Intervention de Philippe de Ladoucette

L'année 2016 est, pour la CRE, très particulière. C'est d'abord l'année où elle traite de tous les tarifs de distribution et de transport du gaz et de l'électricité. Ensuite, c'est la première fois que la CRE est chargée de déterminer elle-même l'évolution des tarifs réglementés de vente de l'électricité et les charges de service public de l'énergie, dans le cadre de la réforme de la contribution au service public de l'électricité (CSPE). Enfin, cette année a vu la disparition des tarifs réglementés de vente de l'électricité et du gaz pour les industriels et la plupart des professionnels.

Le 13 juillet dernier, nous avons délibéré sur l'évolution des TRV d'électricité. Cette délibération a conduit à une baisse des tarifs réglementés de l'électricité de 0,5 % qui sera appliquée dès le 1er août prochain, à la suite d'une décision du Gouvernement qui, sans attendre les trois mois dont il dispose, a souhaité appliquer cette baisse immédiatement. Cette proposition passe d'ailleurs demain devant le Conseil supérieur de l'énergie. Le même jour, nous avons délibéré sur les charges de service public de l'énergie, délibération que nous avons transmises à la ministre chargée de l'énergie. Et c'est le 1er juillet dernier que s'est terminée la période transitoire qui avait succédé à la disparition des TRV d'électricité pour les industriels. La CRE a joué, au cours de cette période, un rôle significatif de facilitateur afin de réussir le basculement dans l'offre de marché.

Ces tarifs bénéficient, en métropole, aux clients de puissance souscrite inférieure à 36 kilovoltampères et, dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, à l'ensemble des consommateurs. En métropole, ils sont déterminés par empilement des coûts, ce qui leur permet d'être contestables, c'est-à-dire concurrencés par des fournisseurs alternatifs. La baisse de 0,5 % résulte essentiellement de la baisse des prix de marché de l'électricité, quand, dans le même temps, le niveau du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) et celui des coûts de commercialisation n'augmentent que modérément. Il est à noter que cette baisse de 0,5 % en moyenne est de 1,5 % pour les clients bleus professionnels, parmi lesquels beaucoup d'artisans, dont on a un peu moins parlé.

Les décisions du Conseil d'État du 15 juin 2016 ont enjoint aux ministres concernés de prendre deux arrêtés rétroactifs, pour la période comprise entre le 1er août et le 31 octobre 2014, d'une part, et pour la période comprise entre le 1er novembre 2014 et le 31 juillet 2015, d'autre part, qui devront permettre le rattrapage du déficit de couverture des coûts au cours de la période tarifaire précédente. En revanche, aucun rattrapage n'a été prévu pour l'année 2012. C'est la raison pour laquelle, pour le bon fonctionnement des marchés, nous avons décidé de rattraper, dans le cadre de l'évolution tarifaire que j'ai évoquée, environ la moitié des sommes dues, c'est-à-dire 200 millions sur 420. Le total amène à une baisse de 0,5 %.

Un mot de l'état de la concurrence et de l'avenir des TRV. Dans le domaine de l'électricité, la situation reste très restreinte en termes concurrentiels puisque, dix ans après l'ouverture des marchés à la concurrence, 88 % des clients sont encore aux tarifs réglementés chez EDF. On observe depuis un an une timide progression de la part de marché des fournisseurs alternatifs, de l'ordre de 2 %, et 2016 devrait voir apparaître de nouveaux fournisseurs, certains de petite taille, d'autres étant de très grosses entreprises s'intéressant à l'électricité. Ainsi Total a-t-il racheté Lampiris pour devenir un acteur non seulement du gaz, mais également sur le marché de l'électricité.

J'aimerais attirer votre attention sur un point juridique relatif aux tarifs réglementés du gaz. La Cour de justice de l'Union européenne (CJUE) a été saisie par le Conseil d'État d'une question préjudicielle sur la compatibilité de ces tarifs avec les règles du marché intérieur européen. Elle n'a pas encore rendu sa décision, mais les conclusions de l'avocat général sont négatives. Il est donc relativement probable que la Cour prenne, elle aussi, une décision négative, ce qui conduira probablement le Conseil d'État à demander, dans la foulée, la disparition des TRV de gaz. Cette décision, que l'on considère comme pratiquement acquise, n'aura pas d'effet traumatisant pour les consommateurs puisqu'une grande partie d'entre eux sont déjà passés aux tarifs de marché s'agissant du gaz, ce qui leur a permis de réaliser des économies de l'ordre de 10 à 15 %. En revanche, se posera certainement dans les années à venir la question des tarifs réglementés de l'électricité puisque certains opérateurs souhaiteraient déjà une concomitance entre la disparition des tarifs réglementés du gaz et de ceux de l'électricité.

J'en viens à la CSPE. La loi de finances rectificative pour 2015 du 29 décembre 2015 a introduit une réforme du financement des charges de service public portant, d'une part, sur la budgétisation des charges de service public de l'électricité et du gaz, regroupées et désormais dénommées charges de service public de l'énergie et, d'autre part, sur leur financement par les taxes intérieures sur la consommation finale d'énergie, et la suppression des contributions spécifiques antérieures – la CSPE-électricité devenue CSPE-énergie, la contribution au tarif spécial de solidarité (CTSS) et la contribution biométhane. Dans le cadre de cette réforme, la CRE n'intervient plus dans les opérations de recouvrement – qui relèvent désormais de la direction des douanes – et de compensation des opérateurs. Elle conserve toutefois la mission d'évaluer les charges qui vous seront ensuite présentées en loi de finances.

Le montant prévisionnel des charges de service public de l'énergie pour 2017 s'élève à 8 milliards d'euros, en hausse de 19 % par rapport au montant constaté des charges de 2015. Cette hausse de près de 1,3 milliard d'euros s'explique par l'effet conjugué, d'une part, du développement des filières de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, accentué par la baisse des prix sur les marché de gros de l'électricité – à hauteur de 1,4 milliard d'euros dont 0,4 milliard lié à la baisse des prix de marché – et, d'autre part, de la diminution des surcoûts liés à la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées, pour un montant de moins 200 millions d'euros. Le soutien aux énergies renouvelables en métropole continentale représente 67 % de ce montant, soit 5,3 milliards, dont 35 % pour le photovoltaïque et 19 % pour l'éolien. La péréquation tarifaire représente 21 % de ce montant, le soutien à la cogénération, 5 %, et les dispositifs sociaux, 5 % également, c'est-à-dire 500 millions d'euros. Le montant total des charges de service public de l'énergie à réellement compenser en 2017 s'élève à 9,7 milliards d'euros, ce qui inclut notamment l'échéancier de remboursement, intérêts inclus, du déficit de compensation d'EDF, qui s'élevait à 5,9 milliards d'euros au 31 décembre 2015.

Madame la présidente, vous avez évoqué la sortie de l'offre transitoire. Comme vous le savez, le 31 décembre dernier, les TRV ont disparu pour l'ensemble des consommateurs industriels et pour une grande partie des professionnels. Une période transitoire de six mois, courant jusqu'au 30 juin 2016, avait toutefois été prévue par le législateur pour accompagner cette disparition. L'ordonnance du 10 février 2016 est venue compléter ces dispositions au-delà de cette échéance, en confiant à la CRE le soin de désigner par appel d'offres un ou des fournisseurs chargés d'assurer la continuité de fourniture des clients qui seraient toujours en offre transitoire au 1er juillet 2016. L'objectif de cette ordonnance était double : éviter de couper l'approvisionnement à plusieurs milliers de clients, tout en veillant à ce qu'ils ne demeurent pas systématiquement chez leur fournisseur historique. En électricité, six fournisseurs ont remporté des lots : Hydroption, Uniper, Direct Energie, Énergies Libres, EDF et Engie. En gaz naturel, six fournisseurs également – Électricité de Strasbourg, Direct Energie, Engie, ENI et Gaz de Bordeaux – ont remporté les lots sur le territoire de GRDF.

Vous avez soulevé le problème des fichiers ; il est incontestable. Globalement, la procédure s'est déroulée dans des conditions convenables. Dans une autre enceinte, j'ai eu l'occasion de dire que cela aurait pu être pire. Cela n'a donc pas été parfait mais je ne vois guère comment on aurait pu mieux faire. Il n'y avait pas de solution idéale. Nous avons fait ce que nous avons pu, compte tenu de la façon dont les choses se présentaient. On peut regretter, alors que la disparition des tarifs réglementés de l'électricité était prévue depuis la loi portant nouvelle organisation du marché de l'électricité (Nome) de 2010, qu'on ne s'y soit pas pris à l'avance pour la préparer et s'assurer que les fichiers transmis par les opérateurs historiques – EDF et Engie – étaient de bonne qualité. En effet, beaucoup de fournisseurs alternatifs se sont plaints d'avoir eu du mal à joindre les clients. La CRE lancera un nouvel appel d'offres au mois de novembre prochain pour essayer de régler l'ensemble de ces questions. Mais, encore une fois, cela ne s'est pas trop mal passé au regard de ce à quoi l'on s'attendait et compte tenu du nombre de sites concernés.

J'en viens à présent aux tarifs de réseau et en particulier au TURPE, dont la préparation constitue une part importante de notre activité.

S'agissant du transport, RTE exploite plus de 100 000 kilomètres de lignes à très haute tension, emploie environ 8 500 salariés et réalise un chiffre d'affaires annuel supérieur à 4 milliards d'euros. Dans la distribution, Enedis représente 96 % du réseau national et emploie 38 000 salariés ; son chiffre d'affaires annuel est d'environ 13 milliards d'euros.

J'ouvre une petite parenthèse puisque vous m'avez interrogé sur le changement de nom d'ERDF. Depuis la création de cette entreprise en 2008, la CRE a toujours dit que son nom prêtait à confusion avec celui d'EDF. À mesure que le temps a passé, des interrogations se sont fait entendre de la part de plusieurs acteurs. La Commission européenne a même envoyé une lettre au Gouvernement à ce sujet. UFC-Que Choisir s'en est aussi émue et a saisi directement le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS). Dans un premier temps, nous avons demandé à ERDF de faire des propositions d'évolution. Nous avons constaté que le distributeur avait effectivement fourni un effort en la matière mais que la confusion demeurait possible. J'ai donc saisi à mon tour le CoRDiS, puisque c'est ma responsabilité en tant que président de la CRE. Après enquête, cette instance, composée de deux membres de la Cour de cassation et de deux membres du Conseil d'État, a demandé à ERDF de changer de nom avant d'entamer une procédure qui aurait éventuellement pu conduire à des sanctions. Tout bien considéré, l'entreprise a proposé le nom d'Enedis – qui, d'ailleurs, avait été déposé en 2007 déjà. J'avais exprimé à l'époque, lors d'une audition devant nous du président d'EDF, M. Pierre Gadoneix, mon espoir que ce nom soit transitoire. Il m'avait répondu que oui – parfois, le transitoire dure longtemps.

J'aborde à présent le problème du TURPE.

Ce tarif intéresse tout le monde, car il représente tout de même quelque 40 % de la facture d'un utilisateur domestique et environ 20 % de celle d'un utilisateur industriel. Est actuellement en vigueur le TURPE 4, depuis août 2013 pour le transport et depuis janvier 2014 pour la distribution. Le nouveau TURPE 5 entrera en vigueur à l'été 2017 de façon coordonnée pour le transport et la distribution. Il s'appliquera pour environ quatre ans, soit jusqu'à l'été 2021.

La CRE a la responsabilité de définir le TURPE. Le ministre chargé de l'énergie peut lui communiquer des orientations de politique énergétique, qu'elle doit prendre en compte dans ses décisions. Le travail d'élaboration du TURPE est extrêmement long ; il demande environ deux ans avant l'entrée en vigueur du tarif. La CRE procède à de larges concertations – elle a ainsi organisé trois consultations publiques en tout pour le TURPE 5 – et réunit beaucoup de tables rondes.

Le principal enjeu du prochain TURPE est la prise en compte des conséquences de la transition énergétique. Le modèle électrique français historiquement centralisé fait face, depuis quelques années, à des évolutions des modes de production et de consommation. Citons tout d'abord l'augmentation de la production à partir de sources d'énergie renouvelable : 350 000 installations de production sont aujourd'hui raccordées au réseau d'Enedis, représentant 20 gigawatts de capacité. Soulignons ensuite la faible croissance de la demande : depuis cinq ans, la consommation française stagne et, pour la première fois, RTE prévoit, dans son bilan prévisionnel 2016, une baisse de 1,5 % de la consommation française à l'horizon 2021. La pointe de consommation, qui demeure très marquée, est estimée par RTE à 100 000 mégawatts (MW) en 2020 contre 102 000 MW lors de la pointe de 2002. Notons, par ailleurs, la mise en place de nouveaux mécanismes de flexibilité tels que les boîtiers d'effacement et le stockage décentralisé. Enfin, on s'attend à un développement de l'autoproduction : celle-ci reste pour l'instant à un niveau très faible dans notre pays, mais elle devrait décoller dans les prochaines années. Toutes ces évolutions doivent être prises en compte dans le TURPE.

À ces évolutions s'ajoute un autre changement majeur : la révolution des données due, comme partout ailleurs dans l'économie, au développement des technologies de l'information qui transforment complètement l'activité des gestionnaires de réseau et offrent des perspectives de gains considérables d'efficacité et de qualité de service.

J'évoquerai à ce moment précis le compteur Linky, projet que la CRE a porté pendant de longues années et qui fait l'objet de nombreux débats, en particulier sur les réseaux sociaux. Un certain nombre de maires se sont émus des conséquences que pouvait avoir Linky sur la vie privée et sur les ondes. Un rapport consacré à ce dernier aspect devrait avoir apporté des éléments de nature à rassurer. Cela dit, il n'est pas anormal que ce type d'outil suscite des interrogations – c'est le cas partout dans le monde, et notamment aux États-Unis. Le tout est d'expliquer les choses encore et encore, car Linky est un très beau projet industriel pour la France, qui permettra de faire face à la transformation du système électrique français.

Le TURPE devra donc s'adapter à toutes ces évolutions, en tenant compte de deux éléments fondamentaux : la péréquation nationale et la non-discrimination.

Abordant les principales évolutions envisagées par la CRE pour le prochain TURPE, j'en viens au rapport que nous avons remis au Parlement concernant la prise en compte de la loi relative à la transition énergétique. L'une des principales préoccupations concerne le renforcement de l'horosaisonnalité, c'est-à-dire la différenciation du prix en fonction du moment où l'électricité est consommée. On recense deux évolutions principales.

La première consiste en l'introduction d'options tarifaires à quatre périodes temporelles en basse tension, c'est-à-dire pour le marché de masse. Il s'agit de superposer au signal heures pleines-heures creuses existant un nouveau signal hiver-été. Il y aura donc désormais quatre périodes : hiver heures pleines, hiver heures creuses, été heures pleines, été heures creuses. Cette fonctionnalité, permise par Linky, est essentielle pour maîtriser les coûts de réseau à moyen et long terme. Il s'agit d'une option au choix de l'utilisateur ou de son fournisseur, qui sera progressivement ouverte au fur et à mesure du déploiement de Linky.

Le deuxième élément important consiste en l'introduction d'une option à pointe mobile en haute tension A (HTA), qui concerne environ 100 000 clients. Le bon synchronisme entre la pointe de consommation nationale et les heures critiques pour le réseau HTA permettra à un tel signal de contribuer à diminuer les besoins d'investissement sur les réseaux, même si les simulations d'Enedis montrent que les gains sont encore limités. Nous avons d'ailleurs décidé, contrairement à la pratique habituelle, de modifier le TURPE 4 en cours de route pour introduire cette option à pointe mobile dès le 1er janvier 2017.

En revanche, la CRE a choisi de ne pas introduire d'option à pointe mobile pour la basse tension. Il s'agit d'une question éminemment complexe, car, en basse tension, les pics de consommation sont locaux. Si la pointe mobile repose sur un signal national, on risque, du fait des reports de consommation, d'aggraver la pointe réelle et donc d'augmenter les coûts de réseau. Pour l'instant, ni Enedis, ni les fournisseurs ne sont prêts à gérer une pointe mobile sur la base de signaux locaux. Par ailleurs, l'introduction de l'option à quatre périodes temporelles constitue déjà une évolution significative permettant de mieux refléter les coûts de réseau et de renforcer l'horosaisonnalité.

Nous poursuivrons nos réflexions sur cette question avec l'ensemble des acteurs dans les mois et années à venir. Ayant aujourd'hui devant nous des évolutions certaines mais dont on ne voit pas encore totalement la réalité dans les chiffres, nous avons prévu, à la demande des opérateurs gestionnaires de réseau – transporteur et distributeur – une clause de rendez-vous à deux ans : pour une fois, nous prévoyons à l'avance l'établissement d'un bilan dans deux ans, afin de pouvoir faire évoluer le TURPE si nécessaire.

J'évoquerai, enfin, les interconnexions électriques et gazières. Comme nous l'indiquons dans notre rapport, la France est bien interconnectée avec les pays voisins. Nous avons fait, au cours des dix dernières années, énormément d'efforts, à la fois pour optimiser l'existant et pour créer quelques nouvelles liaisons. Par ailleurs, nous veillons attentivement à ne décider la réalisation de certains projets – tels que Medgaz et de nouvelles interconnexions avec l'Espagne via le Golfe de Gascogne – non parce qu'on estime qu'il est bon d'assurer des interconnexions, mais parce qu'ils correspondent à une réalité économique. Il importe que les choix soient opérés en toute connaissance de cause, s'agissant de projets représentant plusieurs milliards d'euros et impliquant des travaux très importants. Nous souhaitons que soient produites des études présentant un bilan coûtefficacité réelle pour que les décisions soient prises certes en fonction des intérêts économiques de l'ensemble de l'Europe, mais pas au détriment des consommateurs français. J'ai eu l'occasion d'expliquer directement à M. Dominique Ristori, directeur général de l'énergie à la Commission européenne, notre position qui, contrairement à ce que certains pourraient penser, n'est pas du tout anti-européenne. Depuis dix ans, nous avons probablement été l'un des régulateurs les plus pro-européens. Mais, à un moment donné, il faut établir le bilan de ce qui a été fait afin de ne pas se lancer à corps perdu dans des opérations sans les avoir analysées.

Enfin, j'ai souvent eu l'occasion, devant vous et dans d'autres instances, de me plaindre du manque de moyens alloués à la CRE pour assurer des missions qui n'ont cessé de croître au cours des cinq ou six dernières années, à la suite de directives européennes ou de décisions prises par vous-mêmes ou sur proposition du Gouvernement. Cela est particulièrement vrai depuis la loi relative à la transition énergétique. Je suis donc très heureux de pouvoir vous dire que ces difficultés sont en voie de résolution grâce à l'action extrêmement résolue de Mme Ségolène Royal qui a décidé d'augmenter nos ressources en emplois de manière sensible. Cet effort particulier n'a jamais été réalisé au cours des seize années passées. Nous aurions gagné un peu de temps s'il avait été fait avant.