L'AFIEG, vous l'avez rappelé, regroupe un certain nombre d'acteurs et constitue la principale association en termes de volume de fourniture en France, avec 40 térawattheures par an, soit un tiers des quantités vendues en offre de marché. De plus, nous disposons de capacités de production en France, à hauteur d'environ 4 000 mégawatts. Il faut aussi rappeler que, si certaines entreprises adhérentes sont détenues par des capitaux étrangers, E.ON France, par exemple, est l'héritier de Charbonnages de France.
Une partie des capacités de production concerne le charbon ou des projets tels que celui d'E.ON sur la biomasse, à Gardanne. Certains de nos membres ont également développé des centrales à gaz à cycle combiné gaz (CCGT, pour Combined Cycle Gas Turbine), comme celle d'Alpiq à Blayais. Sauf erreur de ma part, aucun d'entre eux ne dispose de micro-centrale ; en tout état de cause, et à l'instar d'EDF et GDF, nous sommes peu présents dans l'hydraulique.
Le secteur de l'énergie se heurte à un paradoxe : alors que les décisions doivent être prises sur le très long terme, des changements radicaux peuvent intervenir dans des laps de temps très courts. Qui aurait dit, il y a quelques années, que les prix de gros en Europe s'écrouleraient, pour des raisons tenant au développement des énergies renouvelables et à l'exploitation des gaz de schiste aux États-Unis ? La situation a profondément changé par rapport à celle qui prévalait lors de la création de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), puisque les tarifs étaient alors très inférieurs aux prix du marché de gros. Si l'on veut éviter les dysfonctionnements, offrir de nouvelles possibilités aux clients et développer la concurrence, de tels bouleversements appellent des modifications.
La disparition, fin 2015, des tarifs réglementés pour les non-résidentiels permettra sans doute à nos adhérents de développer une clientèle qui, jusqu'à présent, se composait surtout, vous l'avez rappelé, de grandes et moyennes entreprises. À nos yeux, la fixation des tarifs doit obéir à plusieurs principes. Le premier est la distinction entre les réalités économiques, qui doivent prévaloir, et la prise en compte des conséquences sociales d'une augmentation des tarifs. Des mesures comme le chèque énergie, adopté avec le projet de loi de transition énergétique, nous paraissent mieux adaptées qu'une évolution globale des tarifs : l'effort doit se concentrer sur les clients les plus en difficulté. Il convient également de mettre en oeuvre des dispositifs tels que la fourniture en dernier recours ou le service universel.
Afin d'être établie sur des bases objectives, la fixation des prix doit par ailleurs être confiée à un régulateur – en l'occurrence la Commission de régulation de l'énergie (CRE), à qui l'on doit donner tous les moyens pour ce faire –, et non dépendre de circonstances politiques, précisément parce que l'aide aux plus défavorisés relève d'actions politiques ciblées.
L'ARENH a été conçu comme un dispositif provisoire, en attendant que les alternatifs disposent de leurs propres moyens de production d'électricité de base, ce qui passe notamment par des accès aux énergies nucléaire et hydraulique. L'Autorité de la concurrence a appelé à préparer la fin de l'ARENH ; mais ce ne sera possible, justement, qu'en assurant un accès aux moyens de production de base.
N'étant pas la mieux placée pour le faire, l'AFIEG ne se prononce pas sur le prix de l'ARENH. Elle estime néanmoins que le système doit rester incitatif : il ne peut se résumer à la répercussion des coûts une fois ceux-ci identifiés. L'incitation à la productivité entre d'ailleurs dans les missions de plusieurs régulateurs à l'étranger. Aujourd'hui, le prix de l'ARENH équivaut à peu près au prix de gros français, et il est sensiblement supérieur à l'allemand – l'écart ayant même atteint 10 euros en octobre. Dans ce contexte, le paramètre essentiel est la visibilité sur l'évolution, de façon que nos clients soient en mesure de prévoir leurs propres coûts : c'est d'ailleurs une demande qu'ils nous font depuis longtemps. Selon nous, le prix de l'ARENH devrait être connu chaque année dès avant la mi-octobre.
Le dispositif souffre également d'un manque de flexibilité : il s'apparente à une course à handicaps dans laquelle ce sont les outsiders, et non les favoris, qui seraient désavantagés au départ… L'ARENH a été créé à une époque où le prix de gros atteignait 60 euros ; aucun alternatif n'était donc en mesure de proposer une offre sans capacités d'investissements ou sans accès au nucléaire et à l'hydraulique. Dans ces conditions, le tarif était à l'époque très compétitif mais il était assorti de contraintes, qu'il s'agisse des délais de paiement – lesquels ne pouvaient être aussi satisfaisants que ceux des meilleurs clients du fournisseur historique – ou de la clause dite de monotonie, qui impose une continuité de la quantité d'électricité demandée entre deux guichets successifs, en cas de nouvelle demande à la baisse ou à la hausse par rapport à la demande précédente. Des pénalités sont également prévues si les quantités demandées par les clients s'avèrent, par erreur, trop élevées. Malgré des assouplissements que nous saluons, une plus grande flexibilité permettrait aux fournisseurs alternatifs de proposer de meilleures offres de marché.
S'agissant du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE), l'indépendance d'Électricité réseau distribution France (ERDF) doit être garantie de la même façon que celle de Réseau de transport d'électricité (RTE), en termes de gouvernance, de choix d'investissements ou de gestion des données. Lors de son audition, M. Lévy, qui vient du monde des télécoms, a indiqué qu'il veillerait à ce que tous les fournisseurs aient un égal accès au réseau – ce qui n'était pas exactement la position de son prédécesseur. C'est là une évolution intéressante, qui appelle cependant quelques réformes.
Une difficulté spécifique se pose pour le développement de la concurrence dans le contexte de la fin des tarifs réglementés de vente (TRV). Le déploiement des compteurs Linky a été regardé, à juste titre, comme une priorité pour les acteurs résidentiels, mais des incertitudes demeurent pour les PME et PMI – catégorie que nous ciblerons aussi –, alors même que ce sont elles qui ont le plus besoin de mieux connaître leur consommation ; de surcroît, la structure du TURPE dissuade économiquement d'utiliser les nouveaux compteurs afin de passer en relève à courbe de charge. Pourquoi développer à grands frais des compteurs intelligents, si c'est pour le faire d'abord au bénéfice d'utilisateurs non prioritaires tout en dissuadant les prioritaires ?
Les taxes, on l'observe souvent, représentent une part croissante du prix proposé aux clients : si la tendance se poursuit, cette part dépassera bientôt celle de l'énergie elle-même. La contribution au service public de l'électricité (CSPE) s'élève à 16,50 euros par mégawattheure ; mais rappelons qu'en Allemagne, la contribution au titre de la loi Erneuerbare Energien Gesetz, dite « EEG », atteint plus de 60 euros par mégawattheure : la compétitivité des moyens de production n'est donc pas seule en cause, loin s'en faut, dans le niveau des prix.
L'AFIEG plaide en faveur de la fin du système d'obligation d'achat, impliquant, outre des subventions toujours plus élevées, que celles-ci sont tirées à la hausse à proportion même de la baisse des prix de marché, de sorte que la dépense n'est ni prévisible, ni contrôlable. De surcroît, les fournisseurs d'énergies renouvelables produisent en fonction, non des besoins, mais des conditions météorologiques, ce qui génère des surproductions et de la vente à prix négatifs. Ce système, très dangereux, nuit in fine au développement des énergies renouvelables (EnR) par l'image qu'il en donne. Nous saluons les évolutions prévues, sous réserve de leur traduction effective : s'agira-t-il d'un système d'obligation d'achat à l'envers, autrement dit d'indemnisations ex post couvrant les différences avec les prix de marché, ou d'un système encadré ? Nous préconisons un soutien aux capacités de production, via une prime qui couvrirait les frais fixes – notamment liés aux investissements – et un complément obtenu par la vente sur le marché. Ce dispositif permettrait le développement intelligent des EnR, surtout s'il est assorti d'appels d'offres, sans être ruineux pour le consommateur et les finances publiques.
Des ajustements seront également nécessaires pour préparer au mieux la fin des TRV. Le dispositif d'offre transitoire devra être précisé afin que nous soyons en mesure de présenter des propositions alternatives. Les conditions de résiliation gratuite et sans préavis doivent elles aussi être précisées, notamment lorsqu'elles peuvent apparaître contradictoires avec les conditions générales de vente.
Il existe également un risque de congestion technique lié à un afflux des demandes de changement : n'oublions pas que 440 000 sites sont concernés. Une communication systématique, et par tous les moyens modernes, doit rappeler aux consommateurs ce qu'implique la fin des TRV. Pour être en mesure de proposer des offres, les alternatifs doivent aussi avoir accès aux fichiers clients, comme cela fut le cas pour le gaz.
Le mécanisme de capacité a fait l'objet d'une loi et d'un décret ; nous espérons la publication rapide d'un arrêté, indispensable dans le contexte d'effondrement des prix de gros, lequel peut poser des problèmes à certains producteurs, notamment les CCGT, pourtant susceptibles d'être des compléments idéaux au développement des EnR.
L'effacement doit être promu : la plupart des adhérents de l'AFIEG sont d'ailleurs engagés dans cette voie ; encore faut-il veiller à ne pas provoquer des transferts de richesse injustifiés. Sur ce point, la contribution du professeur Léautier, qui avait pris l'exemple des cravates, est très éclairante.