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Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique

11 juillet 2012 : Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique ( rapport de commission d'enquête )
Audition de M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext et d'EPEX SPOT

(9 mai 2012)

M. Ladislas Poniatowski, président. - L'ordre du jour appelle l'audition de M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext et d'EPEX SPOT.

Je vous remercie, monsieur Conil-Lacoste, d'avoir répondu à notre invitation.

Je vous rappelle que toutes les informations relatives aux travaux non publics d'une commission d'enquête ne peuvent être divulguées ou publiées, et qu'un faux témoignage devant notre commission serait passible des peines prévues aux articles 434-13, 434-14 et 434-15 du code pénal.

La commission a souhaité que la présente audition soit publique. Un compte rendu intégral en sera publié.

Je vais maintenant, conformément à la procédure applicable aux commissions d'enquête, vous faire prêter serment de dire toute la vérité, rien que la vérité.

Levez la main droite et dites : « Je le jure. »

(M. Jean-François Conil-Lacoste prête serment.)

M. Ladislas Poniatowski, président. - Je vous propose d'entrer tout de suite dans le vif du sujet. Pour la bonne qualité de nos débats, M. le rapporteur, Jean Desessard, vous a communiqué un certain nombre de questions, qu'il va vous rappeler pour qu'elles soient bien enregistrées. Vous y répondrez dans l'ordre qu'il vous plaira.

Nous passerons ensuite aux questions des autres membres de la commission.

La parole est à M. le rapporteur.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Monsieur Conil-Lacoste, votre audition était très attendue, puisque vous êtes un acteur important dans la formation des prix de l'électricité.

Premièrement, pouvez-vous présenter Powernext ?

Deuxièmement, de manière plus générale, pouvez-vous présenter les différents marchés - spot, à terme - en France et dans les pays environnants ? Quel est le volume d'électricité échangée sur ces marchés par rapport à la consommation totale ? Quels sont les vendeurs et les acheteurs ?

Troisièmement, pouvez-vous donner des éléments statistiques sur la variabilité des prix selon les périodes - base, semi-base, pointe, extrême pointe -, en évoquant notamment deux périodes exceptionnelles, à savoir la pointe de prix pendant la canicule de 2003 et la période de froid de février 2012 ? Qu'en est-il dans d'autres pays européens tels que l'Allemagne ?

Par ailleurs, pouvez-vous expliquer le phénomène qui mène parfois à l'apparition de « prix négatifs » ? Selon vous, ce phénomène risque-t-il de se multiplier en Allemagne, voire en France ?

Enfin, quatrièmement, quel niveau les prix de l'électricité devraient-ils théoriquement atteindre en période de pointe pour rentabiliser les moyens de production ou d'effacement qu'il est alors nécessaire d'activer ? Ces niveaux de prix peuvent-ils être atteints dans la réalité ? Est-il exact qu'il existe un plafond de prix de 3 000 euros par mégawatt-heure pour les offres soumises sur Powernext ? Par quoi est-il justifié ?

Si le marché en volume ne convient pas aux situations de pointe, quel regard portez-vous sur le projet de mécanisme de capacité actuellement en discussion ?

Ce mécanisme doit-il prendre la forme d'un marché sur lequel s'échangent des garanties de capacité, au risque d'introduire une nouvelle source de variabilité des prix, ou bien une autre forme d'organisation serait-elle pertinente ? Serez-vous une partie prenante de ce marché, s'il est créé ?

M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext et d'EPEX SPOT. - Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames, messieurs les sénateurs, je tiens tout d'abord à vous remercier de m'avoir invité à cette audition, qui permettra peut-être de clarifier un certain nombre de sujets. C'est bien volontiers que je vais tenter de répondre aux questions que M. le rapporteur vient de rappeler.

Pour faciliter la présentation de mon propos et le débat qui s'ensuivra, nous avons préparé un fil conducteur sous la forme d'un document relié, qui vous a été remis.

Je commencerai donc par répondre à la première question, qui porte sur l'historique et le rôle économique de Powernext.

Sans reprendre toute sa genèse, je dirai que Powernext est née du besoin d'organiser les échanges sur le court terme dans le cadre de la libéralisation du marché de l'électricité en Europe et, partant, en France, à la suite de la transposition en 2000 de la directive européenne de 1996 sur la libéralisation des marchés de l'énergie.

Ainsi, Powernext a été créée en 2001, juste après la mise en place de l'autonomie du gestionnaire du réseau de transport, RTE s'étant en quelque sorte émancipé d'EDF, et la création du régulateur de l'électricité, devenu depuis régulateur de l'énergie, lequel nous a portés sur les fonts baptismaux en juillet 2001.

Nous avons ensuite développé une référence de prix sur le marché français en participant à l'organisation d'un marché spot, sur le rôle duquel nous reviendrons, et également d'un marché à terme en 2004. Nous avons considéré, dans le cadre du processus d'intégration du marché européen, que le rapprochement avec nos partenaires allemands faisait sens. En 2008, avec mon homologue allemand, M. Menzel, nous avons donc fusionné nos activités électriques pour donner naissance à une nouvelle bourse, EPEX SPOT, dont je suis ici aussi représentant, en tant que directeur général, au même titre que de Powernext. Ces deux structures sont basées à Paris, au 5 boulevard Montmartre.

EPEX SPOT assume aujourd'hui l'organisation des marchés électriques spot day-ahead et intraday - je reviendrai plus tard sur le sens de ces termes - en France, en Allemagne, en Autriche ainsi qu'en Suisse, et apporte également un certain nombre de services à des bourses de pays de l'est tels que la Hongrie.

Néanmoins, son coeur de métier est la gestion des marchés organisés day-ahead et intraday, c'est-à-dire respectivement la veille pour le lendemain et le jour même, dans les pays que j'ai cités en premier. Sa fonction économique essentielle consiste donc à faciliter les transactions de court terme sur l'électricité en organisant la libre confrontation de l'offre et de la demande de la manière la plus transparente et la plus large qui soit. Il s'agit donc de rassembler un très large spectre d'acteurs, de sorte que le débat sur le prix se déroule de la façon la plus démocratique et pertinente possible.

De ce processus doit sortir quotidiennement un prix de référence de l'électricité spot en France pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain, lequel aide ensuite les acteurs économiques à prendre des décisions économiques en toute responsabilité.

Le rôle de la bourse est donc de faciliter l'accès à ce marché - faciliter l'accès aux urnes, en quelque sorte -, de développer la liquidité, et de faire en sorte qu'il y ait un véritable débat, profond, large et transparent au bénéfice du consommateur final.

En outre, les marchés gérés par EPEX SPOT permettent aux acteurs de préparer leur équilibre emplois-ressources. Chacun sait que l'électricité ne se stocke pas et qu'il faut donc équilibrer en permanence injection et soutirage. Le rôle de la bourse, puisque nous sommes maintenant dans un système horizontal et non plus vertical, est précisément d'aider à faire cet équilibrage, en fonction des réseaux électriques de transport, en France, en Allemagne, en Suisse et en Autriche.

Il est important de noter que le rôle de cette bourse, au-delà de dégager un prix de référence, est aussi d'équilibrer les réseaux de transport. Nous reviendrons plus tard sur l'aspect temporel de cette activité, entre le day-ahead, l'infra-journalier, etc.

Tout cela s'inscrit résolument dans le processus d'intégration du marché européen. Nous avons repris dans le slide 3 une citation de l'ancien commissaire européen à l'énergie, Andris Piebalgs, qui nous avait fait l'honneur de présider la conférence de presse au cours de laquelle nous avions annoncé la fusion des marchés électriques français et allemands au sein d'EPEX SPOT, bourse détenue, je le rappelle, à 50 % par Powernext et à 50 % par son homologue allemand EEX. Aux yeux de M. Piebalgs, il était très important qu'un prix de référence indiscutable se révèle à la suite d'un débat le plus large possible. À cet égard, il considérait le rôle de la France et de l'Allemagne comme absolument fondamental.

Par ailleurs, le Conseil européen a décidé, le 4 février 2011, que l'achèvement du marché intérieur de l'électricité était une priorité, afin de garantir à tous les citoyens européens une « énergie sûre, durable, financièrement abordable, raisonnable, dont l'approvisionnement est garanti » et qui contribue à la compétitivité européenne.

Dès lors, il a fixé un objectif particulièrement ambitieux en termes de calendrier puisqu'il ne s'agit de rien moins que de créer un marché intégré de l'électricité interconnecté pleinement opérationnel en 2014, c'est-à-dire demain. À cet égard, nous reviendrons sur le rôle que les bourses jouent au premier plan, avec les gestionnaires de réseaux de transport, dans l'élaboration de ce marché intégré, au travers du couplage des marchés. Nous verrons que le prix de référence aujourd'hui en France résulte aussi de ce couplage. À mon sens, on ne peut pas parler du marché français sans l'inscrire résolument dans cette dynamique européenne à laquelle on ne peut pas échapper, tout comme on ne peut pas échapper à une audition d'une commission d'enquête.

J'en viens au slide 4, qui détaille l'actionnariat de Powernext, détenteur de 50 % d'EPEX SPOT, et qui a remanié un peu son tour de table à l'occasion de la fusion de la fin de l'année 2007. La majorité de son capital est détenue par une holding de gestionnaires de réseaux de transport, dont RTE, qui y est majoritaire, les deux autres étant, depuis l'origine, Elia et TenneT, les gestionnaires de réseau belge et hollandais. Le reste des actionnaires, ce sont des acteurs du marché tels qu'EDF et GDF Suez. Par ailleurs, comme Powernext a cédé ses activités électriques en les plaçant au sein d'EPEX SPOT, elle se consacre désormais au marché du gaz français spot et à terme, lancé en novembre 2008. C'est la raison pour laquelle on retrouve au tour de table de Powernext les gestionnaires de réseau de gaz GRTgaz et TIGF, filiale de Total.

Côté EEX, il y a également eu un peu de remaniement, mais la majorité reste détenue par Eurex, filiale à terme de Deutsche Boerse. On constate donc un équilibre assez intéressant entre deux mondes : le monde financier, représenté par Eurex, qui a la majorité d'EEX, et le monde industriel électrique, représenté par les gestionnaires de réseaux de transport chez Powernext.

EPEX SPOT et Powernext ont leur siège social à Paris, tandis qu'EEX est basée à Leipzig, et ces sociétés sont très interactives. EPEX SPOT, qui compte quarante-cinq employés, reçoit notamment beaucoup d'aide de Powernext en matière d'IT - Information technology - et au plan commercial. Son chiffre d'affaires en 2011 a été de 34,3 millions d'euros. L'activité de la maison-mère, Powernext, se résume aujourd'hui à un suivi très rapproché d'EPEX SPOT, mais aussi au développement du marché du gaz et d'autres investissements. Elle compte trente-cinq employés, et a réalisé, en 2011, un profit net d'un peu plus de 5 millions d'euros.

Monsieur le rapporteur, j'en viens à votre deuxième question, qui concerne la place de la bourse dans la coordination temporelle du marché, illustrée par le slide 5. Il faut savoir que l'organisation du marché aujourd'hui en Europe n'est pas la même qu'en Australie ou au Japon. Dans ce dernier pays, le marché électrique est toujours verticalement intégré, mais les autorités réfléchissent à sa réorganisation, peut-être en s'inspirant du modèle européen. À cet égard, j'ai reçu récemment le directeur énergie et ressources naturelles du ministère de l'industrie japonais, que M. Pierre Bornard a, lui aussi, vu longuement.

En ce qui concerne l'Europe, nous sommes passés d'une organisation en silos, verticalement intégrée selon le schéma production-transport-commercialisation, à une organisation horizontale, au sein de laquelle ont d'abord été séparés la production et le transport. De ce fait, nous avons fait apparaître un marché de gros et ce qu'on appelle le trading, à savoir le négoce d'électricité pour fluidifier les échanges. C'est une organisation radicalement différente de celle qui prévalait autrefois en France et qui prévaut encore aujourd'hui au Japon, par exemple.

La pierre angulaire de ce dispositif est le marché spot veille pour le lendemain, que l'on appelle day-ahead. Nous organisons une enchère tous les jours de l'année, y compris les jours fériés. Aujourd'hui, l'heure de cette enchère est harmonisée avec celle de nos voisins dans le cadre du couplage des marchés européens. C'est à midi que cela se passe ! Nous allons bientôt avoir les résultats du jour, aux alentours de midi et demi. Tous les jours de l'année, une enchère réunit donc les offres et les demandes de mégawatt-heures, pour livraison sur chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain.

Ce marché est essentiel car il répond au tempo du réseau de transport, lequel a besoin, un jour à l'avance, de savoir comment équilibrer injection et soutirage. Il s'agit d'un grand rendez-vous, où l'essentiel des échanges va se faire dans les meilleures conditions économiques possible, pour faciliter la vie du gestionnaire de réseau de transport. Ce marché a donc d'abord une mission d'équilibrage en termes de volume, et le prix qui en sortira sera fonction des volumes qui vont se confronter sur chacune de ces vingt-quatre heures. Il s'agit vraiment de la pierre angulaire du marché.

Si un acteur a raté ce grand rendez-vous, il peut se rattraper sur ce que l'on appelle l'infra-journalier, lequel est encore relativement modeste, puisqu'il représente globalement 13 % des échanges sur les marchés interconnectés en Europe, mais seulement 5 % à 10 % en France. Ce marché, qui est continu et non à enchères, est accessible jusqu'à quarante-cinq minutes avant la livraison. Il donne ainsi une chance aux acteurs, qui n'ont pas pu équilibrer leur portefeuille emplois-ressources, de le faire dans des conditions économiques plus tendues. Et si ce n'est pas possible, au dernier moment, en raison d'un aléa ou parce qu'une production attendue n'a pas pu être réalisée pour des raisons techniques, le gestionnaire du réseau de transport intervient lui-même en temps réel, en utilisant ses réserves primaires, secondaires, tertiaires, à un coût qui va être indexé sur le prix spot, mais qui peut être extrêmement lourd pour l'acteur en déséquilibre.

Le pilier central est donc le marché day-ahead, veille pour le lendemain, où l'essentiel des échanges se fait, dans les meilleures conditions économiques possibles, grâce à un large débat sur le prix et les volumes. Puis intervient le recours au marché infra-journalier, lequel devient de plus en plus liquide, notamment à cause du renouvelable intermittent - on y reviendra plus tard -, grâce auquel il peut être procédé, au dernier moment, à ce qu'on appelle le fine-tuning. Cet outil va prendre de plus en plus d'importance. Après, le relais est transmis au gestionnaire de réseau de transport, qui, lui, va résoudre les derniers déséquilibres.

De l'autre côté du spectre se trouve le marché à terme, lequel va proposer des contrats en continu, qui peuvent être hebdomadaires, mensuels, mais surtout annuels. Ils permettent aux acteurs de se couvrir contre le risque de prix à échéance d'un mois, d'un trimestre, d'une année ou de deux années. C'est un marché à la logique totalement différente, mais EPEX SPOT ne s'en occupe pas. Nous n'intervenons que sur les marchés day-ahead et infra-journalier.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Le marché day-ahead fixe-t-il un prix par heure ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Oui, pour chacune des vingt-quatre heures de la journée.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Est-ce pareil pour le marché infra-journalier ou est-ce par demi-heure ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - C'est par blocs d'heures et cela peut aller jusqu'à quarante-cinq minutes avant l'échéance. Nous avons introduit très récemment - la bourse a aussi cette utilité d'être un peu innovante et d'anticiper les besoins des acteurs - des contrats quinze minutes en Allemagne. La période retenue est de plus en plus réduite.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Voilà ! Cela permet d'adapter plus finement les tarifs.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Exactement !

Le slide 6 reprend un peu ce que nous venons de dire. Cette bourse de l'électricité organise, de manière centralisée, une confrontation multilatérale, anonyme, transparente, sécurisée, puisqu'il y a une chambre de compensation qui endosse le risque de contrepartie. Ces marchés peuvent donc accueillir des acteurs de taille modeste, qui auraient du mal à trouver une contrepartie sur le marché de gré à gré.

Finalement, le système permet au plus grand nombre d'acteurs de venir sur le marché pour échanger leurs mégawatt-heures. La bourse fixe donc un prix, une quantité, pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain, sur des produits qui sont standardisés et fongibles.

Les acteurs sont non pas les consommateurs finaux, mais les grossistes, en quelque sorte les grands électeurs. Il s'agit des acteurs de l'énergie européens. L'objet est évidemment d'organiser le marché en toute transparence, le régulateur pouvant procéder à des enquêtes pour vérifier s'il n'y a pas eu abus de position dominante. Mais, dans le cadre du marché organisé, nous sommes plus à l'abri de ce genre de dérives que dans le marché de gré à gré, lequel n'est pas transparent. C'est la raison pour laquelle le marché organisé a capté une très grande partie du marché de gros à court terme.

Le slide 7 décrit la chaîne de valeur créée par le négoce sur le marché de gros, où opèrent des traders, des brokers, des fournisseurs. Tout concourt à améliorer la fluidité entre la production et la consommation d'électricité, en passant par le transport. Il s'agit aujourd'hui d'un élément essentiel du market design européen, qui n'est pas le même, je le répète, dans tous les pays. Mais nous ne parlons pas ici de science exacte. Il nous faut rester très humbles dans la manière d'évaluer ce marché. En tout état de cause, la direction générale de l'énergie de la Commission européenne a déterminé cette voie pour faire avancer le marché intégré de l'électricité en Europe. Nous nous y conformons donc.

Les différents marchés gérés par EPEX SPOT sont décrits dans le slide 8. EPEX SPOT est effectivement au coeur de l'Europe, avec dix-neuf interconnexions. Nous sommes donc de tous les projets de couplage. Un tiers de notre effectif est complètement dédié aux projets de couplage européens. J'ai moi-même coprésidé pendant trois ans et demi le projet de couplage Centre Ouest Europe, qui a réuni France, Allemagne et Benelux.

L'ensemble des marchés couverts par EPEX SPOT représentent une consommation annuelle d'environ 40 % du marché de l'électricité de l'Union européenne, c'est-à-dire 1 200 térawatt-heures. Nous sommes donc un acteur essentiel, aux avant-postes de ce dispositif et, dans une certaine mesure, nous pouvons aussi influencer le débat.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Comment êtes-vous rémunérés ? Par commission, sur les échanges ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - La bourse se rémunère de deux manières. EPEX SPOT compte 209 membres qui paient une cotisation annuelle de l'ordre de 10 000 euros.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Cette cotisation est donc forfaitaire !

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Cela dépend des marchés qu'elle couvre. Je n'ai plus tout à fait le détail en tête, mais elle peut aller de 10 000 euros à 30 000 euros si l'on compte tous les marchés.

Ensuite, il y a une commission par mégawatt-heure échangé sur la bourse. Pour la France, elle s'élève à 7 centimes d'euro par mégawatt-heure, contre 4 centimes d'euro en Allemagne, en Suisse et en Autriche.

Sur le marché intraday, qui est un marché continu, différent, beaucoup moins liquide, elle est de 11 centimes d'euro du mégawatt-heure. Nous nous rémunérons donc aussi sur les quantités traitées. Évidemment, plus le marché est liquide, plus la bourse capte, mais, à ce moment-là, il y a forcément une pression des membres pour faire baisser les commissions. La bourse que nous représentons, qui est non pas obligatoire mais volontaire, est une entreprise privée cherchant à dégager du profit de façon à garder ses meilleurs éléments, à constamment innover. Je ne dirais pas que nous sommes représentatifs du reste des bourses européennes, qui composent un vrai patchwork, puisqu'on retrouve des bourses qui sont des monopoles d'État inscrits dans la loi, comme en Italie ou en Espagne, et des bourses ayant une licence exclusive, comme en Scandinavie, qui captent 80 % de la consommation de manière un peu obligatoire. Il y a donc, d'un côté, des pools obligatoires, et, de l'autre, des systèmes de bourses libres comme en Allemagne, en France, en Suisse, en Belgique et aux Pays-Bas.

Le slide 9 reprend les volumes d'électricité échangée sur EPEX SPOT et leur pourcentage par rapport à la consommation nationale. Vous voyez que le marché allemand représente la plus grande partie des échanges, avec 241 térawatt-heures, volume en hausse. En France, nous échangeons 61 térawatt-heures, ce qui représente 13 % de la consommation nationale, soit le tiers de la performance allemande, 39 % de la consommation nationale. En Suisse, le volume est de 12 térawatt-heures, soit 21 % de la consommation nationale.

Le marché intraday représente 1,7 térawatt-heure en France, sur les 61 térawatt-heures globaux. EPEX SPOT a traité au total, en 2011, 314 térawatt-heures, soit une croissance d'activité de 12,5 %, avec une très forte croissance sur le marché infra-journalier de 57 %. Cette performance nous situe comme le premier marché spot d'Europe avec Nord Pool Spot, qui est le marché couvrant l'ensemble des pays nordiques. Ce dernier a traité 315 térawatt-heures l'an dernier, mais cela représente 85 % de la consommation nationale des pays couverts et il a un chiffre d'affaires bien moins important que le nôtre.

D'autres bourses voisines ne figurent pas sur le graphique. C'est le cas d'APX-ENDEX, qui couvre la Belgique, les Pays-Bas, une partie du Royaume-Uni, et qui représente en 2011 environ 50 térawatt-heures, à comparer aux 314 térawatt-heures d'EPEX SPOT et aux 315 térawatt-heures de Nord Pool Spot.

Je ne vous cache pas que l'idée est d'essayer de créer une grande bourse couvrant la zone Nord Ouest Europe pour gérer ce marché intégré avec OMEL et GME, qui sont les monopoles couvrant la péninsule ibérique et l'Italie. Cette création serait de nature à simplifier les systèmes et la gouvernance. En effet, se retrouver autour d'une table avec trente parties prenantes, comme c'est le cas pour le projet Nord Ouest Europe, est de plus en plus compliqué.

J'en viens maintenant au slide 10, qui concerne les prix. Le marché de gros en France souffre d'un manque relatif de liquidité. Nous avons essayé de pallier ce défaut. Il est exact que le marché de gros en Allemagne représente dix fois le marché de gros français : 5 000 térawatt-heures contre 500 térawatt-heures. Sur EPEX SPOT, nous traitons 160 gigawatt-heures en moyenne par jour, alors que l'Allemagne traite 600 gigawatt-heures. Pourtant les consommations des deux pays sont relativement voisines : 583 térawatt-heures en Allemagne contre 486 térawatt-heures en France.

Vous connaissez très bien les raisons internes de ce déséquilibre au détriment de la France : un empilement de dispositions législatives, des tarifs réglementés beaucoup plus bas que le prix du marché, la loi NOME, etc.

Les volumes sur les trois marchés ont augmenté de façon considérable, comme vous pouvez le constater dans le slide 11. Les volumes infra-journaliers ont également beaucoup augmenté. En France, le fait d'être couplé avec des pays voisins, notamment l'Allemagne, a permis de doubler le marché infra-journalier et donc de renforcer la liquidité du marché.

Le slide 13 permet une comparaison avec les volumes traités en France en OTC, over the counter, soit de gré à gré. Vous voyez sur le graphique, en orange, les volumes traités par EPEX SPOT sur le day-ahead et, en bleu ciel, le volume traité en gré à gré. Il apparaît que 75 % des volumes day-ahead sont traités en bourse en France.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Le gré à gré se fait indépendamment de vous ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Oui, en dehors de la bourse, par le biais de contrats bilatéraux. Les courtiers s'intéressent un peu moins au day-ahead qu'au marché à terme, plus rémunérateur, sur lequel les contrats annuels génèrent beaucoup plus de commissions. C'est donc plus rentable pour un courtier, qui s'intéressera moins à ce travail de fourmi qu'est le marché day-ahead, très compliqué, avec des couplages de marchés, etc. Certes, il existe toujours un marché de gré à gré, mais la part du marché organisé en France est passée progressivement de 30 % à 75 % du volume traité aujourd'hui.

Le slide 14 est une photographie des différents acheteurs et vendeurs qui peuvent intervenir sur les marchés d'EPEX SPOT. Il y avait, en avril 2012, 203 membres, provenant de 19 pays différents : des gestionnaires de réseaux de transport intervenant pour l'achat de leurs pertes mais également, en Allemagne, quand ils doivent verser le renouvelable de manière systématique sur la bourse ; des fournisseurs, avec ou sans actifs ; des courtiers en énergie, qui peuvent être des banques travaillant pour leurs clients industriels ; des traders purs, qui sont évidemment beaucoup moins présents sur le marché spot que sur le marché à terme. Le premier est en effet beaucoup plus industriel et il offre davantage de risques, en raison d'une volatilité importante, même si celle-ci s'est réduite grâce au couplage des marchés.

Je me permets juste une petite digression sur le risque TVA. Vous n'êtes pas sans savoir qu'une fraude à la TVA extrêmement importante touchant les marchés spot s'est révélée sur BlueNext. Nous sommes très vigilants sur ce sujet. La France est un peu à l'abri de ce genre de pratiques : en effet, les fraudeurs à la TVA, que nous avons vu opérer sur les marchés spot du CO2, ne se propagent pas sur les marchés de l'électricité et du gaz que nous gérons. Nous exerçons une surveillance et menons une lutte permanente contre ces phénomènes, qui seraient extrêmement dommageables, non seulement pour la réputation du marché, mais aussi pour la formation des prix.

Je reviens à mon propos. La moitié des membres sont en Allemagne et en Autriche, où il y a notamment beaucoup de stadtwerken, des municipalités, qui interviennent directement sur le marché.

Au milieu des trois cercles figurant dans le slide 15, vous voyez qu'il y a 49 membres intervenant sur l'ensemble des marchés que nous gérons, contre une vingtaine voilà quelques années. On constate donc un appel à la liquidité. La liquidité entraîne la liquidité et il est bénéfique de pouvoir regrouper, au sein d'une même structure, plusieurs marchés ayant le même système de négociation, le même système de compensation et les mêmes règles de marché. Cela constitue un facteur de développement de la liquidité.

Le slide 16 retrace l'évolution du prix spot en France entre 2001 et le premier trimestre 2012. Nous avons recensé une dizaine de pointes. Vous reconnaîtrez, complètement à gauche, celle qui correspond à la canicule de 2003, et, à droite, celle qui correspond au grand froid de février 2012, où nous avons connu des températures inférieures de 10 degrés aux normales saisonnières, avec un record de consommation de près de 102 000 mégawatts. Vous retrouvez plus de détails dans le slide 17 : vous y remarquerez une tendance à la hausse progressive du prix spot de l'électricité en France, laquelle est cependant nettement moins accentuée que la tendance à la hausse du brent. Il y a une corrélation à 82 % avec les prix du brent résultant logiquement de l'appel en dernier recours aux centrales thermiques, qui sont calées sur le prix du brent pour la gestion des heures de pointe.

Mais il est intéressant d'observer qu'il y a eu une stabilisation, voire un recul du prix de l'électricité en France en 2010-2011, alors qu'il y a eu une envolée du prix du brent sur la même période. Dans la colonne ratio volatilité/prix base, vous remarquez une stabilisation de la volatilité à 13 %. Il s'agit d'un effet du couplage des marchés mis en place entre la France, l'Allemagne et le Benelux en novembre 2010, lequel a entraîné un prix unique sur 60 % à 65 % de l'ensemble des heures traitées. Il y a donc non seulement un effet positif de lissage des marchés, mais également des bénéfices clairs en termes de fluidité d'importation et d'exportation.

Les prix allemands et français ont fait le yo-yo, les premiers étant tantôt inférieurs, tantôt supérieurs aux seconds. La hausse des prix constatée aujourd'hui par rapport à l'Allemagne - nous sommes en moyenne, au 30 avril 2012, à 53 euros du mégawatt-heure contre 44 euros outre-Rhin - s'explique par le fait que la France a plus souffert des pics de prix du grand froid, avec une hausse du prix de la base, c'est-à-dire la moyenne des vingt-quatre heures de la journée, à 82 euros. Nous avons connu une pointe le 9 février à 367 euros du mégawatt-heure et nous avons alors été contents de pouvoir importer d'Allemagne, d'Angleterre, d'Italie, d'Espagne, pour limiter la hausse. L'Allemagne, pour sa part, a connu une pointe, le 9 février, limitée à 76 euros du mégawatt-heure. C'est la conséquence à la fois d'un mix énergétique différent, d'un appel à des centrales plus facilement mobilisables, mais également de la liquidité plus importante du marché en Allemagne.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Sur le marché à terme, les prix de l'électricité sont négociés de gré à gré, donc ils peuvent être différents en Allemagne, selon le producteur. Mais là, on parle du marché day-ahead. Je croyais qu'une bourse gérait l'ensemble de l'Europe. Or vous nous dites que les prix sont différents en France et en Allemagne. Il me semble pourtant qu'ils devraient s'harmoniser.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Il faut que j'entre un peu dans les détails du couplage de marchés. Sur les marchés à terme, il y a quand même des marchés organisés, qui représentent peut-être 20 % du marché de gros.

Pour revenir à votre question, il faut savoir que le couplage des marchés fait que, aujourd'hui, nous utilisons à 100 % les capacités mises à disposition par les gestionnaires de réseaux de transport chaque jour, sur les frontières allemande, française, belge, dans le cadre des pays interconnectés, ce qui n'était pas le cas autrefois, puisque nous en utilisions 30 % voire 40 %. Cela représente un gros travail des gestionnaires de réseaux de transport, puisqu'il faut qu'ils se coordonnent entre eux, tout en s'assurant qu'ils ne mettent pas en péril l'approvisionnement et, partant, la sécurité de leur pays. Tous les matins, ces capacités sont mises à notre disposition et nous les intégrons dans nos carnets d'ordres. Jusqu'à épuisement de ces capacités, nous avons un prix unique sur l'ensemble des zones interconnectées. C'est pourquoi je parlais d'une convergence des prix pour 60 % à 61 % de la zone interconnectée. Mais, dans les situations de tension, des goulets d'étranglement et des phénomènes de congestion apparaissent. À ce moment-là, vous retrouvez des prix individualisés en France, en Allemagne, etc. Nous étions là dans le cas typique où les interconnexions n'ont pas suffi pour que l'on ait un prix unique.

M. Jean Desessard, rapporteur. - D'accord, c'est la limite technique des capacités de transport.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Vous avez raison, c'est la limite technique de capacité de transport, mais nous avons fait un énorme progrès puisque, autrefois, nous vendions ces capacités séparément et elles n'étaient pas nécessairement utilisées à 100 %. Aujourd'hui, nous les intégrons dans les carnets d'ordres des bourses liquides, quand elles existent. Nous épuisons donc ces capacités, ce qui suffit parfois pour obtenir un prix unique.

M. Ronan Dantec. - Si je peux me permettre, je pense que ce n'est pas la seule raison. Cette différence de prix final vient aussi du fait que les Allemands et les Français n'achètent pas au même moment. En effet, c'est parce qu'il y a un achat plus régulier en Allemagne et plus en pointe en France que le prix moyen, au final, n'est pas le même.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Quand les marchés sont interconnectés - le couplage des marchés va très bientôt s'étendre à d'autres zones, telles que les pays scandinaves, la péninsule ibérique, l'Italie, etc. -, il y a une confrontation de l'offre et de la demande sur le territoire le plus large possible. Vous allez donc chercher la meilleure offre et la meilleure demande, qu'elles soient en Allemagne ou en France. Le débat sur le prix est alors beaucoup plus large. S'il y a suffisamment de capacités aux interconnexions, le même prix sera proposé. L'offre en Allemagne est forcément différente de l'offre en France. À un moment donné, il va y avoir beaucoup de vent en Allemagne et un grand nombre de producteurs d'éolien vont alors déverser sur le marché cette « énergie fatale », qui va bien répondre à un besoin de pointe en France. Cela renvoie à la question sur les prix négatifs, notion qui peut paraître insolite et dont nous parlerons plus tard.

Mme Mireille Schurch. - Si je comprends bien, le prix est plus élevé en France parce que nous gérons moins bien les pointes, même si les tarifs sont convergents pour 60 % de la zone interconnectée. Est-ce ce qui explique que les prix soient moins élevés en Allemagne en 2010, en 2011 et en 2012 ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - En 2011, les tarifs ont été, en moyenne, légèrement plus élevés en Allemagne.

Mme Mireille Schurch. - Certes, mais les prix sont-ils généralement plus bas en Allemagne parce que les Allemands savent mieux gérer les pointes en recourant aux énergies renouvelables ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - C'est un des facteurs. En France, il y a une sensibilité très forte du consommateur final, notamment en raison de l'importance du chauffage électrique. C'est le premier point.

Cela dépend aussi, deuxième point, des conditions météorologiques. Effectivement, il est utile de pouvoir mobiliser les centrales éoliennes, les wind farms, pour répondre à un besoin de pointe dû à une variation de température inattendue d'un degré. L'Allemagne peut le faire, pas la France, car notre pays ne dispose pas suffisamment d'outils de production mobilisables au dernier moment.

Le troisième point, c'est la liquidité du marché. En Allemagne, la confrontation de l'offre et de la demande est beaucoup plus large qu'en France, où le marché libre représente un tiers de la consommation. Le reste est capté au travers de contrats bilatéraux, de tarifs réglementés, etc.

Les conditions météo, le mix énergétique différent et les différences de liquidité du marché expliquent le différentiel de prix entre les deux pays. Pourquoi les tarifs ont-ils été plus élevés en Allemagne en 2011 ? En raison du moratoire, de l'après-Fukushima et de l'arrêt brutal de sept centrales nucléaires. Les prix ont significativement augmenté à la fois sur le spot et sur le terme. Néanmoins, cette hausse a été relativement bien absorbée par le marché grâce à l'interconnexion.

M. Jean-Pierre Vial. - Vous abordez un point essentiel. Vous nous avez expliqué que la bourse reposait sur la liberté des échanges : pour que les prix soient parfaits, les échanges doivent l'être également.

Les difficultés liées au réseau constituent donc la limite technique du système. Tant que les réseaux permettent la liberté des échanges, le prix est le même sur tout le périmètre. Mais à partir du moment où il existe des contraintes techniques, c'est-à-dire de réseau, la bourse ne peut plus garantir le même prix pour tout le monde.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Dans ce cas, l'offre et la demande redeviennent nationales.

M. Ronan Dantec. - Je suis désolé d'insister, mais ce n'est pas la seule raison qui explique la différence de prix puisqu'il s'agit d'un tarif moyen.

L'autre raison est que les Français et les Allemands n'achètent pas à la même heure ni le même jour. Les conditions de marché ne sont donc pas les mêmes.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Bien sûr ! Le profil de consommation allemand est différent du nôtre. J'ai évoqué tout à l'heure l'importance du chauffage électrique en France. Par ailleurs, nos voisins Allemands dînent plus tôt que nous, par exemple.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Il va falloir changer nos heures de repas ! (Sourires.)

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Vous touchez du doigt la limite de l'exercice. Créer un marché intégré et interconnecté de l'énergie pour la fin de 2014 nécessite que les gestionnaires de réseaux de transport réalisent un gros travail de coordination entre eux pour définir la plus grande capacité possible aux frontières. Or, comme l'électricité ne suit pas un chemin commercial, comme il y a des loop flows, le travail est compliqué. Il faut recourir à des algorithmes de plus en plus raffinés, c'est le flow based.

Arriverons-nous à mettre en place l'Europe de l'électricité ? Le chemin à parcourir est encore long.

Quoi qu'il en soit, il est déjà positif que les trois quarts du temps nous ayons un prix unique et que nous puissions bénéficier du mix énergétique européen. Cela nous permet d'aller chercher chez nos voisins ce qui fait défaut chez nous à un moment donné.

Le processus d'intégration a forcé la coopération entre les gestionnaires de réseaux de transport, entre les bourses, entre les bourses et les gestionnaires de réseaux de transport. Il a obligé à des rapprochements entre gestionnaires de réseaux de transport. Un Belge a racheté un gestionnaire allemand, par exemple. La bourse française a fusionné avec la bourse allemande, etc.

Ces processus vertueux nous conduisent, au bout du compte, à plus d'efficacité. N'oublions pas que la captation des actuels différentiels de prix aux frontières représente des centaines de millions d'euros par frontière et par an. Le social welfare grâce au couplage des marchés bénéficie au consommateur final. Dans le même temps, le couplage renforce globalement la sécurité du dispositif. Le couplage avec l'Italie, lorsqu'il sera réalisé, permettra de capter annuellement 120 millions d'euros.

C'est donc un exercice difficile. EPEX SPOT s'inscrit dans cette dynamique.

Slide 18 : j'ai évoqué le bénéfice que l'on pouvait tirer de ces couplages. En ce qui concerne le prix spot en Allemagne, après le tournant énergétique, la hausse a été assez significative, mais les tarifs se sont ensuite stabilisés. Malgré l'arrêt des centrales, le prix spot est inférieur en Allemagne par rapport à 2008 et à 2009.

Slide 20 : j'ai déjà évoqué la sensibilité du marché français au chauffage électrique pour les pics de prix en France.

Les prix négatifs, en France et en Allemagne, sont directement liés, selon moi, à l'introduction sur le marché d'une grande quantité de renouvelables - éolien et solaire -, notamment en Allemagne. Avec la nouvelle loi allemande EEG sur les énergies renouvelables, qui date du 1er janvier 2010, si ma mémoire est bonne, les volumes échangés devraient augmenter de 90 térawatt-heures. Les gestionnaires de réseaux de transport ont la charge de vendre, par le truchement du marché organisé, tout le renouvelable.

M. Jean Desessard, rapporteur. - C'est une obligation ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Tout à fait ! La loi EEG a connu des évolutions, mais cela reste une obligation.

Actuellement, le renouvelable représente en Allemagne 20 000 mégawatts. L'objectif est d'atteindre les 80 000 mégawatts, ce qui est considérable.

Slide 21 : le prix négatif représente le coût supporté par un producteur d'électricité thermique en cas d'arrêt de sa centrale. Vaut-il mieux arrêter la centrale ou vaut-il mieux payer pour continuer à fonctionner tout en laissant la priorité au renouvelable ?

Les prix négatifs sont assez rares. Il y a eu dix-sept cas de prix négatif en Allemagne en 2010 et quinze cas en 2011. Le phénomène est donc relativement marginal.

De manière surprenante, en raison de la profondeur du marché et du couplage, les prix négatifs ont été moins élevés que ce que l'on aurait pu craindre. Ils ont atteint 100 euros ou 200 euros le mégawatt-heure et non les 1 000 euros ou 2 000 euros redoutés.

Le principe est de décourager, par le prix, la production thermique pour laisser la priorité à l'éolien.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Je vous remercie de votre explication, monsieur Conil-Lacoste.

Si je vous comprends bien, l'Allemagne produit beaucoup d'éolien, d'où l'obligation d'achat. On demande alors aux centrales thermiques d'arrêter leur production. Si un producteur préfère continuer à produire, parce que l'arrêt de sa centrale lui coûterait trop cher, il paie pour injecter sa production dans le réseau. Où va cette électricité si elle est de trop ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Elle trouvera toujours preneur.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Parce qu'elle n'est pas chère ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Tout à fait.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Les Suisses, par exemple, l'achètent pour reverser de l'eau dans les barrages supérieurs ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Voilà !

Les prix négatifs sont surprenants, mais cette pratique fait intellectuellement et économiquement sens. Le phénomène est entré dans les moeurs, a été accepté et fait maintenant partie des target models.

J'ai évoqué le couplage des marchés. Aujourd'hui, où en sommes-nous ? Centre-Ouest Europe est opérationnel depuis novembre 2010 et fonctionne bien.

En plus de sa mission d'établir les prix de référence sur la France, l'Allemagne, etc., EPEX SPOT est chargé environ les trois quarts du temps de réaliser le couplage. C'est un rôle important et une lourde responsabilité. De nombreux systèmes sont interfacés et les moyens technologiques mis en oeuvre sont complexes.

La prochaine étape est Nord-Ouest Europe. Le projet, en cours de réalisation, est de greffer sur Centre-Ouest Europe les pays scandinaves et le Royaume-Uni, puis la péninsule ibérique et l'Italie, puis l'Est. EPEX SPOT sème déjà quelques graines à l'est : nous opérons tous les jours sur le marché hongrois pour le compte de la bourse hongroise, HUPX, que nous avons contribué à mettre sur pied. Nous opérons à faibles coûts.

Dans le même temps, nous allons mettre en place un couplage entre la Tchéquie, la Slovaquie et la Hongrie, en répliquant ce que nous avons déjà fait entre la France, la Belgique et les Pays-Bas.

Par conséquent, nous anticipons et nous préparons le terrain. EPEX SPOT joue un rôle important à cet égard.

Quel niveau de prix en période de pointe pour rentabiliser les moyens de production ? Et quid du marché de capacité ?

M. le rapporteur m'a interrogé sur le plafond-prix. Il est effectivement de 3 000 euros par mégawatt-heure sur le day-ahead et de 10 000 euros par mégawatt-heure sur le marché infra-journalier. Ces deux plafonds sont le fruit d'une approche pragmatique. Il s'agit, avant tout, de plafonds techniques. Ils ont été heureusement très peu atteints. Ils sont comparables aux plafonds pratiqués ailleurs. Mais nous avons peut-être donné un peu donné le la... Cependant, s'agissant d'une enchère aveugle, sur le day-ahead, s'il n'y avait pas de plafond, sans parler de la contrainte technique, logicielle, ou s'il était trop élevé, cela pourrait coûter des fortunes !

Si le plafond de 3 000 euros était atteint régulièrement, il faudrait peut-être songer à le relever pour le fixer à 4 000 euros ou à 5 000 euros. Pour l'heure, le seuil de 3 000 euros est une limite à la fois nécessaire sur le plan technique, cohérente par rapport au fonctionnement du marché et harmonisée. Il est le fruit d'une concertation avec l'Allemagne et le Benelux. Néanmoins, le plafond reste révisable en cas de problème.

En ce qui concerne le marché de capacité, nous avons pris part à la consultation organisée par RTE. C'est un sujet difficile. La mise en place d'un tel marché est prévue par la loi NOME.

Évidemment, si cela lui était demandé, EPEX SPOT serait prêt à mettre en place un tel marché. J'attire simplement votre attention sur deux points.

Premièrement, ce mécanisme ne doit pas interférer avec le marché de l'énergie ni venir perturber le libre jeu de l'offre et de la demande, car cela pourrait entraîner un amoindrissement de la qualité de la formation du prix.

Deuxièmement, il est important que de tels projets fassent l'objet d'une concertation avec nos partenaires afin d'éviter la mise en place de mécanismes incompatibles. Ce qui est réalisé en France doit également être réalisé en Allemagne.

M. Ladislas Poniatowski, président. - Quelle est votre crainte par rapport aux interférences ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Je le répète, la bourse s'adapte au contexte législatif. À titre personnel, il me semble donc préférable d'avoir le débat le plus large possible sur l'offre et la demande, quitte ensuite à ce que des facteurs correctifs soient mis en oeuvre pour protéger les populations les plus vulnérables, les électro-intensifs, etc. Tout élément venant perturber le débat est de nature à l'appauvrir.

Nous avons réussi à surmonter le problème grâce au couplage des marchés et à la liquidité du marché français, qui est suffisante. Arrêtons, néanmoins, de ponctionner la liquidité du marché de gros français, faute de quoi nous finirons par devenir un satellite de la formation du prix européen et nous ne pourrons plus intervenir.

Il y a beaucoup de débat sur l'intérêt d'un marché de capacité. J'avoue que nous n'avons pas d'idée très arrêtée sur la question. Comme je l'ai souligné, deux points me paraissent importants : veiller à ce que le mécanisme mis en place ne vienne pas amoindrir le débat sur le prix de l'énergie et s'assurer de la cohérence des projets à l'échelle européenne.

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. Jean-Pierre Vial.

M. Jean-Pierre Vial. - Vous avez évoqué les électro-intensifs, qui prennent une part importante dans le déséquilibre du marché. C'est un sujet éminemment politique que je n'aborderai pas. Je préfère me cantonner à l'aspect technique du problème.

J'ai bien compris que la capacité des réseaux constituait une limite technique à la liberté du marché. Vous avez indiqué qu'EPEX SPOT intégrait les capacités du réseau en amont et calculait avec vos logiciels les capacités à mettre sur le marché. Vous avez également souligné que la différence entre la France et l'Allemagne résidait dans le fait que le marché français est fortement impacté par les prix réglementés. Au cours d'autres auditions, nous avons demandé si les prix réglementés pouvaient venir perturber le marché du CO2.

La question est technique et politique : devons-nous abandonner les prix réglementés et les remplacer par un prix du CO2 fixe, qui viendrait récompenser les politiques vertueuses ? Cela ne serait-il pas plus facile à gérer au niveau des bourses, avec un marché européen plus facile à organiser puisque la valeur CO2 serait une valeur de référence au niveau de la bourse, alors qu'aujourd'hui ce prix du CO2 est en train de s'effondrer ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Je serais tenté de répondre oui, mais la réflexion mérite d'être approfondie.

Actuellement, les prix sont réglementés, ce qui, incontestablement, vient perturber le jeu de la libre confrontation de l'offre et de la demande. Pour des raisons historiques, je ne mésestime pas la difficulté qu'il y aurait à résoudre le problème. De mon point de vue, nous ne trouverons pas la solution d'un simple coup de baguette magique. Le fossé qui s'est creusé est beaucoup trop important. Il serait peut-être bon d'avoir une vision à dix ans sur le sujet.

En ce qui concerne le CO2, aujourd'hui, il est clair que nous avons atteint les limites du dispositif actuel, puisque c'est mettre des mécanismes de marché à disposition, au service d'une politique étatique, européenne, mais qu'il y a maintenant surabondance de l'offre. On a un prix du CO2 qui ne répond plus à sa vocation d'origine, laquelle était d'inciter à réaliser des économies d'énergie ou à utiliser des moyens de production moins consommateurs de carbone.

Aujourd'hui, on a tout faux sur le CO2 ! Soit on retire du marché un certain nombre de permis d'émission, on fait du set aside ; on est en train d'en discuter au niveau de la Commission européenne. D'autres évoquent un prix plancher. Je répugne toujours à l'instauration de prix planchers et de prix plafonds. Certes, le prix de 3 000 euros par mégawatt-heure sur le day-ahead est un plafond, mais il est technique.

Avec le prix du CO2, nous nous trouvons à l'articulation de deux mondes difficilement compatibles : la libre confrontation de l'offre et de la demande, et dans le même temps une récession inattendue ! En raison de la surabondance des offres de quotas d'émission, le prix du CO2 est tombé à 6 euros la tonne, sans parler des déboires en matière de fraude à la TVA.

À tout prendre, je préférerais que le débat sur le prix de l'énergie soit le plus démocratique possible et que nous fassions preuve d'un certain volontarisme pour le prix du CO2. Cela étant, est-ce politiquement acceptable ? Une telle option ne viendrait-elle pas ruiner la compétitivité ? La question doit être envisagée sur le long terme et le problème ne sera pas réglé d'un seul coup de baguette magique.

M. Ladislas Poniatowski, président. - La parole est à M. Ronan Dantec.

M. Ronan Dantec. - Le marché spot a sa logique. Globalement, les capacités de production et de consommation s'équilibrent, puis le marché ajuste.

Néanmoins, vous l'avez souligné, nous allons vers un déséquilibre énorme en matière de puissance installée. En raison de la marche forcée vers le renouvelable en Allemagne ou au Royaume-Uni - les investissements annoncés d'ici à 2020 sont de l'ordre de 250 milliards d'euros -, de plus en plus d'éolien amorti va arriver sur le marché. Comment voyez-vous l'évolution du marché ?

Globalement, les prix, qui n'ont pas trop évolué ces dernières années - ils oscillent entre 40 euros et 50 euros -, vont se maintenir, mais les périodes de prix négatifs n'augmenteront-elles pas considérablement ? Cela n'aura-t-il pas des conséquences pour la France, qui est surtout un producteur de base ? N'allons-nous pas nous retrouver de plus en plus souvent avec de l'électricité sur les bras ? Devons-nous nous attendre à une forte variabilité des prix sur le marché spot, notamment à des hausses importantes quand il n'y a pas de vent ni de soleil ?

Vous devez forcément avoir une idée sur la question...

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Il est toujours difficile d'anticiper l'évolution des prix. Notre métier à nous est seulement d'organiser le vote. Qu'est-ce qui sortira des urnes ? C'est très difficile à dire ! En tout cas, ce n'est pas notre métier. Néanmoins, et à titre personnel, j'accepte bien volontiers de me prêter à l'exercice.

Selon moi, le problème est le manque d'harmonisation et l'absence de politique européenne en matière de mix énergétique. Chaque pays y va de son bouquet 20-20-20, pour simplifier, à coups de subventions très lourdes. Il faut ensuite absorber tout cela. Il serait tout de même bien, à un moment donné, d'avoir un peu de cohérence et une politique énergétique européenne qui tienne compte des atouts des uns et des autres et qui ne duplique pas nécessairement l'éolien ou le solaire sur tous les territoires, qu'il y ait du vent ou pas, qu'il y ait du soleil ou non !

En ce qui concerne le secteur de l'énergie, comme dans beaucoup d'autres domaines en Europe, nous nous trouvons aujourd'hui au milieu du gué. Nous assistons à l'émergence d'une très forte volonté d'intégrer le marché, de mettre en place un marché intérieur puissant, générateur de prix incontestables, mais, dans le même temps, en périphérie, on continue à mener des politiques de subventions en faveur d'un certain nombre d'outils de production.

Toutes choses égales par ailleurs, si l'on considère que la consommation n'augmentera pas, parce que nous sommes dans un cycle économique difficile, l'avalanche de ces nouvelles capacités pèsera nécessairement sur les prix.

M. Ronan Dantec. - Nous orientons-nous plutôt vers une baisse tendancielle du prix spot ou vers une baisse moyenne, mais avec une variabilité extrêmement importante ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Non, il n'y aura pas de forte variabilité. Plus les marchés seront couplés, plus les tarifs seront amortis.

M. Ronan Dantec. - Donc, vous pensez qu'il y aura une tendance à la baisse du prix spot ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Tout à fait, mais peut-être s'agit-il d'un voeu pieux ?

M. Ronan Dantec. - Non, c'est également la prévision que j'ai pu lire par ailleurs.

Mme Mireille Schurch. - Je souhaite rebondir sur la question posée.

De 2001 à 2011, soit en dix ans, le prix spot pour les consommateurs est passé de 38 euros à 48 euros, soit une hausse de 25 %. Jugez-vous cette augmentation importante ou la trouvez-vous raisonnable ?

En parallèle, les actionnaires ont-ils bénéficié d'avantages importants au cours de la même période ? Jusqu'à présent, nous avons parlé du consommateur. Quid des actionnaires ?

Par ailleurs, ma question rejoint celle de mon collègue : quelle visibilité avez-vous en ce qui concerne l'évolution des prix ?

Pour ma part, je ne trouve pas qu'une hausse de 25 % en dix ans soit anodine.

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Cette augmentation est le résultat de la confrontation entre l'offre et la demande. Elle s'explique par une hausse significative de la consommation, par des besoins de pointe plus importants, par le recours à des centrales marginales dont le coût de production est indexé sur le prix du pétrole ou du charbon. La qualité de la formation de ces prix ne m'inspire aucune défiance, car elle est le fruit du jeu « démocratique » - c'est le mot qui me paraît convenir - entre l'offre et la demande. À partir du moment où vous avez un grand nombre d' « électeurs » qualifiés, informés, il faut croire en la qualité de ces prix.

La tension entre l'offre et une demande, toujours croissante, s'est atténuée au cours des derniers mois ou des deux dernières années puisque nous nous trouvons maintenant dans un cycle de croissance beaucoup plus modeste. Par ailleurs, nous disposons de plus d'outils de production dans le renouvelable, ce qui a permis d'amortir le retrait de sept centrales nucléaires allemandes.

La prospective n'est pas mon métier, mais je veux bien essayer d'anticiper. Je l'ai dit à M. Dantec, la tendance, selon moi, toutes choses égales par ailleurs, sera plutôt de contenir les prix de l'électricité.

Quant aux actionnaires d'EPEX SPOT, ils ne font pas leur miel des résultats de la bourse. Nous sommes une toute petite entreprise. Certes, elle a pris de la valeur, et je m'en réjouis, mais au regard de la puissance économique d'un EDF, d'un Enel ou d'un Total, c'est une goutte d'eau, même pas dans un vase, dans un océan !

Notre motivation de départ n'est pas le profit, elle est d'aider à mettre en place un outil qui serve l'intérêt collectif.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Je poserai trois questions.

Premièrement, vous avez évoqué les fraudes à la TVA. Pouvez-vous nous expliquer en quelques mots comment les fraudeurs opèrent ?

Deuxièmement, comment se fait au quotidien la gestion du prix ? De la veille pour le lendemain, et pour telle ou telle tranche horaire, les producteurs vous annoncent un prix de vente, des acheteurs vous proposent un prix d'achat et vos logiciels font la balance entre l'offre et la demande ? Pouvez-vous, en quelques mots, nous expliquer le processus ?

Troisièmement, quels moyens de production fixent les prix ? S'agit-il du thermique, de l'éolien ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - En ce qui concerne la fraude à la TVA, jusqu'à présent, la taxe était captée par le vendeur dans le cadre de sociétés fictives créées à seule fin d'organiser la fraude. Le principe est d'encaisser la TVA et de ne jamais la reverser à l'État français.

Grâce à la mise en place du reverse charge, c'est maintenant l'acheteur qui s'acquitte de la TVA, ce qui résout le problème en France pour le CO2, ainsi que plus récemment pour l'électricité et le gaz. Mais ça ne résout pas le problème en Slovaquie ou ailleurs. Comme nous opérons sur des marchés de plus en plus intégrés et connectés, il faut être très vigilant. Il serait utile de mettre en place au niveau européen le reverse charge instauré en France, d'autant que les sommes dilapidées sont importantes.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Ce sont des pirates ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Des escrocs absolus ! C'est du grand banditisme, ce sont des mafias importantes !

En ce qui concerne votre deuxième question, nous procédons au niveau du marché day-ahead par l'interpolation linéaire de deux courbes agrégées d'offres et de demandes. Chacun de nos membres envoie un carnet d'ordre pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain avec des quantités et des prix correspondant à la rationalité économique de son activité. Cette grille très précise forme une courbe agrégée d'offres et de demandes pour chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain. Par interpolation linéaire, on obtient un prix et un volume d'équilibre pour un instant donné.

M. Jean Desessard, rapporteur. - Quand le prix et le volume d'équilibre est atteint, la production de ceux qui vendent au bon prix est achetée ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Exactement !

Quant à votre dernière question, je crains de ne pouvoir y répondre précisément, car je n'ai pas les statistiques en tête.

M. Jean-Pierre Vial. - Vous avez évoqué l'approvisionnement en période de pointe en provenance de l'Allemagne. Pouvez-vous nous dire quelle est la part dans cette production du fossile, de l'éolien et des énergies renouvelables ?

M. Jean-François Conil-Lacoste. - Je ne peux pas répondre à cette question pour l'instant. Quand le mécanisme de garantie d'origine sera mis en place, il sera alors possible de connaître l'origine de l'énergie produite. Dans l'immédiat, il s'agit d'un pot commun : nous avons affaire à un mégawatt-heure fongible, neutre, sans identité.

M. Jean-Pierre Vial. - Nous irons chercher l'identité, car elle existe !

M. Ladislas Poniatowski, président. - Monsieur Conil-Lacoste, je vous remercie d'avoir répondu à nos questions.