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Approvisionnement électrique : l'Europe sous tension (auditions et déplacements)

 

INTERMÉDIAIRES ET FOURNISSEURS

Association nationale des opérateurs détaillants en électricité (ANODE) - 22 février

M. Fabien Choné, président

M. Bruno Sido, président - Chers collègues, nous effectuerons trois auditions ce matin, en commençant par Fabien Choné, président de l'ANODE, l'Association nationale des opérateurs détaillants en électricité.

Merci, M. Choné, d'avoir répondu à notre invitation. Cette mission commune d'information pour l'approvisionnement de l'électricité en France a été instituée suite aux interrogations suscitées par la grande panne électrique du mois de novembre 2006. Les producteurs et les transporteurs d'électricité nous ont fait part de leurs points de vue sur la manière d'assurer la sécurité de l'approvisionnement de l'électricité en France. Nous devons maintenant écouter les producteurs indépendants, les détaillants... Quelle est votre action dans ce secteur stratégique pour la France ?

M. Fabien Choné, président de l'Association nationale des opérateurs détaillants en électricité (ANODE) - Merci, M. le président, pour cette invitation. Je commencerai par présenter rapidement l'association que je préside. J'aborderai ensuite la question de la sécurité d'approvisionnement électrique en France, qui comporte de multiples dimensions. Je m'intéresserai plus aux questions de dimensionnement du parc de production qu'aux questions de réseaux.

Je débuterai ma présentation en constatant un dysfonctionnement dans l'organisation du marché électrique, qui a des conséquences sur la rémunération des producteurs, et donc sur les signaux d'investissement. Or, notre association de détaillants tient particulièrement à ce que le marché amont de la production fonctionne correctement. Je montrerai alors que ce dysfonctionnement nuit à la sécurité d'approvisionnement et que les réflexions actuelles sur ce sujet sont insuffisantes. J'en conclurai qu'il est nécessaire en France de rémunérer la capacité de production en complément des rémunérations obtenues sur les marchés d'échange de l'énergie produite.

M. Bruno Sido, président - Pourriez-vous commencer par présenter brièvement l'activité des opérateurs détaillants en électricité : qui êtes-vous ? Quel rôle joue l'ANODE dans la problématique qui nous concerne ?

M. Fabien Choné - C'est en effet l'objet de mon premier point. Notre association réunit aujourd'hui quatre membres : Centrica, HEW, Direct énergie et Powéo. Il s'agit pour nous de fédérer les opérateurs détaillants en électricité, c'est-à-dire les fournisseurs, qu'ils soient ou non producteurs, sachant que, en France comme ailleurs, tous les opérateurs qui ne sont pas encore producteurs étudient l'opportunité de le devenir.

Car il nous paraît en effet important de traiter l'activité de fournisseur d'énergie indépendamment de l'activité de producteur. L'électricité peut-elle être vendue sans être produite, comme tout autre bien ? Nous pensons, contre les apparences actuelles, que dans un marché correctement organisé, cela doit être possible. Un fournisseur indépendant, qui ne produit pas l'électricité qu'il vend, doit pouvoir se développer, c'est-à-dire acheter de l'électricité en gros pour la revendre au détail, de façon rentable. Mais compte tenu de la volatilité des marchés de gros, due aux aléas de court terme sur l'équilibre production/consommation, il limiterait ses risques en s'intégrant en amont, ce qui est stratégiquement souhaitable. C'est pourquoi la plupart des opérateurs, notamment ceux qui sont membres de l'ANODE, ont la volonté de se développer en amont, non pas pour devenir rentables -une organisation correcte du marché devrait faire en sorte qu'ils le soient en moyenne-, mais pour limiter leurs risques : Powéo l'a fait en France ; Direct énergie y travaille. Cependant, pour être efficace, une intégration amont-aval doit notamment correspondre aux besoins de structure, ce qui rend nécessaire de prendre en compte la place prépondérante du nucléaire en France.

Notre association cherche à promouvoir en France une organisation du marché permettant aux consommateurs de bénéficier à la fois de la politique européenne en faveur de la concurrence et des avantages spécifiques de la politique énergétique française, notamment grâce à la filière électronucléaire. L'ouverture à la concurrence du secteur menace en effet ces avantages : nous estimons que ce n'est pas légitime. Les Français pourront bénéficier complètement de cette libéralisation à condition que le nucléaire soit traité spécifiquement. Je ne développerai pas ce point ici : nous pourrons y revenir si vous le souhaitez.

La sécurité d'approvisionnement en électricité, qui nous procure un certain nombre d'inquiétudes, peut être appréhendée de trois manières différentes. Il peut d'abord s'agir de la sûreté du système électrique interconnecté : il faut assurer, dans les réseaux, la qualité, dont la continuité, du transit vers les consommateurs de l'énergie produite par le parc de production. En cas de problème de réseau, les consommateurs peuvent subir des ruptures d'alimentation : c'est ce qui s'est passé le 4 novembre 2006. Il peut également s'agir de bien dimensionner le parc de production : d'une part en s'assurant que sa capacité totale permettra d'alimenter les consommateurs français lors des pointes de consommation ; d'autre part, en structurant ce parc, en base et en pointe, conformément aux besoins des Français. La sécurité d'approvisionnement est ainsi liée à la question du prix : si la structure du parc de production n'est pas bonne, les prix seront plus élevés. Or, les moyens de préserver la sécurité d'approvisionnement doivent inclure des prix sûrs, stables et les plus faibles possibles. Enfin, la sécurité de l'approvisionnement en ressources combustibles doit être assurée pour le parc de production : la question s'est posée l'année dernière pour le gaz, voire le pétrole, mais elle peut également se poser en France pour l'uranium.

Les premier et troisième aspects de la problématique ont été évoqués à plusieurs reprises dans les comptes rendus de vos premières auditions : je développerai donc surtout le deuxième aspect, qui est plus méconnu alors qu'il pose des problèmes dans l'organisation du système électrique d'autant plus graves qu'il est complexe et méconnu, puisqu'il est entièrement spécifique à l'électricité.

Cette commodité présente en effet la particularité de ne pas être stockable. Or, les stocks de produits finis permettent généralement d'assurer la sécurité d'approvisionnement : la continuité de l'alimentation en pétrole et en gaz, par exemple, est assurée par de tels stocks stratégiques. Puisque l'électricité ne peut pas être stockée, ce sont les capacités de production de ce produit fini qui doivent l'être : certaines ne servent quasiment jamais en temps normal, mais seulement en cas de situation exceptionnellement tendue. C'est ce qu'on appelle des « surcapacités », notion qui revêt malheureusement trop souvent une tonalité péjorative. L'existence d'une surcapacité est pourtant un élément concourant à la sécurité d'approvisionnement. La difficulté est d'organiser le marché pour que les signaux d'investissement incitent à faire correspondre le niveau de surcapacité au niveau de sécurité d'approvisionnement que l'on souhaite : il faut alors le financer en conséquence.

Or aujourd'hui, les marchés d'échange ne rémunèrent que l'énergie -le mégawattheure (MW) produit- et non les capacités, c'est-à-dire quasiment jamais les centrales qui ne servent qu'en cas de problème. Tel est, à l'heure actuelle, le dysfonctionnement majeur du marché de la production d'électricité. Devenues non rentables, ces centrales finissent ainsi par disparaître et, avec l'augmentation de la consommation, la sécurité d'approvisionnement s'affaiblit.

La théorie démontre que la capacité de production doit être rémunérée à hauteur d'environ 20 % du budget global d'un parc de production idéal. Par conséquent, lorsqu'un marché en monopole s'ouvre à la concurrence sans rémunération de la capacité, le prix de l'électricité sur les marchés d'échange d'énergie passe logiquement à 80 % du prix initial, car ce dernier couvrait l'ensemble des coûts : c'est ce qui s'est passé en France en 1999. Même si le niveau de surcapacité était jugé considérable, il permettait en fait d'assurer un haut niveau de sécurité de l'approvisionnement. Les consommateurs qui ont fait jouer la concurrence n'ont payé, en 1999, que 80 % du montant de leurs précédentes factures, et tout le monde y a vu la preuve du bon fonctionnement du marché. En réalité, ce constat démontrait le contraire ! Des tensions sont d'ailleurs apparues ensuite, de sorte que les consommateurs ont perdu ces 20 %. Aujourd'hui, le prix de l'électricité est bien supérieur à celui de 1999. Il en résulte actuellement de sérieuses difficultés économiques pour nos industriels et des risques de production à court terme regrettables pour nos concitoyens.

Ce point commence à faire l'objet d'une réflexion : la Commission européenne, dans le cadre de son enquête sectorielle, nous a envoyé un questionnaire demandant comment, dans un marché où seul le kilowattheure est rémunéré convenablement -au coût marginal de fonctionnement- sont rémunérés les coûts fixes. En effet, sans rémunération de la capacité, il n'existe ni rémunération suffisante des coûts fixes ni, par conséquent, de signaux d'investissement. Aucun signal d'investissement dans les moyens de production assurant l'alimentation de pointe n'existe aujourd'hui dans l'organisation du marché français de l'électricité. Depuis 1999, aucun investissement n'a ainsi été effectué et aucun des projets annoncés ne concerne la pointe.

Avec l'augmentation de la consommation, des tensions apparaissent entre l'offre et la demande à la pointe. Elles provoquent des problèmes de sécurité d'approvisionnement qui font augmenter considérablement les prix « spot » lors des pointes, donc les prix « forward » qui anticipent ces prix « spot ». Ces pointes de prix ont l'avantage de compenser une partie des 20 % de rémunération nécessaires aux capacités, ce qui permet d'envoyer des signaux d'investissement, mais seulement dans les moyens de production de base et jamais dans les moyens de production de pointe, en raison du caractère très aléatoire de ces pointes de prix. Investir dans les moyens de pointe conduirait à annuler ce signal de prix, donc à perdre toute rentabilité de l'investissement. Les pointes de prix observées sur les marchés spot ne sont donc pas de bons signaux d'investissement dans les moyens de pointe, ni même dans les moyens de base car elles ne correspondent pas à la structure des besoins réels. Le bilan prévisionnel de Réseau de Transport d'Electricité (RTE) fait ainsi état de besoins essentiellement en semi-base et surtout en pointe à l'horizon 2010. Or, les seuls investissements envisagés aujourd'hui sont des investissements en base. Ce n'est pas raisonnable. Même si nous parvenions ainsi à répondre aux besoins en volume, ce qui n'est pas certain, la structure des besoins ne serait pas satisfaite et l'électricité serait donc plus chère pour la collectivité du fait de la désoptimisation du parc. De plus, si les producteurs sont prudents, ils limiteront leurs investissements pour conserver de toute façon 20 % de surtension des prix, nuisant ainsi significativement à la sécurité d'approvisionnement également.

Cette absence de rémunération de la capacité entraîne finalement une hausse globale des prix, puisque le parc de production français est désoptimisé, mais aussi et surtout des risques importants pour la sécurité de l'approvisionnement en raison tant du maintien de la tension résiduelle d'au moins 20 % sur les prix que de l'instabilité très forte induites par les tensions et les réinvestissements qui se succèdent cycliquement en produisant des risques de défaillance lors des creux.

Le ministre de l'industrie en a déjà tenu compte dans le cadre de la négociation du contrat de srvice public entre l'Etat et Electricité de France (EDF). Il a d'ailleurs déclaré devant la commission des finances de l'Assemblée nationale qu'il existait, je cite, « un véritable problème d'investissement en France. On a donc demandé à EDF d'investir 30 milliards d'euros au cours des trois prochaines années ». Le ministre a ensuite expliqué que ce n'était pas le « choix spontané des dirigeants de l'entreprise » : en effet, les investissements dans les moyens de pointe sont nécessaires mais non rentables. Le ministre a également expliqué qu'il fallait recréer des surcapacités, synonymes de sécurité d'approvisionnement, afin de pouvoir « jouer sur les prix ». Nous sommes d'accord avec le ministre pour dire qu'il faut investir et que les surcapacités sont nécessaires et font baisser les prix, mais, dans la solution qu'il a retenue, le seul opérateur qui investit est déjà ultra dominant, et il investit à perte puisqu'il recrée un manque à gagner de 20 %, ce qui n'est évidemment pas souhaitable dans l'organisation d'un marché.

Et nous pensons donc que les réflexions en cours sur la programmation prévisionnelle des investissements (PPI), sur les interconnexions, sur les enquêtes de concurrence, sur la séparation patrimoniale des réseaux ou encore sur la directive CO2 sont toutes nécessaires, mais qu'aucune ne répond efficacement à cette problématique. La PPI répond à la question du manque d'investissements, ce qui est évidemment nécessaire mais ne traite pas le mal à son origine, à savoir le manque de signaux d'investissement. De même, la négociation du ministre avec EDF dans le cadre du contrat de service public a provoqué des investissements naturellement indispensables. Cependant, ce faisant, on ne traite pas la faiblesse des signaux d'investissement : le symptôme est traité, mais pas la cause. Cette thérapie est curative et non préventive : elle est nécessaire, mais pas suffisante. Le développement des interconnexions fait lui aussi l'objet de nombreuses discussions, qui concernent l'exploitation du parc de production au niveau européen : plus les interconnexions sont nombreuses, plus la gestion du parc européen est optimisée. Pour autant, le problème de la qualité de la structuration du parc de production européen ou français n'est pas résolu. Les enquêtes sur la concurrence dans le secteur de l'électricité posent souvent la question de la rétention de capacités : les opérateurs de production font-ils une telle rétention, qui tend à faire monter les prix ? Ces enquêtes ne posent pas suffisamment la question des manques de signaux d'investissement qui entraînent des « rétentions d'investissements ». Or, compte tenu de l'augmentation de la consommation, le résultat néfaste sur la sécurité d'approvisionnement est le même. Mais si la rétention de capacités est répréhensible en droit de la concurrence, la « rétention d'investissements » ne l'est pas : un opérateur ne peut être contraint à investir si cet effort n'est pas rentable. Par ailleurs, de nombreuses questions portent aujourd'hui sur la séparation patrimoniale entre les secteurs régulés et non régulés. On élimine ainsi les risques de discrimination entre les réseaux et les opérateurs en concurrence, mais cela ne modifie en rien le problème précédemment évoqué du déséquilibre global du marché entre l'offre et la demande. Enfin, les réflexions sur l'évolution de la directive sur les émissions de dioxyde de carbone (CO2), quant à elles, créent une incertitude sur les prix qui aggrave le problème du manque de signaux d'investissement. Toutes ces réflexions sont certes nécessaires mais, selon nous, elles sont insuffisantes.

C'est pourquoi l'ANODE soutient la démarche de Direct énergie, dont je suis directeur général délégué, qui propose depuis plus de deux ans aux services de la direction de la demande et des marchés énergétiques (DIDEME), de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), de la Commission européenne, du Parlement européen et aux différents acteurs, la mise en place d'une « prime de capacité » visant à rémunérer la capacité de production. Une telle prime existe en Espagne et a existé en Grande-Bretagne. Un marché de capacité existe également aux Etats-Unis. Ce problème est donc bien connu des experts. Malheureusement, il n'a pas été suffisamment anticipé dans l'organisation du marché français, qui est encore récente. Nous proposons la mise en oeuvre rapide de ces primes de capacité, qui permettront de stabiliser l'organisation du marché de gros et d'envoyer enfin les bons signaux de prix pour les investissements en production.

Cette réforme du marché serait certes importante et pourrait nécessiter des aménagements législatifs à la marge, notamment en ce qui concerne l'article 74 de la loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique du 13 juillet 2005 (loi POPE), qui cherchait à revaloriser l'effacement des consommateurs, mis à mal par l'organisation du marché. C'est rigoureusement la même question : à la pointe, valoriser l'effacement d'un consommateur revient exactement à rémunérer un producteur. Aujourd'hui, en s'effaçant, le consommateur permet de réduire les risques de défaillance, donc de réduire l'énergie non distribuée qui, par définition, ne s'échange pas sur les marchés : c'est pourquoi l'effacement ne trouve pas une juste valorisation sur le marché. La question des signaux d'investissement à la pointe est donc la même que celle de la rémunération des effacements des consommateurs, gros comme petits, qui fait l'objet de l'article 74 de la loi POPE : nous devons nous en préoccuper.

EDF, qui s'est longtemps abstenue d'évoquer cette question, s'est exprimée le 16 février 2005, à Bruxelles, en faveur d'un mécanisme de rémunération de la capacité, lors de l'audition de la direction générale de la concurrence dans le cadre de l'enquête sectorielle. Le contenu du contrat de service public, notamment, permet de comprendre cette prise de position. Presque tous les experts reconnaissent aujourd'hui qu'il est nécessaire de rémunérer la capacité d'une manière ou d'une autre.

La dernière PPI, publiée le 9 juin 2005, conclut également à la nécessité de viser un niveau de sécurité d'approvisionnement déterminé pour fixer le niveau du financement de la surcapacité. Une décision publique doit promouvoir un compromis entre coût et qualité, qui doit ensuite faire l'objet d'un paramétrage dans l'organisation du marché, c'est-à-dire dans le niveau de la prime de capacité. Aujourd'hui, aucun paramétrage économique n'existe dans l'organisation du marché de l'électricité pour permettre d'atteindre le niveau de sécurité d'approvisionnement voulu par les pouvoirs publics.

En conclusion, l'ANODE estime qu'il est grand temps, comme le souligne la PPI, « de se demander si le financement des moyens de pointe par les mécanismes actuels de marché, au risque que le parc de production soit déficitaire, est acceptable ». Il est essentiel, pour les opérateurs détaillants que nous sommes, que le marché s'organise correctement en amont : nous en subissons les conséquences en aval. En effet, les opérateurs non producteurs sont trop souvent désignés responsables des insuffisances de la production puisqu'ils vendent mais ne produisent pas.

M. Bruno Sido, président - Merci pour cet exposé liminaire. Pourriez-vous nous indiquer ce qu'ont apporté les vendeurs d'électricité non producteurs, à part une concrétisation de la libéralisation du marché ? Quelles solutions l'ANODE apporte-t-elle aux problèmes de l'électricité de pointe dont vous nous avez parlés ?

M. Fabien Choné - Les marchés de la production et de la fourniture sont en effet en concurrence. Tous deux ont été libéralisés : le marché de la production en totalité dès 1999 ; celui de la fourniture de manière progressive, sa libéralisation totale étant prévue pour juillet 2007.

Le fournisseur est l'opérateur en relation avec le client. L'un des enjeux principaux de l'énergie dans les années à venir est la sensibilisation du consommateur à l'égard de la dimension environnementale de la consommation énergétique. Les consommateurs, qui n'avaient pas de question à se poser dans le cadre du monopole, doivent aujourd'hui entrer dans une relation client-fournisseur bien plus étroite, permettant aux fournisseurs d'envoyer les bons signaux, les bonnes incitations. Le principe des certificats blancs, qui adresse spécifiquement les fournisseurs comme obligés, est d'ailleurs caractéristique de ce point de vue. La concurrence est le meilleur moyen de créer l'émulation nécessaire entre les fournisseurs pour sensibiliser les consommateurs afin que leur consommation électrique diminue, ce qui est peut-être le principal enjeu de l'avenir énergétique de la France.

Dans le domaine de la production, les enjeux de sécurité d'approvisionnement et de mix énergétique avaient déjà été très correctement traités par l'organisation en monopole : nous ne pouvons pas attendre en France de progression majeure dans ce domaine. La productivité peut augmenter grâce à la concurrence, mais probablement pas de manière fondamentale dans ce domaine. C'est donc vraiment dans celui de la fourniture que la France a le plus à attendre de la libéralisation. Toutefois, il ne faut pas oublier que le marché de la fourniture est en aval de celui de la production : si ce dernier ne fonctionne pas, le premier ne pourra pas fonctionner, et le consommateur verra alors l'ensemble comme un échec total. Aujourd'hui, nous regrettons que cet échec naissant ne soit imputé qu'aux nouveaux entrants, alors qu'il faudrait remettre en cause l'organisation imparfaite du marché de la production.

En tant que nouveaux entrants sur le marché de la fourniture, nous sommes prêts à investir dans le marché de la production -certains de nos membres ont d'ailleurs déjà commencé à le faire-, mais la faiblesse des signaux d'investissement existants, leur mauvaise qualité et surtout leur instabilité dans le temps nous font actuellement renoncer à investir dans des moyens de production, notamment de pointe.

M. Michel Esneu - Si, comme vous le montrez, il faut rémunérer la capacité, une augmentation progressive des prix pour le consommateur est à prévoir.

M. Fabien Choné - Les consommateurs doivent rémunérer la capacité car leur sécurité d'approvisionnement a un coût. Il est paradoxal que ce soit des fournisseurs non producteurs qui le proposent ! Nous, fournisseurs, demandons donc à payer plus les producteurs ! Si, en effet, nous souhaitons payer les 20 % supplémentaires destinés à la rémunération de la capacité, c'est parce que cela s'accompagnera d'une stabilisation du reste, la rémunération de l'énergie à 80 %. Nous demandons seulement que l'organisation du système soit légitime et stable afin que le prix de l'électricité le soit également, qu'il présente ainsi moins de risques et soit surtout plus cohérent avec les coûts de production. Si nous ne rémunérons pas ces 20 %, les 80 % restants deviendront bientôt 140 %. Les incitations à investir montrent en effet que, moins les producteurs investissent, plus ils gagnent de l'argent car s'ils investissent, leur investissement n'est pas rentable. Lorsque le ministre a demandé à EDF d'investir, il a rapporté que ce n'était pas la décision spontanée des dirigeants de l'entreprise. Nous demandons à payer plus pour payer de manière plus stable et moins élevée à terme. C'est l'intérêt du consommateur et de la Nation.

M. Marcel Deneuxrapporteur - Je voudrais féliciter M. Choné pour sa très bonne démonstration de théorie économique. Mais êtes-vous réellement utiles au marché ? Que pensez-vous du conflit apparent entre les transporteurs et les fournisseurs, à propos duquel nous sommes actuellement opposés à Bruxelles ?

M. Fabien Choné - J'ai participé à de nombreuses conférences, au cours desquelles on m'interroge sur l'utilité de la concurrence pour la fourniture électrique. J'illustre en général ma réponse en demandant aux personnes présentes si elles connaissent leur puissance ou même l'option qu'elles souscrivent en tant que consommateurs.

M. Jackie Pierre - Je souscris une puissance de 18 kW...

M. Fabien Choné - Vous faites partie de l'infime minorité qui peut répondre à cette question. Si les Français connaissent généralement leur forfait de téléphonie ou la puissance de leur voiture, très peu connaissent celle qu'ils souscrivent en électricité. Statistiquement, ils se sont totalement désintéressés de leur consommation d'électricité : puisqu'ils n'avaient pas le choix de son prix et du fournisseur, ils ne se posaient pas la question. Ils estiment souvent qu'elle est très chère et que son prix augmente alors que ce n'est pas du tout le cas en euro constant. L'émulation entre les fournisseurs permettra donc de sensibiliser les consommateurs à ce qu'ils consomment en électricité.

De plus, on dit souvent qu'il n'existe pas d'innovation dans le domaine de l'électricité, comme on a pu en voir se développer dans les télécommunications. Cette affirmation n'est pas vraie non plus. Des innovations sont envisageables, notamment en matière de comptage : les compteurs électromécaniques, à roues, qui ne mesurent l'électricité que lorsqu'on les relève, ont été conçus il y a cinquante ans et donnent très peu d'informations. Il faut les faire évoluer et créer tous les services qui pourront se développer autour. La libéralisation dans le domaine de la fourniture peut donc apporter des innovations bénéfiques aux consommateurs. Dans le domaine de la production, en revanche, la question se pose réellement : la libéralisation de la production ne risque-t-elle pas d'apporter plus de problèmes que de points positifs ? C'est pourquoi il est impératif de traiter ces questions d'organisation du marché.

Votre deuxième question, qui porte sur la séparation patrimoniale des réseaux, est très importante aujourd'hui. Plusieurs solutions sont possibles et nous n'avons pas d'avis tranché sur la question. La proposition de la Commission européenne s'appuie sur le constat de dysfonctionnements dans d'autres pays européens que la France. Nous pouvons alors nous demander si nous devons l'imposer à tous les pays. Cela dépend des relations que la France entretient avec ses partenaires européens. Cette séparation patrimoniale des réseaux est peut-être absolument nécessaire dans d'autres pays. Mais il est par ailleurs vrai que le réseau de transport français fonctionne plutôt bien actuellement : personne n'a remis en cause l'indépendance de RTE durant les cinq ans de son existence. Le passé nous conduit néanmoins à poser des questions pour l'avenir. Comment garantir, autrement que par la séparation patrimoniale, que les réseaux de transport et de distribution seront toujours gérés de manière indépendante ? Les ressources correspondantes sont régulées, donc très stables, et elles apportent un avantage financier aux opérateurs qui les détiennent. Un niveau de sécurité d'approvisionnement doit être également visé dans le domaine des réseaux, mais il doit être déterminé à un niveau global et non par le seul opérateur propriétaire. Les investissements nécessaires pour développer le réseau afin qu'il atteigne ce niveau doivent être garantis. Cela peut passer par la séparation patrimoniale, mais également par d'autres formes d'organisation. A cet égard, nous sommes en revanche inquiets de l'autre alternative proposée : le système de l'opérateur de réseaux complètement indépendant qu'on appelle aussi full-ISO ou ISO-plus, et qui consiste à séparer la propriété de l'exploitation et de la maintenance des réseaux. Cela revient à mettre les réseaux en location : or, un appartement en location est beaucoup moins bien exploité et entretenu qu'un appartement habité par son propriétaire. Nous sommes d'autant plus inquiets que les conclusions de l'enquête sur le black-out italien de 2003 ont mis en cause cette organisation par l'ISO des relations entre le propriétaire et l'exploitant. En résumé, nous ne sommes ni pour ni contre la première part de l'alternative, mais nous sommes opposés à la seconde.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Si je comprends bien, vous êtes en faveur d'une économie libérale avec des garanties.

M. Fabien Choné - Absolument. La libéralisation, ou dérégulation, n'implique pas l'absence de toute régulation : elle implique au contraire beaucoup de re-régulation.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Comment utilisez-vous les marchés spots dans le cadre de votre métier ?

M. Fabien Choné - Nous les utilisons précisément pour ajuster nos besoins liés à nos portefeuilles de consommateurs, en fonction notamment de la température. Aujourd'hui, il fait chaud : nous sommes donc logiquement vendeurs à des prix très bas sur les marchés spot. Nous revendons ainsi sur ces marchés la « couverture » que nous avons achetée sur des marchés forward, qui sont des marchés à terme. Mais cela a pour nous un coût. Nous envoyons ainsi une sorte de signal en matière de production. Ce signal n'est toutefois ni suffisant, ni assez bien structuré pour stabiliser les prix de marchés spots et donc le prix de l'énergie vendue au consommateur. S'il faisait très froid en ce moment, les prix seraient très élevés et nous achèterions peut-être plus que notre couverture habituelle. Pour autant, un producteur qui investirait annulerait le prix élevé : il ne le ferait donc pas, pour cause de non-rentabilité. Nous utilisons donc les marchés, tels qu'ils existent aujourd'hui, car nous n'avons pas le choix. Nous souhaitons néanmoins que ces marchés soient réorganisés de manière à ce que le marché de la production reçoive de bons signaux et soit distinct du marché de la fourniture. Il faut pouvoir s'établir comme producteur indépendant non fournisseur ou comme fournisseur indépendant non producteur, comme dans tous les autres secteurs d'activité. Ceci n'excluant absolument pas qu'une vraie stratégie d'intégration en amont puisse être recherché, également comme dans tous les autres secteurs, notamment pour limiter les risques.

M. Marcel Deneux, rapporteur - La vraie spécificité de votre secteur est que les marchandises ne peuvent y être stockées.

M. Fabien Choné - Absolument.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Votre marché est donc virtuel et difficile à imaginer.

M. Fabien Choné - S'il n'y existe pas de stockage des marchandises, il y existe un stockage des capacités de production. Par exemple, la centrale EDF de Porcheville, en Normandie, n'a presque pas fonctionné pendant les dix ou vingt dernières années : pour autant, elle ne servait pas à rien puisqu'elle permettait notamment de sécuriser l'approvisionnement des Parisiens en cas de pointe de consommation ou d'indisponibilité du parc de production. Dans l'organisation actuelle du marché, cette centrale ne serait pas rémunérée : ce n'est pas concevable. Elle est aujourd'hui remise en service uniquement parce que les pouvoirs publics ont obligé EDF à le faire dans le cadre du contrat de secteur public, pour assurer la sécurité d'approvisionnement. C'est certainement une nécessité, mais cela ne se fait pas dans des conditions économiques souhaitables. Il reviendrait plutôt à EDF de souligner cela. Toutefois, j'insiste car ceux qui vendent de l'énergie sans en produire seront désignés responsables en cas de pénurie, et nous ne le souhaitons pas.

M. Jean-Paul Amoudry - Je souhaiterais que vous reveniez sur le terme de « capacité » : s'agit-il de signaux que vous attendez des pouvoirs publics, de possibilités d'investir dans le nucléaire ou l'hydroélectricité, ou encore de garanties d'approvisionnement par d'autres producteurs, ce qui supposerait que vous ne soyez pas et ne vous revendiquiez pas d'être producteurs ? La « capacité » serait alors pour vous la garantie d'obtenir à un instant « T » une certaine quantité d'énergie ? Vous dites par ailleurs que vous avez fait des propositions à la CRE dans ce sens : que pense-t-elle de cette organisation du marché que vous appelez de vos voeux ? Enfin, comment, à la veille d'une augmentation prévisible des prix avec la libéralisation complète, garantir à nos concitoyens un prix plus avantageux, alors même que les prix sont très différents à la source, par exemple entre l'éolien et le nucléaire, et qu'ils intègrent toutes sortes de taxes et de redevances locales ? Comment cette économie générale peut-elle se construire ?

M. Fabien Choné - Nous ne demandons pas de garanties, ni en termes de prix, ni en termes de volumes : nous demandons simplement que l'organisation du marché évolue pour que des signaux économiques incitent les acteurs à présenter sur le marché des offres correspondant à un niveau de sécurité d'approvisionnement donné et à la structure des moyens de production dont nous avons besoin. Lorsque ces signaux existeront, les investissements correspondants devraient être effectués. Le passage des uns aux autres n'est toutefois pas automatique et garanti : la PPI reste donc nécessaire, comme garde-fou. Elle traite aujourd'hui du nombre des investissements. Si les signaux existent, nos membres -Direct énergie notamment- seront incités à investir également dans des moyens de production qui assureront la sécurité d'approvisionnement de la France comme de nos portefeuilles de clients, ce qui est parfaitement normal pour des entreprises comme les nôtres.

La CRE est évidemment très intéressée par la question. J'ai cité l'article 74 de la loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique du 13 juillet 2005, qui affirme que les fournisseurs doivent pouvoir proposer aux consommateurs des offres valorisant les effacements au moment des pointes de consommation nationale et que les tarifs d'accès au réseau doivent être ajustés en conséquence. C'est aujourd'hui possible. Les signaux économiques pour la production et l'effacement peuvent être parfaitement symétriques : la plupart des consommateurs industriels en effacement jour de pointe (EJP) ont en fait investi dans la production de pointe en aval de leurs compteurs. La DIDEME a également conscience de ces problèmes : elle l'a écrit dans la PPI. Tout le monde semble d'accord pour dire que le marché doit évoluer dans ce sens, mais que cela prendra du temps. Cependant, la question est de savoir si la valorisation de l'effacement doit être assurée par le tarif d'accès au réseau ou autrement, par exemple par le mécanisme de responsables d'équilibres. Ce n'est certes pas antinomique aujourd'hui puisque ce mécanisme est géré par RTE. Tout a en effet une dimension « réseaux » dans le domaine de l'électricité : en cas de problème, la sûreté du système est toujours mise en cause.

Votre dernière question est peut-être la plus urgente aujourd'hui pour que les Français bénéficient à la fois de la libéralisation et des avantages spécifiques à la politique française. Notre association en a fait sa priorité. Vous l'avez peut-être lu l'année dernière en marge des débats parlementaires sur le projet de loi relatif au secteur de l'énergie : la grande spécificité de la France est sa politique très volontariste en faveur du nucléaire. Elle a été mise en oeuvre depuis longtemps avec des volumes importants et la France la relance alors que tous les autres Etats membres européens sont en retard par rapport à elle, n'ayant pas pris la même décision. Nous croyons aux bénéfices de la construction européenne : mais comment obtenir un marché unique européen de l'électricité, avec un prix unique en Europe, sans politique énergétique unique européenne ?

Dans le cas de l'éolien, on a historiquement laissé aux Etats membres la possibilité de décider de son poids dans leur mix énergétique. Contrairement au nucléaire, l'éolien est une décision coûteuse économiquement, même s'il a d'autres intérêts environnementaux indéniables et qui ne sont pas nécessairement valorisés suffisamment. Or, le surcoût de l'éolien est hors marché : il est financé par la contribution au service public de l'électricité (CSPE) en France et par d'autres taxes à l'étranger. Il est ainsi également hors marché en Allemagne : les échanges d'énergie entre la France et l'Allemagne ne tiennent donc pas compte des différences de leurs politiques en matière d'énergie éolienne. Il est logique que ce qui fait l'objet de politiques différentes soit séparé du marché commun, qui reste ainsi unique.

Pourquoi, dès lors, ne pas traiter de même le nucléaire spécifiquement dans le marché commun ? Nous ne sommes d'accord avec aucun de nos voisins directs sur le nucléaire. La Commission européenne a brisé ce tabou en disant qu'elle était prête à accepter des mécanismes spécifiques liés aux politiques nucléaires de chaque pays. Le nucléaire doit faire l'objet d'un traitement spécifique : la production nucléaire n'est pas une activité économique comme les autres, d'une part parce qu'elle fait l'objet de politiques très différentes selon les partenaires européens, d'autre part parce que les « externalités » nucléaires -la sûreté du parc de production nucléaire et le stockage des déchets- ne sont absolument pas valorisées, ni même valorisables. Il est économiquement impossible d'internaliser le prix du stockage des déchets pendant plusieurs milliers d'années. Il faut donc considérer l'avantage économique du nucléaire, comme les surcoûts éoliens, de manière indépendante du marché.

Cela suppose de mettre en place des mécanismes permettant aux consommateurs de bénéficier à la fois de la concurrence entre fournisseurs, mais aussi de la filière électronucléaire française qui est exploitée par un seul producteur lié à un seul fournisseur. Nous avons fait des propositions en ce sens l'année dernière. Un certain nombre de ces principes ont été mis en oeuvre dans le tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TaRTAM), que vous connaissez, même si ce n'était pas notre proposition de mécanisme. La question devra être reposée rapidement car le TaRTAM n'est que transitoire. Cette difficulté remet en cause très significativement la libéralisation, mais aussi les principes mêmes de la concurrence, dans le domaine de l'électricité. Finalement, elle remet en cause l'idée même de construction européenne dans l'opinion publique, ce qui est vraiment dommage.

M. Bruno Sido, président - Avez-vous des difficultés avec les producteurs principaux d'électricité et en particulier EDF pour accéder aux réseaux de transport et de distribution d'électricité en France ? L'existence de fournisseurs non producteurs ne complique-t-elle pas la gestion de l'équilibre offre-demande et ne fragilise-t-elle pas finalement la sécurité d'approvisionnement ?

M. Fabien Choné - Nous n'avons aucune difficulté à accéder au réseau de transport. D'après ce que je lis sur l'étranger, nous ne pouvons que nous réjouir d'avoir en France un opérateur du réseau de transport parfaitement indépendant : tout le monde l'a répété. Le gestionnaire du réseau de distribution est en cours de filialisation. Il a fait des efforts considérables pour se préparer aux échéances d'ouverture du marché. Des difficultés techniques existent nécessairement : on le lit dans la presse à propos des systèmes d'information. Néanmoins, nous pensons qu'il existe une réelle volonté pour les traiter de manière non discriminatoire. Et donc, même s'il faudra rester vigilant dans l'avenir, nous pensons que ce n'est vraiment pas aujourd'hui le problème principal de l'organisation du marché et de la libéralisation, telle qu'elle est prévue notamment au 1er juillet 2007.

La multiplication des producteurs et des fournisseurs nuit-elle à la sécurité de l'approvisionnement ? La sécurité d'approvisionnement est une question physique. Or nous avons une activité contractuelle : nous achetons de l'énergie sur les marchés pour la revendre à des clients et n'avons donc pas d'activité physique ; nous n'injectons pas ni ne soutirons à proprement parler de l'électricité sur le réseau. Les opérateurs raccordés physiquement au réseau sont les producteurs et les consommateurs. Si l'organisation globale du marché est correcte, c'est-à-dire si elle donne les bons signaux aux acteurs, il n'y a absolument aucun risque lié à la multiplication des fournisseurs. La question qu'il faut se poser est donc : la multiplication des opérateurs de production peut-elle nuire à la sécurité d'approvisionnement ? Aujourd'hui, compte tenu du constat de dysfonctionnement que j'ai dressé, la réponse est : oui. En situation de monopole de production, un seul opérateur était responsable de la sécurité d'approvisionnement et le niveau de cette sécurité était garanti. Les tarifs variaient en tenant compte de la rémunération de tous les moyens de production : ainsi, la centrale de Porcheville était autrefois rémunérée dans le cadre des tarifs. Ce n'est plus manifestement le cas aujourd'hui dans le marché de gros. La multiplication du nombre de producteurs pourrait donc être considérée comme nuisible à la sécurité d'approvisionnement, mais le problème vient en fait de la mauvaise organisation économique d'un marché à plusieurs producteurs et pas de leur nombre, celui des fournisseurs étant de toute façon indifférent sur cette question.

Nous avons fait des propositions pour l'organisation du marché de la production. Des systèmes ont été mis en place dans d'autres pays mais ils font encore l'objet de débats d'experts. Quoi qu'il en soit, si nous devions remettre en cause la libéralisation, il faudrait commencer par la production plutôt que par la fourniture. Les actions du fournisseur sont totalement bénéfiques au consommateur : le fournisseur recherche les gains de productivité et les innovations, et il propose au consommateur des produits, des tarifs et des services nouveaux.

M. Bruno Sido, président - L'électricité n'est pas le seul produit impossible à stocker : les produits alimentaires frais ou les fleurs, par exemple, posent les mêmes difficultés et connaissent également des pointes, comme par exemple au moment de la Saint-Valentin.

M. Marcel Deneuxrapporteur - L'énergie ne se « voit » pas.

M. Bruno Sido, président - On en voit les effets.

M. Fabien Choné - L'argent est également de moins en moins palpable ni stockable.

M. Marcel Deneuxrapporteur - Le marché de l'électricité est de même nature que les marchés boursiers.

M. Fabien Choné - Il a néanmoins de vraies spécificités.

M. Bruno Sido, président - Il ne faut pas non plus les exagérer.

M. Fabien Choné - Non, mais il faut les traiter. La peur n'éloigne pas le danger. La France a toujours été exemplaire en matière d'électricité. Nous avons répondu à des enjeux importants dans le passé, et nous sommes parfaitement capables de répondre à ces nouveaux enjeux. Nous devons simplement trouver la volonté politique de nous réunir pour décider d'une organisation et traiter les différents points les uns après les autres.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Combien d'entreprises font le même métier que le vôtre en Europe ?

M. Fabien Choné - C'est difficile à savoir car ce sont de petites entreprises à l'échelle de l'Europe. Elles ont été d'autant plus nombreuses que les marchés étaient correctement organisés dès le départ : c'était le cas en Grande-Bretagne, même si l'absence du nucléaire y a rendu les prix très dépendants de ceux du gaz, donc très fluctuants ces dernières années. Un fournisseur non producteur subit ainsi directement les fluctuations de prix, ce qui peut le mettre en difficulté. Plus l'opérateur est petit, moins il a d'assise financière et plus il est vulnérable aux difficultés. C'est pourquoi des fournisseurs envisagent d'investir en moyens de production -d'où l'importance que les signaux d'investissement soient corrects- de manière à stabiliser leurs activités et à gérer le risque le plus efficacement possible. Chez Diret Energie, nous estimons qu'il est prioritaire en France d'investir dans le nucléaire, qui représente 80 % de la consommation électrique, donc 80 % de nos besoins, puisque le marché de détail français reflète l'avantage compétitif du nucléaire, ce qui est normal. Pour que notre gestion de risque soit correcte, notre approvisionnement et notre intégration amont doivent donc refléter cette politique énergétique. C'est pourquoi, souhaitant investir dans le renouvellement du parc de production nucléaire, Direct énergie a par exemple demandé à participer au consortium Exeltium : puisque EDF est aujourd'hui le responsable de la filière électronucléaire française, nous avons proposé d'y investir massivement aux côté des industriels.

M. Bruno Sido, président - Suez va investir dans les centrales nucléaires.

M. Fabien Choné - Il l'envisage probablement, mais on lit le contraire dans la presse. Il faut poser la question à ses dirigeants, si vous les auditionnez. Le Premier ministre a dit l'année dernière qu'EDF resterait le seul responsable de la filière électronucléaire. Lorsque la possibilité d'investir dans le cadre du consortium s'est présentée, Direct Energie a demandé au ministre à pouvoir le faire. Malheureusement, il n'a pas été possible de participer dans le cadre de la première étape ; nous espérons encore pouvoir le faire dans une seconde phase éventuelle.

Le tarif réglementé a la particularité de refléter l'avantage compétitif du nucléaire : nous estimons que c'est légitime, les Français doivent bénéficier de cet avantage. Simplement, il ne doit pas être considéré comme un tarif protecteur, qui empêche l'ouverture du marché ; s'il est perçu comme un tarif de référence correspondant au parc de production français, il ne posera pas de problème, à condition bien sûr que les mécanismes que j'ai évoqués fassent en sorte qu'il soit « concurrençable ». Nous proposons l'adaptation du mécanisme existant des enchères de capacité nucléaire d'EDF -les « virtual power plants » (VPP)-, pour qu'elles évoluent de manière à refléter non plus le prix du marché de gros de la « plaque » allemande, mais le prix du renouvellement du parc nucléaire français. Nous ne demandons pas à bénéficier d'un prix « coûtant » correspondant à la production de centrales amorties, ce ne serait pas raisonnable, mais à participer à l'effort de renouvellement du parc de production nucléaire et donc à bénéficier des avantages compétitifs associés. C'est là une demande constructive, dans le cadre d'une vision globale du marché qui inclut la fourniture et la production.

M. Marcel Deneux, rapporteur - L'ouverture complète du marché pour les collectivités locales en 2004 a-t-elle permis à votre entreprise d'accéder à de nouveaux clients comme les communes ou les départements ?

M. Fabien Choné - Absolument : par exemple, les deux villes les plus importantes que Direct Energie alimente sont désormais Caen et Versailles.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Est-ce une conséquence immédiate de l'ouverture de 2004 ?

M. Fabien Choné - Pas exactement : Direct Energie alimente Versailles depuis 2006. L'appel d'offres est un processus assez long. Direct Energie a également remporté l'appel d'offres de la ville de Caen en 2006, dont l'alimentation a commencé le 1er janvier 2007. Ces collectivités ont eu le courage de faire appel à un nouvel entrant malgré l'existence des dysfonctionnements évoqués, leurs élus étant confiants dans la possibilité de les résoudre à terme.

Beaucoup d'actions satisfaisantes ont été conduites dans le passé ; nous devons continuer. La libéralisation ne signifie pas qu'il faut détruire les acquis du monopole, mais qu'il faut progresser et faire mieux encore.

J'ai finalement peu parlé de la panne de novembre dernier. Des problèmes d'harmonisation des règles de développement et de gestion des réseaux existent au niveau européen, mais il ne faut pas oublier que c'est une réussite pour les gestionnaires de réseau d'avoir évité un black-out. Le retour d'expérience en France suscite plus de satisfactions que de soucis. Des difficultés correspondantes en Italie ont abouti en 2003 à la coupure d'alimentation, non pas de 5 millions de personnes pendant 30 minutes, mais de 50 millions de personnes pendant 30 heures : il faut donc relativiser le problème. Car nous devons nécessairement trouver un compromis entre coût et qualité, cette dernière incluant la continuité d'alimentation : une qualité infinie implique un coût infini. L'occurrence d'un problème sur la qualité est donc inévitable statistiquement. Mais une coupure de courant d'une demi-heure n'est pas nécessairement dramatique, surtout si elle correspond à un compromis économique optimal souhaité par tous.

M. Bruno Sido, président - Vous avez raison : des coupures ont également lieu pendant les grèves.

M. Fabien Choné - En effet. Mais les maintenances sur le réseau en occasionnent également. Il faut simplement qu'elles durent le moins longtemps possible. Il existe d'ailleurs des compensations économiques : il s'agit donc bien d'un compromis coût-qualité.

M. Bruno Sido, président - Merci beaucoup, M. Choné, pour cette éclairante contribution.