiale j'avais proposé par note le 20 novembre 2023 d'organiser un tel suivi du respect des engagements en terme de politique commerciale par des tir indépendants notamment s'agissant du déploiement des contrats qui devaient être proposés par DF en veillant à cet égard un rapportage quantitatif puisque c'est une chose de de de compter les contrat mais ensuite il faut savoir quels sont les volumes est-ce que ce sont des simples l d'intention non engageantes ou est-ce que ce sont des contrats fermes avec derrière un un lien financier matériel et donc il y avait cette proposition avait été faite il a été choisi de ne pas la mettre en œuvre et dans un premier temps d'en passer par les organes de gouvernance du groupe maintenant je comprends que cette mission commission d'enquête ou cette cette cette mission d'inspection ou je ne sais pas quel quel format elle revit a été confié à Monsieur jeanedermaayant par le ministre lescur ça va permettre nécessairement de d'apporter un bilan objectif et donc sur cette base ensuite de conclure sur les suites à donner à l'accord alors une question une question pour qui va nous éloigner un tout petit peu de ça mais enfin en même temps c'est c'est quand même relié c'est si on réfléchit à un schéma de régulation une régulation sur les moyens de production notamment nucléire j'ai le sentiment que les l'exemple américain peut être intéressant qu'est-ce que vous en penser de la façon dont les Américains gèent gèrent cela al sur ce sujet j'ai effectivement transmis aux administrateurs une carte qui est assez éclairante parce que alors déjà il faut rappeler qu'en économie corrélation n'est pas causation c'estàd que ce n'est pas parce qu'on observe une corrélation entre deux phénomène qui a forcément un lien causal entre eux néanmoins l'exemple américain a une certaine valeur démonstrative ou en tout cas euh une certaine valeur en tant qu'expérience réelle euh parce qu'aux États-Unis le choix entre un modèle régulé pour les prix de l'électricité ou un modèle d'ouverture à la concurrence pour la production et pour la fourniture est un choix qui n'est pas fait par le gouvernement fédéral qui n'est pas harmonisé à l'échelle américaine mais qui relève de chaque État pris isolément ainsi des états comme le Texas la Californie les États du Nord-Est ou encore certains états de de la région des Grands Lacs on choisit des des schémas unbundley comme on dit en en bruxellois c'est-à-dire dans lesquels il y a une ouverture à la concurrence à laamont et à la valal et d'autres États par exemple les États du sud-est des États-Unis ont ont conservé des schémas tarifaires assis sur les l'empilement des coûts de l'opérateur historique qui ressemble à ce que nous faisions en France jusqu'en 2012 euh ce qui est intéressant c'est de suppposer la carte donc des États qui ont soit des tarifs assis sur les cûts soit des prix de marché euh avec la carte des parcs nucléaires euh des différents états américains ce qui est intéressant c'est qu'on voit que les États qui concentrent le plus souvent euh des fermetures de de tranches nucléaires sont plutôt ceux qui ont des modèles d'exposition au marché de leurs installations de production tandis que les États qui ont des modèles euh de tarification par empilement des coûts sont plutôt ceux où les parcs nucléaires se maintiennent voire qui en construisent du nouveau euh à titre d'exemple on peut citer euh deux cas topiques un premier cas c'est le cas de l'état de geéorgie en geéorgie ils font simple ils ont un producteur d'électricité qui s'appelle Georgia Power et il fait des tarifs qui ressemblent beaucoup au tarifs bleu jaune et vert que la France avait historiquement ils ont même des heur pleines heur creuses ils ont presque des effacements jour de pointe ça ressemble énormément à ce qu'on a pu connaître et ils ont des tranches nucléaires ils sont en train d'en construire des nouvelles et donc le l'opérateur continue sa vie économique et poursuit le développement de son activité tout simplement parce que les coûts sont quoi qu'il arrive couverts par les con consommateur est régulé par une autorité de régulation de l'autre côté dans l'État de New York il y a eu énormément de travaux pour essayer de maintenir les parcs le parc nucléaire local tout en ayant en même temps une exposition des tranches de production au marché euh beaucoup de d'instruments complémentaires ont été mis en œuvre il y a eu notamment un mécanisme de capacité il y a des travaux sur le la tarification carbone qui ont également été mené enfin il y a eu tout un échafaudage théorique assez complexe mais à la fin le le fait demeure que c'est un des États dans lesqueles des tranches nucléaires ont fermé et et sur ce point c'était un des points qui a été la question de est-ce que des tranches nucléaires demeur viable face à des prix de marché dans l'État de New York et un point qui avait été d'ailleurs discuté dans les instances de gouvernance DDF en 2019 au moment de la session au moment de la session d'une participation dans constellation énergie qui est l'opérateur local et où effectivement on avit essayé de regarder comment des évolutions réglementaires potentielles du de capacité de l'État de New York pouvait affecter la viabilité de ces centrales donc il y avait déjà eu ce ce type de réflexion comparé sur la manière dont ça fonctionne dans les différents états américains même si encore une fois cette corrélation ne doit pas conduire à déduire nécessairement un lien de causalité et que par ailleurs la situation économique des différents états américains est est différente qui a aussi d'autres contraintes réglementaires qui peuvent faire que les choses sont pas les mêmes qu' peut y avoir aussi des choix politiques de sortie du nucléaire propre à certains états donc il y a quand même aussi aussi d'autres facteurs explicatifs qui existent mais cette superposition me paraî néanmoins informative et et du point de vue du du prix de ce que de ce que P le consommateur les les exemples que vous donnez là qu'est-ce que qu'est-ce que ça h alors j'avais j'avais fait l'exercice pour la ministre donc ça doit être je pense dans dans une des notes que vous avez dû demander aux archives de regarder quel étaient les quelles étaient les grilles tarifaires de Georgia power pour des gros consommateurs industriels en tout état de cause elles sont publiques euh de la même manière les un autre exemple en Amérique du Nord qui n'est pas avec du nucléaire qui est plutôt avec de l'hydro c'est les grilles tarifaires d'Hydro Québec où il y a également tout est public donc si on va sur leur site on trouvera tout d'accord et et et ils sont complètement autonomes à l'échelle des des des états il y a des connexions entre États je suppose comment se passe al les choses le enfin c'est le le système américain est les les États-Unis sont un sont un marché intégré enfin à certains égards c'est un on peut considérer que le marché des États-Unis d'Amérique est un marché qui est intégré que le marché intérieur européen qui a alors je sais pas si on peut parler de structure fédérale mais en tout cas au plan économique ça reste un un ensemble de sous-marchés qui ont leurs propre juridiction et et au plan électrique l'intégration du système électrique européen est allé beaucoup plus loin que l'intégration du système électrique américain en pratique le système électrique américain il demeure subdivisé en plaque dans certains cas c'est des systèmes électriques à l'échelle d'un seul État c'est le cas du Texas qui est relativement hoté dans d'autres cas c'est à une échelle régionale et il y a un certain nombre de flux d'électricité possible entre ces plaques régionales mais c'est quand même nettement moins bien intégré qu'en Europe et à cet égard le l'intégration complète du marché européen au pas horaire le fait qu'on est réussi à complètement aller jusqu'au bout de la démarche d'intégration de nos systèmes électrique c'est quelque chose qui nous apporte une bien plus grande sécurité d'approvisionnement ce qui est constaté je vais pas dire annuellement mais en tout cas très régulièrement quand eux ont des difficultés avec des blackout ou en tout cas des de tension extrême sur leur système électrique quand nous avons réussi à à faire face à une crise aussi forte que la la conjonction de la crise ukrainienne et d'un choc de disponibilité du parc français merci alors on peut peut-être passer au au concession hydroélectrique je sais pas si monsieur le Président sû on est d'accord et s'il y a pas de d'autres questions sur le sujet Aren et postaren alors sur les concessions hydroélectriques euh vous avez vous avez été en négociation avec le avec la Commission à Bruxelles qu'est-ce qui voilà alors on a bien compris que EDF poussait plutôt pour un système d'autorisation qui avait trois solutions le soit soit la mise en concurrence qui est plutôt réclamé par la Commission européenne le système d'autorisation que pousse EDF et la casi régie euh votre sentiment pour sortir de de ce blocage qui dure depuis 15 ans et qui empêche quand même un certain nombre d'investissements de se faire comment vous voyez les choses qu'est-ce que qu'est-ce que qu'est-ce que vous préconiseriez alors sur ce sujet des des du régime concessif hydroélectrique j'avais produit une note assez détaillée qui est daté du 23 octobre 2023 qui résume l'ensemble des des enjeux jridiques du sujet donc je ne sais pas si elle figure parmi celles que vous avez sollicité auprès des archives euh en en reprenant le je pense que c'est important déjà de reprendre le l'ensemble du problème les le traitement du parc hydroélectrique français est un un point historique de difficulté effectivement avec la Commission européenne dans tous les dans tous les débats qui portent sur sur EDF mais plus généralement sur l'organisation du marché français autour de deux mises en demeure successives de la commission donc sur un chantier qui a maintenant quasiment 10 ans d'une part une mise en demeure de la de la DG comp donc au titre de la concurrence euh la référence 2015 2187 celle-ci est relative à l'attribution àedf et au maintien à son bénéfice de l'essentiel des concessions hydroélectriques françaises et à sa compatibilité avec les articles 1061 c'est-à-dire l'absence de maintien des entreprises publiques d'avantage exclusifs contraire au traité et 102 du traité prévention des abus de position dominante et ensuite une seconde mise en demeure de la DG gros donc celle qui est en charge du marché intérieur euh sous la référence 2018 2378 qui est relative au respect de la directive concession euh et celle-ci fait suite à une première procédure de 2003 donc vous voyez qu'on est quand même dans le temps long au plan contentieux qui est relative au droit de préférence confié à EDF pour la suite des concessions parce que effectivement il existe un tel droit de concession un tel il existait un tel droit de préférence ce droit de préférence a été étint en 2008 quand les autorités françaises se sont engagé à mettre en concurrence mais la mise en concurrence n'a aujourd'hui toujours pas été réalisée donc il y a deux sujets il y a un sujet de de droit de la concurrence qui est est-ce que à travers le mode de fonction des concessions la France maintient au bénéfice d'un acteur historique un avantage exclusif qui là encore protège indumement sa position dominante encore une fois ce n'est pas mon analyse mais c'est celle de la Commission et un second enjeu qui est est-ce que le traitement des concessions est cohérent avec la directive concession alors la directive concession donc 20142 est une directive en fait assez simple qui présente deux alternatives elle dit lorsqu'un objet relève d'un régime concessif il y a au terme de la concession deux options soit on remet en concurrence la concession soit par dérogation on place l'objet concédé en qui régie et à ce moment-là lorsqu'on fait cette casi régie il faut que l'État remplisse il faut que c le traitement de cette concession remplisse au terme de l'article 17 de cette directive trois conditions cumulatives en premier lieu un contrôle par l'État analogue à celui qu' l'exerce sur ses propres service en second lieu que plus de 80 % des activités de la Casie régie soient exercé dans le cadre des activités concernées et en 3e lieu que la casirgie comporte pas de participation de capitaux privés à l'exception de capitaux privés qui n'ont aucune capacité de contrôle ou de blocage donc pendant très longtemps comme la piste d'une mise en concurrence avait été plutôt exclu au regard notamment de sa très vive sensibilité pour les territoires concernés comme pour les organisations syndicales la seule piste qui restait la directive concession était celle d'un placement en qui régie qui permettait ainsi de consolider dans un seul bloc l'activité hydroélectrique et c'était cette piste qui était regardée quand j'étais en fonction à la dgoc entre 2018 et 2020 au demeurant cette piste ne fait pas l'unanimité en particulier il peut-être noté que les organisations syndicales sont par ailleurs il y en a aucune qui fait l'unanimité il peut-être observé que les organisations Sicales sont relativement prudentes voir refusent cette option puis qu'elles sont très attachées à l'intégration dans le groupe EDF de l'activité et donc opposé à ce schéma puisque attaché à l'intégration dans son ensemble du groupe avec historiquement des pistes qui peuvent être soit une nationalisation des barrages dans les trois entités respectives soit la mise en place d'un siè donc service d'intéré économique générale qui est un régime particulier droit européen schéma sur lequel on nous avions déjà rencontré une très grande fermeture de la part de la Commission quand ça avait été regardé comme une piste pour le nucléaire existant donc ces différents éléments et donc les difficultés à trouver une solution pour sortir par le haut euh de ce de ce débat après quasiment 10 ans d'échange ont conduit EDF à rechercher des pistes alternatives et notamment une piste alternative que vous avez évoqué qui nous a été présenté début 2023 qui reposait sur une sortie du régime concessif donc l'état reprenait en pleine propriété l'intégralité des barrages euh puis ensuite un transfert de plein droit des ouvrages relatifs au barrages au titulaire actuel de la concession avec un droit de préférence contre préement d'une indemnité à l'état en cas de transfert avant l'échéance de la concession correspondant au montants annualisé des redevances restantes non versées et une soute qui représente la valeur de l'ouvrage définie par une expertise tierce alors au plan vous avez une idée de ce que ça faisait comme montant alors je n'ai je ne crois pas avoir eu à l'époque de montant total sur ce que représentait le le rachat par EDF des des ouvrages c'est quoi c'est c'est quelques milliards encore une fois je il m'est difficile de prendre position sur des montants par que c'est l'objet d'un autre ministère ce que ce que je tiens quand même à souigner sur cette approche de bas en autorisation c'est que c'est une approche qui est profondément disruptive au plan des principes puis qu'elle suppose de revenir sur un principe de placement dans le domaine public inaliénable des ouvrages établis dans les fleuves qui est un principe qui qui ne remonte pas à la Révolution française qui remonte en fait à à l'Ancien Régime à savoir l'éit moulin en 1567 qui plçait sous le domaine public le domaine royal inaliénable les ouvrages fluviaux quand on était dans la juridiction du Parlement de Paris donc c'est quelque chose qui a été intouché par les législateurs depuis depuis quasiment 600 an au-delà de cet argument d'autorité on peut observer que c'est nos lointains prédécesseurs avaient il y a plus de 100 ans dans la loi concession choisit un régime concessif certainement pour des raisons de cohérence avec ce principe de propriété publique des ouvrages installés dans les fleuves et par nature il convient d'être prudent sur une solution nouvelle qui prétend lever toutes les difficultés d'un problème auquel pendant 15 ans aussi bien toutes les administrations successives qu'df avait échoué à trouver une solution les solutions miracles par nature imposent une certaine prudence méthodologique pour autant ça paraissait être une solution intéressante qui méritait d'être examinée diligemment puisqu'elle permettait selon l'entreprise de dépasser le débat sur la remise en concurrence des concessions et qu'elle avait déjà fait l'objet de toute façon de présentations informell par EDF vers l'externe donc il convenait de l'expertisse de manière approfondie alors si on regarde les les l'analyse donc nous avons veillé à faire cette analyse de de cette piste de de bascule en régime d'autorisation et ce qui est à titre personnel j'avais identifier un certain nombre de risques juridiques sur lesquels je pourrais revenir si si vous souhaitez euh ce qui m'avait conduit avec le conseill en charge à proposer à la ministre des éléments prudents en vue de son audition de l'été 2023 par les commissions affaires économiques et développement durbles du Sénat sur ce sujet euh si on cite ces points il y a d'une part les positions très tranchées de certains des fournisseurs alternatifs qui avaient quand même fait part euh de leur lecture de cette approche comme étant je cite une provocation euh et et qui avait indiqué Queen tout état de cause il conviendrait de trouver une solution à part pour la pour la compagnie nationale du rô ce qui a pu être envisagé effectivement et par ailleurs euh les risques juridiques que j'avais identifié à l'été 2023 ont été confirmés par les analyses tant des services que des cabinet de conseil juridique du ministère donc une note d'avocat de Link letters qui figure probablement dans les documents que vous avez sollicités euh et qui en pratique euh montre qu'il existe des difficultés d'une part au plan de la liberté d'établissement qui est l'article 49 du traité puisque en préservant les les barrages au bénéfice de l'acteur qui les possédait auparavant on limite la capacité d'établissement de nouvelles entreprises dans ce secteur de l'hydroélectricité en France en second lieu du principe de transparence parceque il y aurait pas de mise en concurrence quand le droit de suite serait utilisé ce qui poserait question là encore c'est l'analyse de de linkls du droit sectoriel puisque l'article 3 alinéa 4 de la directive affirme que les États-membres doivent veiller à garantir je cite des conditions de concurrence équitables dans le cadre desquels les entreprises sont soumises à des règles transparentes proportionnées non discriminatoires notamment en ce qui concerne l'octroit d'autorisation donc on on est encore dans un cadre où il y aurait cette discrimination au bénéfice de l'acteur existant il y aurait également un problème du point de vue du droit des aides d'État puisque ces autorisations seraient transmises de plein droit à un prix qui ne serait pas fixé dans une procédure concurrentielle et donc la Commission avait des interrogations qu'elle nous a ensuite confirmé sur le fait que ce prix soit bien le le reflet juste de la valeur des ouvrages et pas un prix d'amis entre guillemets et enfin des interrogations au point de vue du droit constitutionnel français euh puisque il existait selon l'équipe de linkletter un risque au plan du principe d'égalité euh notamment parce que les candidats à l'achat des ouvrages n'étaient pas placés en égalité et ainsi qu'un risque au plan de la liberté d'entreprendre et donc il nous paraissait que si cette piste devait être envisagée elle comportter un certain nombre de risques juridiques euh pour lesquels suite à échange avec EDF des contremesures avaient été envisagées contemesures pour lesquelles linkls indiquait que ces contreemesures euh ne ne paraissaient pas de nature a écarté le risque juridique qu'ils avaient pour commencer identifier alors sur ce sujet euh dans ce dans ce cadre euh et compenu de ces risques juridiques nous avons malgré tout souhaité approfondir la discussion avec la Commission et voir s'il existait malgré tout et malgré ses risques juridiques un chemin de passage avec eux euh nous avons donc eu un échange avec la commission nous en avons eu un premier qui devait être en novembre euh qui était assez exploratoire et qui traitait de plusieurs sujets qui a notamment parlé de de l'accord euh dont nous avons parlé en en début d'audition et et c'est la question en revanche de l'hydroélectricité a été l'objet exclusif d'un échange avec la Commission le 15 décembre 2023 qui s'est tenu en présence des services du du ministère de la transaction énergétique de représentant du ministère de l'économie et des finances et de représentants du groupe EDF et dans cet échange avec la commission dont vous avez je crois sollicité le le compte-rendu la Commission a apporté d'une part deux informations la première et que ils avaient effectivement identifié la totalité des risques juridiques que linklats nous vous avez signalé par la note que je vous mentionnais et par ailleurs nous faisait part d'une grande fermeture vis-à-vis de cette option si je reprend le compte-rendu l'échange s clos en ces termes la DG comp indique que le problème est identifié depuis longtemps il serait pour la DGC plus sage de prendre le temps pour l'instant la réponse est je cite non non et non on peut continuer d'en parler pour voir s'il y a un chemin qu'on ne voit pas à ce stade mais la réponse de la commissaire ne sera jamais je cite oui peut-être à date il n'y a d'argument ni en antitrust ni en aide d'État en faveur de ce schéma si une solution doit être trouvée elle ne passera pas par là et donc sur la base de ce compte-rendu nous étions le 15 décembre euh nous sommes restés dans une situation où nous avions cette piste que nous allions probablement continuer d'instruire pour laquelle nous avions préparé des écritures législatives qui avaient été inscrites dans le l'avant projet de loi souveraineté énergétique euh et il revenait ensuite au ministre d'arbitrer sur est-ce qu'on poursuivait sur cette option en conscience de ses risques juridiques et qu'on assumait derrière d'entrer dans une négociation avec la mission sur le fait de quand même essayer de trouver un chemin avec eux ou est-ce que on revenait en arrière et qu'on réexaminait la piste de la Casie régie contenu du fait que Ben pour elle la compatibilité à la directive concession est indiscutable et qu'ensuite il y a un débat sur comment est-ce qu'on assure le plus possible de flexibilité notamment dans la question de la gestion des ressources humaines parce que si on dézoome un petit peu c'est quand même ça qui préoccupe au premier ordre les les partenaires sociaux c'est la question de savoir qu'ad devient-il des salariés qui sont rentrés dans l'hydro en ayant pour idée de pouvoir ensuite aller dans d'autres branches du groupe il ne faudrait pas qu'en constituant la qui régie on les on les bloque dans l'hydro pour l'ensemble de leur parcours de carrière et ça je trouve que c'est une préoccupation qui est légitime et qui mérite d'être entendue mais encore une fois elle devrait être traitée si cette piste devrait être envisagée ou alors est-ce qu'on va vers la mise en concurrence approche comme je le soulignais qui paraît ne présenter aucun chemin en terme d'acceptabilité politique et sociale donc c'était ça le le point d'arbitrage qui était qui devait être pris à cette époque euh pour lequel comme la fin de nos fonctions est survenue le 11 janvier je n'ai pas la réponse donc vous vous si je comprends bien euh vous vous pencheriez plutôt pour la casi régie après tout ce que vous nous avez dit disons que je suis je suis plus en fonction donc il m'appartient pas non mais si vous étiez encore en fonction disons que la qui régie présente davantage de sécurité juridique et donc si on choisit une solution pour laquelle il y a on ne veut pas entrer dans une discussion pénible avec la Commission européenne celle-là existe en revanche elle a un certain nombre d'inconvénients notamment au plan de la cooptimisation entre le nucléaire et l'hydro et je j'exposais un peu plus tôt que oui il est légitime que le nucléaire l'hydro puisse être cooptimisé ou en tout cas ça apporte une valeur à la société faut assumer qu'elle est cette valeur c'est de voir si la perdre est un problème et et par ailleurs il y a un sujet social sur la casi régie qui est comme je l'exposéis notamment cette question de la mobilité des salariés qui a un point qui me paraît tout à fait légitime donc il y a une balance entre les deux options étant entendu que la sécurité juridique me paraît quand même être un problème très important on a essayé dans le cadre des des différentes lois successives que la ministre a pu présenter et faire passer dans les dans les chambres euh chercher à apporter un petit peu de sécurité juridique pour débloquer les investissements dans l'hydro et en tout état de cause il faut qu'on trouve une solution qui permette derrière très vite de faire les investissements nécessaires dans cette filière et donc voilà le choix de la sécurité juridique a quand même beaucoup de vertuus monur président moi j'ai pardon juste pour être sûr de de comprendre euh donc il il y a aucune ce que vous nous dites là c'est qu'il y a aucune pense que le régime de la de l'autorisation soit soit misise en œuvre et validé par Bruxelles c'est très sensiblement différent de ce que j'ai de ce qu'on a pu entendre à l'occasion de certaines auditions c'est cela qui qu'il faut comprendre dans vos propos ce que ce que je mon point c'est que sur la base des derniers échanges que j'ai eu avec la commission il a pu en survenir depuis et en particulier cet échange du 15 décembre dont je crois vous avez le compte-rendu qu'en tout état de cause il doit pouvoir vous être fourni par les les archive du ministère cet échange qui avait eu lieu avec au niveau des services aussi bien avec les services de la DG comp de la DG gros et de la DG NR avait tendu à conclure qu'il n'existait pas de chemin juridique pour faire fonctionner le mécanisme de bascule en autorisation encore une fois il a pu y avoir des échanges additionnels il a pu y avoir des indications qu'à un niveau plus politique dans la commission il y aurait de l'ouverture mais au niveau des services et sur un plan strictement juridique personne ne trouvait de chemin chez eux non plus et et j'ajouterai que sur ce sujet pour la Commission et ça ça a été exprimé de manière très claire dans les ça ça se retrouve aussi dans le contte-rendu il y avait un sujet tout particulier sur la question des concessions échues c'està-dire les concessions pour lesquelles aujourd'hui le l'exploitant et du point de vue de la commission puisque eux n'admettent pas le principe des délés glissant et le fait qu'on est maintenu au bénéfice de l'exploitant antérieur le la jouissance de la centrale eux considèrent je vais pas dire que c'est un squat mais en tout cas qu'il n'y a pas de titre légal de présence sur cette sur ce barrage du coup le fait de régulariser une situation illégale est quelque chose qui de leur point de vue les chocs et donc c'était il y avait un sujet tout particulier sur les questions des concessions échues ça ils nous l'ont exprimé de manière très franche et répété dans cet échange y en a de plus en plus non de de concession échue c'est c'est c'est la logique effectivement du temps qui passe et on va être dans un vide juridique il vont continuer à exploiter sans contrat quoi après le donc si je l'ai je ne l'ai pas dans mes notes mais si je ne me trompe pas le régime de la de la loi 1919 é un régime de concession de 80 ans et le le il y a eu deux grands moments de l'hydroélectricité en France un premier grand moment dans l'entre de guerre ensuite un second moment dans l'après dans l'immédiate aprèsgerre dans les années 50 et 60 et donc aujourd'hui on on vit le l'arrivée à échéance des concessions de 80 ans donc aujourd'hui sur des centrales qui ont été mises en service en euh 1900 24 si je ne me trompe pas euh 44 44 donc en fait c'est l'essentiel du stock de centrale encore en activité qui ont des concessions de l'entre de guerre et le maintenant on va rentrer ensuite dans la deuxième vague qui est celle qui ont été lancées dans les années 50 et 60 pour caricaturer c'est ça le et c'est EDF qui ne veut pas d' mise en concurrence ou c'est même au niveau du gouvernement sur ça je c'est difficile à qualifier parce qu'à vrai dire moi sur l'ensemble sur les 6 années de fonction que j'ai eu de près ou de loin je je côtoyais cette thématique de l'hydroélectricité etant entendu quand j'étais à la DGC ce n'était pas suivi par mon bureau et comm ministère de l'Industrie ce n'était pas un sujet cœur de métier pour nous cette piste de la mise en concurrence n'a jamais été évoquée comme une piste de travail envisageable au niveau politique français ou par le groupe pour des raisons d'acceptabilité d'acceptité sociale mais également politique je j'aurai trois trois petits points euh la question sociale que vous avez évoqué dans une un cadre de de de quasi régie euh des solutions peuvent-elles être anticip envisager donnant lieu au nécessitant éventuellement de la législation une législation spécifique pour qu'effectivement ce qu'il est possible aujourd'hui pour les personnels concernés puisse puisse perdurer euh dans ce nouveau cadre première question vous vous avez parlé de de cooptimisation qui serait rendu peut-être plus difficile par par ce cadre juridique là entre le nucléaire et et l'hydro qu'est-ce que vous entendez exactement par co optimisation et comment euh voilà concrètement cela peut-il se se traduire et dernière question sur le le coût euh du financement des des investissements euh nécessaires dans dans les euh quel est l'impact éventuel positif ou négatif de la de la solution quasi régie par rapport à d'autres solutions comme le Pr le prolongement de la de la situation en régime d'autorisation par exemple merci alors pour sur la manière de traiter les les mobilités des salariés en cas d'institution d'une casirrégie comme sur la gouvernance de la casirrégie il y avait eu des travaux entre 2019 et 2021 dans le cadre d'hercu puceque il fallait bien aussi trouver une solution à ce sujet si on voulait avancer avec la commission c'était traité par un autre bureau que le mien à la DGC donc je n'ai pas les détails de ce de cette voie et de des réflexions qui avaient pu être conduititees à l'époque euh donc ça c'est difficile de commenter pour moi sur la question de la cooptimisation alors c'est un lorsque on cherche à évaluer à quel prix une centrale hydroélectrique doit vendre l'électricité qu'elle produit à un instant donné euh cette centrale hydroélectrique va se poser la question du coût d'opportunité en fait puisque en soi le fait de faire couler l'eau dans le tuyau et de la faire turbiner vous coûte quasiment zéro en tant que coût de production par contre ça vous coûte de l'opportunité c'est que vous n'aurez pas cette mêmeo plus tard pour turbiner potentiellement un moment où les prix de l'électricité seraient plus élevés et donc c'est comme ça qu'on construit la logique de participation au marché d'une centrale hydro c'est en avec cette logique de de valeur du stock et de coût d'opportunité et là où les choses se compliquent c'est que le la valeur du stock d'une centrale hydroélectrique est donc influencée par le stock d'une autre centrale hydroélectrique à côté parce que celle-ci aussi pourrait choisir de turbiner à un moment ou à un autre c'est également influencé par l'état d'un autre stock qui est celui des centrales nucléaires parce que celle-ci aussi selon qu'elle fonctionne plus avec une puissance plus ou moins élevée au cours de la de la vie d'un d'un chargement du cœur donné vont arriver plus vite ou moins vite au moment où il faut recharger le cœur et CE et donc vont arriver vont devoir placer un arrêt plus près ou moins près et donc potentiellement à des moments de prix de l'électricité un peu plus élevé ou un peu moins élevé et ce cet effet de la puissance sous-tirée dans un réacteur nucléaire sur la date du prochain arrêt pour rechargement est un effet qui est quantifiable sur le prix auquel la centrale va vendre son électricité et donc tout ça fait que les les choix d'arrêt des centrales nucléaires et les choix de turbinage des centrales hydroélectriques interagissent entre eux et donc il faut arriver à les coordonner et à les coordonner d'une manière qui qui crée le plus de valeur possible pour la société ou en tout cas le plus de valeur possible pour leur exploitant et c'est tout l'objet de la cooptimisation et cette cooptimisation elle est beaucoup plus difficile à réaliser par des signaux de marché si les acteurs ne sont pas intégrés dans un seul et même opérateur et donc c'est un c'est un des sujets c'est un sujet qui est assez légitime il se double d'un autre enjeu qui est que il peut arriver que en aval de la centrale hydroélectrique euh il y a une centrale nucléaire qui a besoin de l'eau dans la rivière pour son refroidissement et donc certaines centrales hydroélectriques peuvent à cet égard jouer un rôle de de soutien d'étiage c'est de maintien d'un niveau suffisant dans la vallée pour notamment le refroidissement de la centrale nucléaire pas que pour ça d'ailleurs aussi pour la navigation pour les besoins agricoles et donc cette question de l'articulation entre l'agriculture les besoins de la navigation et l'activité hydroélectrique sont aussi un sujet qui nécessite un couplage entre les différentes centrales hydroélectriques et les différents usages en aval sur ce second volet ça se gère ça peut se gérer par des instruments contractuels la CNR le fait notamment avec les centrales qui sont situées sur le rô on sait le faire sans avoir une intégration mais avoir une intégration est par nature toujours plus simple et sur sur le coût des des investissements là par rapport quasi régie par rapport aux autres solution h alors est-ce que est-ce que c'est un impact ça n peut-être pas c'est c'est les mêmes investissements qu'il faut faire ENF on parle des mê mê parle mêm on parle des mêmes actifs physiques après sur les coûts euh je ne crois pas les avoir là dans mes dans les éléments que j'avais préparés en revanche par rapport au marché quoi là où on va chercher je je pense que les la le coût de ces investissements a dû vous être présenté ou a dû être transmis par la ministre en vue de la Commission de son audition par la commission du développement durable au milieu de l'année dernière parce qu'on a eu une audition spécifiquement sur l'hydro où cette question des investissements dans le parc a été évoquée mais là je parle pas des des investissements entre guillemets dans l'absolu je parle des investissements en fonction du cadre juridique est-ce que ça a un impact sur le coût de l'argent finalement qu'on va chercher pour investir ah je comprends euh ben si on institue al c'est à vrai dire une une bonne question à laquelle je pense ne pas avoir je je préfère ne pas vous donner de réponse à cette question parce que je suis je voudrais pas vous vous dire une bêtise spontanément on a envie de dire qu'une quasirégie géré par l'État entre guillemets comme ses propres services si elle est euh si elle présente un très très haut niveau de garantie par l'État de son état financier arrivriverait à se financer dans de très bonnes conditions arriver à se financer comme de la dette d'État et à l'inverse que le transfert en autorisation ben fait que l'hydro reste à se financer aux conditions de financement d'EDF étant entendu qu'elles sont pas non plus extrêmement différent euh mais mais ça dépend me semble-t-il de la manière dont est construite exactement cette casi régie est-ce qu'elle est indirecte sous EDF est-ce qu'elle est directe sous l'état donc il me semble que selon les options le le bilan est pas nécessairement évident on peut penser qu'une qui régist serait transparente et que les résultats de l'hydroélectricité irait directement sur pour l'État et pas pour EDF non il y aura une rémunération du service mais il y a eu il y a c'est un pas forcément le résultat alors encore une fois il y a eu il y avait eu entre 2019 et 2021 beaucoup d'échanges sur différents différentes modalités pour faire la casi régie qui était soit une casi régie directe donc on créa directement hydroélectricité de France intégralement détenu par l'état où on créé une quasi régie indirecte qui s'appelait qui était une filiale desdf dans lequel l'État avait des droits de gouvernance particuliers donc c'est ces deux schémas avaient été avait été analysé mais encore une fois cette question a été regardée par un autre bureau que le mien à l'époque et donc je n'ai pas le les éléments détaillés sur cette question la la question peut avoir du sens oui oui la question est la question est tout à faitég monsie présid ok alors juste monsieur le Président je voudrais revenir sur une question que je n'ai pas posé tout à l'heure sur le les discussions entre DF et l'État parce que on se pose la question et je pense que vous étiez plutôt partisan au bout d'un d'une discussion plus large sur un peu le modèle de de la commission chansort pour pour intégrer plus de plus de participants et d' intervenant dans dans cette discussion qu'est-ce qui a fait que finalement l'état l'État et le gouvernement n voulu discuter qu'avec DF déjà en premier lieu l'idée d'une d'une négociation entre un propriétaire et sa propriété intégrale est quelque chose qui paraît assez contreintuitif en l'espèce à ma connaissance EDF ne négocie pas avec ses filiales euh mais pour autant il me semble qu'il y a deux raison à l'existence de cette négociation la première c'est une réalité juridique parce que même à capitaux intégralement public EDF demeure une société anonyme dont les mandataires sociaux sont tenus de protéger l'intérêt social donc il y a un intérêt social distinct de l'intérêt général de l'intérêt de l'État donc il est compréhensible que la confrontation de cet intérêt social de l'intérêt général impose une discussion et par surcroix il y a aussi une réalité politique et sociale qui quedf est un corps social en tout cas on peut admettre cette expression sur la méthode effectivement et ça fait partie des je crois des documents qui ont été versés à vos travaux il me paraissait important d'organiser une telle concertation large très en amont qui aurait assuré dans une commission de consensus l'audition de l'ensemble des parties prenantes du marché français de l'électricité c'est-à-dire l'État le régulateur les producteurs les consommateurs et cetera pour confronter les analyses et construire une vision partagée pour l'évolution du marché français et c'est c'est un format de consultation qui était celui de la commission chansor dont les travaux avaient préfiguré la loi Nome la loi Nome a été euh promulgué le 7 décembre 2010 et la Commission avait rendu ses travaux le 24 avril 2009 donc ça aurait correspondu à une commission chansor 3 parce qu'il y a eu chansor 2 sur le prix de laarine qui aurait eu lieu l'année dernière cette commission aurait tel que je je l'avais décrit un mandat interministériel émanant à l'époque de la première ministre ou des ministères concernés de manière conjointe et aurait pu capitaliser sur les travaux déjà existants notamment les travaux sur lesquels nous sommes déjà revenus sur les les travaux menés en interministériel entre 2019 et 2021 euh et les travaux de la mission d'inspection de l'Inspection générale des finances et du CGE mené en 2021 pour imaginer comment relancer les travaux sur la régulation du système électrique français euh par ailleurs cette commission aurait pu comme c'était le cas de la commission chansor associé des représentants des assemblées pour associer le pouvoir législatif aux travaux ce qui était d'autant plus important qu'ils auraient eu en tout état de cause Infiné vocation à recevoir une inscription législative euh c'était c'était donc le schéma que nous avions proposé par notre le 5 novembre 2022 à la ministre euh schéma pour lequel la ministre avait donné son accord de principe et je l'ai ensuite proposé à l'interministériel à à plusieurs reprises dans les réunions de suivies que nous avions concernant EDF euh il n'a pas été donné suite à cette proposition euh sans que euh une autre note en expliquant les raisons n'ait été produit euh tel que je le comprends l'inquiétude était que les travaux de cette commission puissent être instrumentalisés par tel ou tel acteur euh dans un sens que les autorités publiques auraient du mal à contrôler en tout état de cause la discussion que nous avons aujourd'hui et les auditions que vous avez pu réaliser démontre me semble-t-il rétrospectivement la pertinence qu'aurait eu une telle commission et à l'heure où une clause de revoyur doit s'exercer nous avons parlé des travaux de Monsieur Jean et dermaillan sur le la politique commerciale euh il me semble qu'organiser une telle commission de consensus conserverait toute son importance et toute son actualité et que par venir à mettre à nouveau autour de la table l'ensemble des acteurs pour construire un schéma qui qui satisfasse l'ensemble des contraintes euh aurait beaucoup de sens merci merci beaucoup monsieur Jérémy