Intervention de Gérard Lefranc

Je vais m'exprimer au nom des quatre fédérations représentant les entreprises locales de distribution (ELD) : l'Association nationale des régies de services publics et des organismes constitués par les collectivités locales (ANROC), la Fédération nationale des sociétés d'intérêt collectif agricole d'électricité (FNSICAE), le Syndicat professionnel des entreprises locales d'énergie (ELE) et l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG). En effet, par-delà notre diversité, nous travaillons de concert et avons préparé ensemble cette audition.

L'opérateur national masque souvent les entreprises locales de distribution, qui sont toutes des TPE ou PME et se caractérisent, au-delà de leurs missions communes, par la diversité de leurs structures juridiques et de leurs tailles. Elles sont au nombre de cent cinquante et alimentent chacune de 100 à 500 000 clients, sur les 37 millions de clients nationaux, pour un volume desservi de l'ordre de 5 % de la consommation intérieure nationale, soit 25 térawattheures, distribués à 3,8 millions d'habitants, répartis dans 2 800 communes. Les ELD sont présentes sur l'ensemble du territoire national, avec des zones de forte concentration, comme l'Alsace, la Picardie, une région où la distribution d'électricité s'est développée en s'appuyant sur le monde agricole, les départements des Deux-Sèvres et de la Vienne et les zones de montagne, où l'électricité s'est naturellement substituée à la force hydraulique, entraînant la création de nombreuses régies de production et de distribution d'électricité.

Nos entreprises relèvent de statuts juridiques très divers : régies directes ou autonomes, services municipaux d'électricité, sociétés d'économie mixte locales, sociétés d'intérêt collectif agricoles d'électricité, voire coopératives ou sociétés anonymes.

Au-delà de leur mission régalienne traditionnelle de distribution d'électricité, qui implique l'exploitation des réseaux et la fourniture d'électricité aux tarifs réglementés de vente, les ELD ont, avec la fin du monopole, diversifié leurs activités au cours des dernières décennies, se tournant vers la production d'électricité – hydroélectricité et énergies renouvelables –, la gestion de l'éclairage public au bénéfice des collectivités, les réseaux de chaleur et les réseaux de télécommunication, l'eau ou encore la fibre optique.

Dans le respect des principes d'« étanchéité » entre les activités de commercialisation et les activités de réseau et du principe de séparation juridique imposée à certaines d'entre elles, l'intégration verticale de la chaîne de valeur de l'électricité et du gaz leur confère un rôle d'énergéticien local.

Aux termes de la loi de 1946, toujours en vigueur, les ELD assurent, dans leur zone de desserte exclusive, une double mission de service public : elles sont, d'une part, gestionnaires de réseau de distribution – ce qui signifie dans certains cas, par exemple à Strasbourg ou à Metz, qu'elles gèrent des réseaux de 63 000 volts et de 125 000 volts, qui ailleurs relèvent normalement de Réseau de transport d'électricité (RTE) ; d'autre part, elles assurent la fourniture d'électricité aux tarifs réglementés de vente. Ces missions sont assurées soit dans le cadre de contrats de concession, soit dans le cadre de règlements de service, lorsque l'ELD dépend directement d'une collectivité locale.

Sans vouloir dresser une liste exhaustive des missions confiées par la loi et le code de l'énergie aux ELD, il faut rappeler certaines obligations attachées à ce rôle de délégataire des collectivités locales. En tant que gestionnaires du réseau de distribution, les ELD sont chargées du raccordement des différentes catégories d'utilisateurs – consommateurs ou producteurs – mais également de l'exploitation, de l'entretien et du développement du réseau. Concernant ce dernier point, je tiens à souligner, puisque vous avez évoqué le rôle du FACÉ, qui est l'une des sources de financement du réseau, la particularité du régime concessif français, qui donne à l'autorité organisatrice le droit de procéder au développement du réseau.

En tant que fournisseurs aux tarifs réglementés de vente, les ELD ont l'obligation d'accorder un abonnement à quiconque leur en adresse la demande, mais elles ne peuvent prendre l'initiative de résilier un contrat. Ainsi, une ELD – ou EDF, qui est soumise aux mêmes obligations – ne peut refuser un abonnement à un squatter qui ne dispose d'aucun titre de propriété. Cette obligation confère aux ELD un rôle de « fournisseur de secours » pour les clients résidentiels. Elle n'est pas sans effet sur les coûts de gestion commerciale. Contrairement aux fournisseurs nouveaux entrants dans le dispositif, les ELD ne peuvent en aucun cas choisir leurs clients en fonction de leurs qualités de payeur ou du niveau de rentabilité qui en est attendu.

Les ELD étant pour la plupart centenaires et toutes issues des collectivités locales. Elles pratiquent une gestion de la précarité au plus près des clients confrontés à des difficultés, grâce aux relations étroites et anciennes entretenues avec les différents services sociaux des départements ou les centres communaux d'action sociale (CCAS). Toutes financent le Fonds de solidarité pour le logement.

Les ELD sont par ailleurs obligées d'acheter de l'électricité produite à partir des énergies renouvelables. Si la contribution au service public de l'électricité (CSPE) vient compenser certaines des charges liées à cette obligation, les surcoûts liés à la gestion administrative ne sont en revanche guère pris en compte. Or ces coûts sont relativement importants dès lors que l'on a affaire à de petits producteurs dont la puissance n'excède pas deux ou trois kilowatts, et c'est grâce à leurs activités commerciales que les ELD peuvent les financer.

Il est donc abusif d'argumenter sur la contestabilité des tarifs réglementés de vente, si ces différentes obligations ne sont pas prises en compte : les missions d'un opérateur de service public sont plus étendues que celles d'un fournisseur de marché. Elles ont un coût et peuvent justifier une différence de tarif commercial.

Les ELD emploient environ 5 000 salariés – 1 000 pour la plus grosse d'entre elles –, effectif à rapprocher des 140 000 salariés de la branche des industries électriques et gazières (IEG), hors fournisseurs et producteurs nouveaux entrants. Ces salariés relèvent, depuis la loi du 22 avril 1946, du statut national du personnel des industries électriques et gazières, au même titre que les personnels d'EDF et GDF-Suez. Cela s'est notamment traduit ces dernières années par d'importantes évolutions sociales, au premier rang desquelles la réforme des régimes spéciaux de retraite, qui a obligé nos entreprises à financer sur leurs ressources propres les soultes liées à l'adossement du régime des IEG à la Caisse nationale d'assurance vieillesse des travailleurs salariés (CNAVTS) et aux régimes complémentaires que sont l'Association pour le régime de retraite complémentaire des salariés (ARRCO) et l'Association générale des institutions de retraite des cadres (AGIRC). Nous sommes un régime vertueux, puisque nous externalisons et provisionnons les charges à venir correspondant aux retraites de nos agents.

Toujours au titre de ce statut, les ELD financent, en tant qu'employeurs et au même titre qu'EDF et GDF Suez, la Caisse centrale d'activités sociales de l'énergie (CCAS), à hauteur de 1 % de leur marge brute, ce qui correspond à un niveau de financement sans commune mesure avec le droit commun appliqué à la majorité des fournisseurs alternatifs, c'est à dire des nouveaux entrants sur le marché : ils ne relèvent pas du statut des industries électriques et gazières mais de la convention collective du négoce.

Les ELD tiennent ici à réaffirmer leur attachement à la péréquation tarifaire nationale, socle du système électrique français. En effet, elles s'inscrivent pleinement dans l'organisation du système électrique actuel, tout en soulignant la réglementation très forte à laquelle sont soumis les opérateurs du secteur : dix lois en dix ans, et des centaines d'arrêtés et de décrets ! Leur mise en oeuvre s'est traduite pour nos entreprises par des coûts supplémentaires. Ces coûts doivent évidemment être pris en compte dès lors qu'on se penche, comme le fait votre commission d'enquête, sur les tarifs de l'électricité.

Les ELD sont en symbiose avec leur environnement, au niveau territorial comme au niveau national. Elles travaillent avec ERDF et EDF et sont présentes dans un certain nombre d'organismes, comme le Conseil supérieur de l'énergie.

Elles ne peuvent fonctionner que dans une logique de couverture des coûts des missions qui leurs sont confiées, à savoir les coûts d'exploitation du réseau d'une part et les coûts de commercialisation de l'électricité d'autre part.

Je souligne enfin que les excédents dégagés sont réinvestis localement, ce qui fait des ELD des acteurs de l'économie locale qui travaillent avec les entrepreneurs du bâtiment et des travaux publics et les fournisseurs locaux et en employant, autant que faire se peut, de la main d'oeuvre locale.

J'en viens à la question de la facturation. Ce qui compte, pour le client final, c'est sa facture annuelle d'électricité. Cette facture se compose de deux éléments : le volume consommé et le prix unitaire du kilowattheure. En ce qui concerne les volumes d'électricité consommés, les ELD ont une longue tradition de conseil à leurs clients en matière d'optimisation tarifaire, afin d'éviter les fausses recettes, c'est-à-dire les tarifs mal adaptés, mais également en matière de maîtrise de la dépense d'énergie. Sur ce dernier point, nous intervenons, souvent en partenariat avec les collectivités, pour diffuser la pratique des « éco-gestes » ou accompagner les associations ou les bailleurs sociaux dans l'information des usagers. Nous menons enfin des actions visant à accroître l'efficacité énergétique des bâtiments privés et publics.

Une analyse globale des tarifs de l'électricité doit intégrer l'existence de ces actions, qui génèrent des charges pour les opérateurs, mais également des gains pour les consommateurs. Étroitement liées à la fourniture d'électricité aux tarifs réglementés de vente, elles contribuent à la satisfaction des clients comme des autorités organisatrices de la distribution d'électricité, chargées de promouvoir l'efficacité énergétique.

En ce qui concerne les prix, ils intègrent une part importante de taxes, lesquelles pesaient en 2013 pour près d'un tiers de la facture d'électricité d'un client final résidentiel, avec cette particularité que la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) s'applique sur les taxes acquittées par les consommateurs, tout comme la contribution sociale de solidarité des sociétés (C3S) acquittée par les opérateurs.

Les charges de service public de l'électricité pèsent annuellement pour près de 6 milliards d'euros : les hausses récentes de prix supportées par le client final sont pour l'essentiel dues à l'augmentation de la CSPE, passée de 4,5 euros par mégawattheure en 2010 à 16,5 euros aujourd'hui, avant d'atteindre sans doute 19,5 euros le 1er janvier 2015, ce qui s'est traduit par une hausse de 15 % de la facture des consommateurs, soit plus de la moitié de la hausse globale intervenue depuis 2010. Nous regrettons évidemment qu'il ne soit guère fait état de ce poids de la CSPE dans les médias lorsqu'il est question de hausses tarifaires qui n'ont en réalité aucun impact sur le compte de résultat des ELD. La CRE évalue à 60 % l'augmentation de la CSPE dans les quatre ans à venir, ce qui se traduira encore par une hausse de 10 % de la facture des consommateurs. En comparaison, les autres taxes pèsent pour une part beaucoup moins importante : 2 euros par mégawattheure pour la contribution tarifaire d'acheminement (CTA), qui sert à financer les retraites, et 4 ou 5 euros pour les taxes locales. L'analyse des coûts publiée par la CRE dans son observatoire des marchés de détail et dans son rapport du 15 octobre 2014 sur les tarifs réglementés de vente met en exergue le fait que la part production-commercialisation représente moins de 40 % de la facture du client final, dont 6 % environ de coûts commerciaux. Il est difficile, dans ces conditions, de disposer de leviers efficaces pour faire baisser la facture du client final.

L'ouverture des marchés de l'énergie conduit depuis plusieurs années à une extrême instabilité tarifaire, situation nouvelle liée, d'une part, à la volonté des nouveaux opérateurs de remettre en cause les tarifs réglementés de vente et, d'autre part, aux nombreuses évolutions de la réglementation mais aussi à la multiplication des annulations de tarifs par les instances juridictionnelles saisies. Souvent tardives, ces annulations finissent par porter préjudice aux opérateurs historiques en écornant la crédibilité des tarifs réglementés de vente ; les clients n'étant jamais assurés que leur facture ne sera pas, au final, remise en cause, et ce d'autant plus que les factures qui intègrent des mouvements de régularisation, des prix moyens, des taux intermédiaires de CSPE, sont devenues illisibles. Il y a là un véritable chantier à ouvrir dans le cadre du choc de simplification décidé par le Gouvernement !

J'ajoute enfin que ces annulations ne sont pas sans impact économique sur l'équilibre financier des ELD, qui doivent, pour accomplir les régularisations nécessaires, adapter leurs systèmes d'information et former leurs personnels, ce qui engendre nécessairement des coûts supplémentaires, que n'ont pas à supporter les nouveaux entrants sur le marché.

En dernier lieu, nous souhaitons rappeler qu'une disposition de la directive européenne prévoit l'obligation pour les États membres de mettre en place un service universel dont la finalité est de protéger les consommateurs les plus vulnérables ou les moins aptes à appréhender la complexité d'un marché ouvert à la concurrence. Est-il pertinent, dans cette perspective, d'attaquer systématiquement les arrêtés tarifaires sur des critères de contestabilité du marché ? Peut-on mettre sur le même plan le service universel et les offres proposés par les nouveaux entrants, que nous avons coutume de surnommer fournisseurs low cost ? Les ELD souhaitent que les systèmes « rénovés » qui seront issus de la loi sur la transition énergétique permettent le retour à une stabilité et à une solidité tarifaire, dont dépendent non seulement la crédibilité des opérateurs mais également celle des autorités organisatrices de la distribution d'électricité.

En ce qui concerne la construction tarifaire par empilements des coûts, la multiplication des dispositions légales, vouées à être de nouveau modifiées par la loi sur la transition énergétique, entraîne à nos yeux un risque d'instabilité juridique.

Les tarifs réglementés doivent nécessairement couvrir les coûts des opérateurs. Pour un tarif bleu moyen, ces coûts se décomposent globalement en trois tiers : l'acheminement, la production-commercialisation et les taxes, la part de ces dernières ne cessant, comme nous l'avons indiqué, de croître. Les coûts de commercialisation représentent entre 6% et 8 % du prix livré. Ils sont toutefois très dépendants de la typologie des clients.

À la différence des prix du marché, les tarifs réglementés de vente intègrent le coût des contraintes de service public liées à la qualité de fournisseur « obligé » : l'obligation de contracter sans possibilité de résiliation unilatérale ; la possibilité pour le client de sortir du système à tout moment, ce qui n'est pas sans incidence pour le fournisseur sur les coûts d'approvisionnement, la gestion de la précarité, qui pèsera d'autant plus lourd que la loi sur la transition énergétique prolongera la trêve hivernale. À ces obligations, on peut ajouter des coûts propres aux ELD et liés à leur inscription dans un territoire donné, qui nécessite la présence de personnels sur place et de moyens adaptés au traitement local de la précarité – je pense notamment à la gestion du chèque énergie.

J'appelle votre attention sur le fait que, pour des raisons d'ordre technique ou politique, la grille du tarif bleu recèle de grandes hétérogénéités en matière de couverture des coûts. Cela comporte de graves risques pour les fournisseurs aux tarifs réglementés de vente, dans la mesure où les fournisseurs alternatifs, qui ne sont pas des « enfants de choeur », cibleront forcément les clients les plus rentables. Ils laissent les autres aux fournisseurs historiques. Nous estimons donc que, pour éviter ces effets d'aubaine, la couverture des coûts doit être calculée pour chaque option tarifaire et chaque niveau de puissance de la grille. La couverture des coûts de commercialisation par les tarifs se heurte néanmoins à une difficulté majeure sur un marché où l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) ne couvrirait pas les coûts de production à long terme.

Enfin, la situation actuelle, caractérisée par un prix de marché anormalement bas, présente plusieurs inconvénients majeurs. La non rémunération des producteurs peut d'abord conduire à un arrêt des investissements et, partant, à l'apparition de déséquilibres entre l'offre et la demande – l'exemple californien est, à ce titre édifiant. Un prix de marché trop bas n'incite pas, par ailleurs, les fournisseurs à proposer des économies d'énergie, ni les industriels à investir dans ces économies d'énergies. Enfin, un prix de marché trop bas ne bénéficie pas aux clients particuliers, car ils renchérissent la CSPE.

Pour leur permettre d'assurer, d'une part, l'approvisionnement des clients de leur zone de desserte bénéficiant des tarifs réglementés de vente et, d'autre part, la couverture des pertes d'électricité des réseaux qu'elles exploitent, le législateur a prévu, à l'usage exclusif des ELD un tarif particulier dénommé tarif de cession. Ce tarif administré a été créé en 2005 et s'est substitué à des conditions d'achat datant de 1985. Il convient de rappeler qu'avant l'ouverture du marché de l'énergie, EDF disposait d'un monopole de la vente d'énergie : des opérateurs comme la Compagnie nationale du Rhône (CNR) devaient vendre leur énergie à EDF, qui la revendait ensuite via les tarifs réglementés de vente. À défaut de produire elles-mêmes leur énergie, les ELD devaient donc obligatoirement s'approvisionner auprès d'EDF.

Les ressources dont disposent les ELD résultent donc du différentiel entre les recettes de fourniture aux tarifs réglementés de vente et les achats au tarif de cession, déduction faite des prestations relatives à l'acheminement. Ce différentiel, dénommé marge brute, doit leur permettre de couvrir leurs coûts commerciaux, de permettre l'exercice de leurs missions de service public et de dégager une marge raisonnable.

Nous avons procédé, depuis 2005, à une analyse détaillée de l'évolution des coûts et des marges des ELD, à partir d'un échantillon représentant près de 50 % du volume total distribué chaque année – soit treize térawattheures. Les résultats de cette étude, que nous avons communiqués à la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) comme au régulateur, et que nous tenons à votre disposition, m'incitent à appeler votre attention sur le fait que l'évolution du tarif de cession a conduit depuis trois ans à une stagnation de la marge brute des ELD. Cela est notamment dû au fait que cette évolution n'a pris en compte ni l'augmentation des charges de service public ni celle des coûts commerciaux –pourtant constatés par la CRE pour l'opérateur national – ni même l'inflation. Une modification législative s'avère donc nécessaire pour adapter les modalités de construction du tarif de cession aux nouvelles modalités de construction par empilement des tarifs réglementés de vente, mises en oeuvre le 1er novembre 2014. Il est urgent de s'atteler, en lien avec la CRE, au chantier de construction du futur tarif de cession, dont le démarrage, prévu à l'origine à l'automne 2013, a été plusieurs fois reporté.

Enfin, les ELD doivent disposer, grâce à leurs marges brutes, des ressources nécessaires à l'exercice de leurs missions. Ces entreprises, attachées à la péréquation tarifaire, appliquent des tarifs nationaux qu'elles ne contestent pas, mais il est indispensable de parvenir à un juste équilibre entre tarif de cession et tarifs réglementés de vente.