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L’audition commence à huit heures quarante-cinq.
M. Hervé Gaymard, président. Nous recevons ce matin M. Jean-Pierre Roncato, président du consortium Exeltium, accompagné de M. Emmanuel Rodriguez, directeur en charge de l’énergie au sein du groupe ArcelorMittal. Exeltium rassemble vingt-sept grands industriels électro-intensifs, pour lesquels la consommation d’électricité représente au moins 15 %, parfois beaucoup plus, de leurs coûts de production – je pense évidemment à la sidérurgie, mais aussi à la production d’aluminium ou à certaines activités du secteur de la chimie. Les tarifs de l’électricité sont, pour ces entreprises, un élément de compétitivité essentiel.
Monsieur le président Roncato, nous souhaiterions que vous nous rappeliez dans quelles circonstances est né Exeltium il y a une dizaine d’années, quelles ont été les grandes étapes de cette aventure et quels en sont les résultats au regard des attentes de ses fondateurs. D’aucuns ont pu considérer que ce consortium était un cartel d’acheteurs d’énergie. Quelle a donc été la position des autorités de la concurrence à son égard, en France et dans l’Union européenne ? Enfin, Exeltium est-il exclusivement destiné à rechercher le meilleur prix possible par rapport au prix spot ou a-t-il plutôt pour mission de garantir la sécurité des approvisionnements à long terme ? À cet égard, nous aimerions connaître, sans dévoiler de secrets industriels, les grandes lignes de l’accord qui a été conclu il y a quelques mois avec EDF.
Avant de vous entendre, je dois vous informer que, conformément à l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, les personnes auditionnées sont tenues de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous demande donc de lever la main droite et de dire : « Je le jure ».
(M. Jean-Pierre Roncato prête serment.)
La commission va maintenant procéder à votre audition.
M. Jean-Pierre Roncato, président du consortium Exeltium. Exeltium est un consortium dont les actionnaires-clients sont des industriels « électro-intensifs » au sens de la loi de finances rectificative pour 2005 et de son décret d’application du 3 mai 2006. Il réunit les principaux groupes, implantés en France, des secteurs très sensibles au prix de l’électricité, tels que l’acier, l’aluminium, la chimie, les gaz industriels et le papier. Pour ces industries en situation de concurrence mondiale, l’approvisionnement électrique, qui représente 15 % à 50 % de leur coût de production, est un enjeu de compétitivité majeur. En outre, le cycle d’investissement dans les lignes de production des usines se faisant sur le long terme – au moins dix ans –, toute incertitude sur l’évolution du prix de l’électricité obère la pérennité de ces sites industriels. Deux éléments sont donc très importants : le niveau du prix de l’électricité et la prévisibilité de ce prix – j’y reviendrai.
Comment est né Exeltium ? Historiquement, les électro-intensifs ont été parmi les premiers à militer pour la libéralisation des marchés de l’énergie en Europe, et donc à sortir des tarifs réglementés. Après la déréglementation du secteur de l’électricité dans les années 2000, l’électron fut considéré comme une commodité, ce qui a conduit à de graves dysfonctionnements du marché de l’électricité, dont ils ont été également les premiers à s’alarmer : spirale de hausse des prix déconnectée des réalités économiques de production, alignement par le haut des offres de fourniture électrique et impossibilité de contracter à long terme.
À ces dysfonctionnements, le législateur a apporté deux types de réponse. La première fut tarifaire : le Tarif réglementé et transitoire d’ajustement au marché (TARTAM) fut mis en place en décembre 2006 et prorogé à plusieurs reprises. La seconde relève d’un contrat privé : c’est la création d’Exeltium. Dès 2005, le gouvernement français a en effet convié des producteurs d’électricité français et des sociétés électro-intensives établies sur le territoire national à participer à une table ronde. Exeltium est né de cette table ronde. Le cadre juridique a été défini dans la loi de finances rectificative de décembre 2005 ; en mai 2006, Exeltium était créé par sept sociétés. En 2007, au terme d’un appel d’offres européen, EDF a été retenue comme fournisseur, mais les discussions avec la DG Concurrence ont duré jusqu’en 2008, de sorte que le contrat de partenariat industriel avec EDF a été signé qu’à la fin du mois de juillet 2008. Au moment où le consortium allait se tourner vers les marchés pour se financer, la crise financière a éclaté.
Faute de pouvoir accéder à des financements suffisants, la décision fut donc prise de réaliser le projet en deux phases. La première, qui a démarré le 1er mai 2010, est en cours ; elle porte sur 148 Térawattheures (TWh) sur 24 ans, mais avec un financement sur une durée limitée à 9,5 ans, nécessitant un refinancement d’ici à la fin de 2014 – c’est un élément crucial pour Exeltium. La seconde phase, pour 163 TWh sur la même période, reste en suspens.
Fin 2014, Exeltium aura livré 33 TWh d’électricité à une centaine d’usines appartenant à ses 27 actionnaires-clients, soit 7,4 TWh en rythme annuel. Ces volumes représentent entre le tiers et la moitié des besoins des sites concernés. C’est un ruban de puissance ; charge aux clients de s’approvisionner pour la part restante auprès d’un autre fournisseur.
Quelle est la philosophie d’Exeltium ? Historiquement, la production électrique et les usines électro-intensives se sont développées en symbiose : les usines se sont implantées à côté des moyens de production existants ou de gisements d’énergie à exploiter, notamment dans les vallées alpines ou pyrénéennes équipées d’ouvrages hydroélectriques. Avant la nationalisation de 1946, de nombreux industriels possédaient ainsi leurs propres centrales et pouvaient ainsi s’approvisionner à prix coûtant. Aujourd’hui, si ces pratiques sont révolues en France, les pays industriels qui disposent d’une production électrique compétitive, souvent issue de ressources locales, s’appuient sur ces spécificités pour développer des dispositifs très favorables aux électro-intensifs : hydroélectricité au Québec, aux États-Unis, au Brésil, en Norvège et en Russie, gaz dans les pays du Golfe, charbon en Chine.
La philosophie du projet Exeltium consiste également à donner accès aux électro-intensifs français à la spécificité du parc nucléaire historique dans le cadre d’un partenariat associant ces industriels à certains risques d’exploitation – essentiellement la disponibilité du parc et sa capacité installée – et au renouvellement du parc, c'est-à-dire au développement de nouvelles capacités, en l’occurrence une petite série d’EPR, pour l’instant limitée à un seul exemplaire.
Concrètement, Exeltium se doit d’assurer à ses actionnaires-clients une grande quantité d’électricité pendant vingt-quatre ans à un prix compétitif et prévisible. Le consortium acquiert cette électricité sous forme de rubans en take-or-pay pour une durée de quinze à vingt-quatre ans auprès d’EDF, en contrepartie, d’une part, d’une prime fixe initiale dite « avance en tête », versée à EDF en début de contrat, en mai 2010, d’un montant de 1,75 milliard d’euros – financée à 90 % par de la dette et à 10 % par les fonds propres apportés par les actionnaires-clients –, et, d’autre part, d’un prix d’enlèvement au fil de l’eau correspondant aux charges d’exploitation du parc nucléaire historique.
Le prix de l’électricité vendue par Exeltium à ses associés-clients est donc constitué de deux termes : une partie visant à rembourser la dette ayant servi à payer à EDF l’avance en tête ; une autre servant à payer la part proportionnelle du prix négocié avec EDF.
L’intérêt du montage repose sur l’accès des électro-intensifs à la compétitivité du parc nucléaire historique. En outre, la part importante de dette – 90 % – dans le financement de l’avance en tête permet d’assurer un effet de levier important grâce au différentiel entre, d’une part, le coût de la dette d’Exeltium et, d’autre part, le coût moyen pondéré du capital du producteur d’électricité. Cet effet de levier creuse progressivement un écart qui assure à Exeltium une compétitivité à long terme.
Je tiens à souligner que la création d’Exeltium est un acte inédit au plan industriel qui traduit un véritable volontarisme : les pouvoirs publics se sont impliqués, EDF s’est mobilisée et la Caisse des dépôts ainsi que les grandes banques françaises ont participé au financement. Last but not least, les industriels eux-mêmes, pour la plupart des groupes internationaux dont le siège ne se trouve pas forcément dans notre pays, ont investi 1,75 milliard d’euros en France pour assurer la fourniture électrique d’une centaine d’usines représentant 60 000 emplois.
L’histoire d’Exeltium n’est pas un long fleuve tranquille. Entre 2010 et 2014, le contexte énergétique français, européen et mondial a en effet considérablement évolué. En France, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) a été mis en place en juillet 2011 et fixé au prix de 40 euros par MWh puis de 42 euros par MWh dès janvier 2012, ce prix étant censé refléter le coût de la production du parc nucléaire historique. Fin 2013, le coût final d’Exeltium ressortait pour ses actionnaires à environ 50 euros par MWh. Ce coût incluait le prix contractuel de vente d’Exeltium à ses clients, une provision liée au surcoût du futur EPR de Flamanville – reflet d’un risque avéré du partenariat avec EDF – et le coût pour les actionnaires de la non-rémunération des fonds propres qu’ils ont apportés. Exeltium a en effet pour principe de répercuter sur le prix la totalité de ses revenus ; il ne verse donc pas de dividendes à ses actionnaires.
Il est en outre apparu que divers aspects économiques et législatifs – annonce d’une baisse de la capacité du parc nucléaire historique et modification des règles fiscales applicables, notamment la non-déductibilité totale des intérêts d’emprunt, dont l’impact se fera sentir dès 2015 – allaient aggraver directement la dégradation relative du prix Exeltium en raison de sa formule de calcul. Dans le même temps, au-delà de nos frontières, l’évolution compétitive est radicale. Les prix du gaz nord-américain, deux à trois fois inférieurs aux prix européens, permettent de produire une électricité à un prix bien moindre qu’en Europe. Le charbon chinois permet lui aussi de développer d’importantes capacités électro-intensives dans d’excellentes conditions de compétitivité.
En Europe, plusieurs facteurs contribuent également à la faiblesse des prix de marché – tout au moins hors de France, où le niveau de l’ARENH semble à court terme constituer un « plancher de verre » pour les prix de marché forward. Ces facteurs sont les suivants. Premièrement, la demande d’électricité est atone, du fait de la crise. Deuxièmement, la baisse du prix du charbon américain importé, induite par le développement des gaz de schiste, permet un regain de compétitivité des parcs de centrales à charbon, dans un contexte de bas prix du CO2. Troisièmement, les capacités nouvelles de production d’origine renouvelable connaissent une forte croissance.
On assiste ainsi à une inversion complète du rapport de compétitivité électrique entre la France et l’Allemagne : alors qu’en Allemagne, les prix de marché étaient, en 2009, supérieurs de 30 euros par MWh au TARTAM, ils se situent, pour 2015, autour de 34 euros par MWh, contre 42 euros pour le prix de l’ARENH en 2014 et 43 euros pour le prix CAL-15 français, c’est-à-dire les prix forward français pour 2015. Si l’on en croit les médias, l’ARENH devrait être porté à 44 euros en 2015, voire 46 euros en 2016, ce qui est de nature à creuser plus profondément encore le gouffre qui existe entre nos deux pays.
Enfin, de nombreux États ont mis en place des dispositifs spécifiques permettant de baisser encore la facture électrique des électro-intensifs : contrats de long terme à des tarifs très favorables, notamment en Amérique du Nord – USA et Canada – et panel de mesures, notamment en Allemagne, portant sur divers termes de la chaîne de coût de l’électricité. Ces mesures consistent en de larges exonérations du coût de transport – qui représente en moyenne 6 euros par MWh pour les électro-intensifs français –, une compensation du coût du CO2 indirect – soit un peu plus de trois euros par MWh –, ou une rémunération importante de l’effacement et de l’interruptibilité. Au total, pour ces grands électro-intensifs, la facture pour 2015 est en Allemagne, qui consomme pourtant une électricité plus carbonée, inférieure de 35 % à ce qu’elle serait en France !
Dans ces conditions, il était fondamental de refonder la compétitivité à court et moyen terme du dispositif Exeltium, en particulier pour certains sites industriels directement menacés à court terme en l’absence de visibilité et de compétitivité sur l’approvisionnement stratégique en électricité. Tel fut l’objet des travaux menés au cours du premier semestre 2014, notamment des discussions avec EDF.
L’enjeu de ces discussions consistait à identifier les moyens d’adapter un contrat privé, qui offre certes une compétitivité prévisible à long terme, aux évolutions violentes du contexte immédiat. Dans la situation économique de l’industrie électro-intensive en France, le long terme est bien lointain, le court terme peut être celui de la survie… Ainsi l’accord signé le 21 juillet entre EDF et Exeltium en présence du ministre de l’économie a permis de sécuriser une baisse du prix pour les prochaines années, rétablissant en grande partie la compétitivité du contrat Exeltium, et d’introduire dans le contrat une notion de variabilité, donc de souplesse, qui permet de l’adapter à l’environnement économique futur.
Pour simplifier, je dirais que cet aménagement permet de créer un tunnel autour du prix actuel, avec une modulation du prix à la baisse, dans une certaine limite, quand le prix de l’énergie est bas – comme c’est le cas actuellement – et une modulation du prix à la hausse, également dans une certaine limite, quand la situation économique est plus favorable et que les prix de l’électricité sont revenus à « la normale ». En outre, l’accord porte sur une limitation plus stricte qu’initialement prévue du risque industriel partagé par Exeltium.
La philosophie du contrat, validée dès l’origine par la Commission européenne, n’est pas modifiée par cet accord. Il s’agit toujours d’offrir aux électro-intensifs une visibilité à long terme, avec un prix compétitif sur l’ensemble de la période considérée, tout en permettant au producteur de couvrir ses coûts dans la durée. La variabilité introduite doit permettre d’amortir les soubresauts du contexte économique et concurrentiel, sans remettre en cause l’économie générale du dispositif. Le schéma ainsi redéfini par cet accord est donc robuste sur un plan à la fois économique et juridique.
Pour compléter ce dispositif et achever le rétablissement de la compétitivité d’Exeltium, deux actions complémentaires sont en cours. La première consiste à effectuer une démarche auprès des pouvoirs publics afin que soit supprimé l’impact prévisible d’une déductibilité partielle des intérêts sur Exeltium, projet fondé, je le rappelle, sur un endettement très important. La seconde consiste en la réalisation dans des conditions favorables du refinancement de la dette d’Exeltium, nécessité par la maturité du financement initial limitée à dix ans. Le processus de refinancement vient d’être lancé et devrait aboutir au début de l’année 2015.
En conclusion, je souhaite réaffirmer, à quel point Exeltium, malgré les difficultés survenues au cours des dernières années, est un bon dispositif. Il est de nature à assurer aux électro-intensifs, pour lesquels cela est la priorité, compétitivité et visibilité. L’accord récemment conclu avec EDF, qui démontre la capacité du dispositif à s’amender, doit apporter à celui-ci la souplesse qui pouvait lui manquer pour s’adapter aux aléas de la conjoncture.
Je veux également souligner que le prix de l’électron n’est qu’une des composantes du prix de l’électricité, et donc de la facture des électro-intensifs. Dans ce contexte, l’aboutissement des réflexions initiées depuis deux ans et relayées en partie dans le cadre des travaux sur le projet de loi relatif à la transition énergétique reste essentiel.
Je tiens à mentionner ici trois sujets importants pour les semaines qui viennent.
Premièrement, l’établissement d’une rémunération attractive des effacements et de l’interruptibilité de la part des industriels, en échange du service économique que ces grands consommateurs de base rendent à l’équilibre du système électrique. En effet, la mise en œuvre des dispositifs actuels de rémunération des effacements est le plus souvent inopérante pour les industriels et sans commune mesure avec ce qui est pratiqué en Allemagne.
Deuxièmement, l’introduction dans la loi d’un dispositif permettant un abattement sur le coût du transport d’électricité, la consommation en base ou anticyclique des industriels profitant à l’équilibre du réseau et ne nécessitant pas un surdimensionnement de celui-ci. L’article 43 du projet de loi relatif à la transition énergétique donne une base juridique à l’abattement sur le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) issu de la délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du printemps dernier. Cependant, l’abattement est plafonné à 60 %, contre 90 % en Allemagne. Par ailleurs, des incertitudes demeurent en ce qui concerne l’éligibilité au dispositif. Il apparaît donc souhaitable que les discussions se poursuivent et permettent d’affiner cette rédaction complexe d’ici à la fin de la procédure législative.
Troisièmement, la mise en conformité du dispositif de plafonds de la Contribution au service public de l’électricité (CSPE) qui n’entraîne pas pour autant une hausse de cette contribution pour les sites électro-intensifs français – à l’instar de ce que vient de faire l’Allemagne. Compte tenu des montants en jeu, ce statu quo est absolument vital pour les industries électro-intensives françaises, dans la mesure où leurs principaux concurrents dans le monde ne sont pas soumis à ces charges
De façon plus générale, il faut veiller à ce que de futures modifications législatives ou fiscales applicables à des projets comme Exeltium ne viennent pas affecter un équilibre économique très délicat. La déductibilité partielle des intérêts, que j’ai évoquée tout à l’heure, n'existait pas lorsque ce projet a été créé. Or, l’impact potentiel d’une telle mesure, supérieur à 1 euro par MWh, est de nature à mettre en jeu l’équilibre économique d’un projet comme celui d’Exeltium.
Mme Clotilde Valter, rapporteure. Vous nous avez exposé de manière assez précise les difficultés auxquelles vous êtes confrontés et les défis que vous avez à relever. De ce point de vue, l’accord conclu avec EDF au mois de juillet dernier vous paraît-il entièrement satisfaisant au regard des tarifs compétitifs sur le long terme dont bénéficient vos concurrents étrangers ? À cet égard, les mesures prises par certains États membres de l’Union européenne vous paraissent-elles conformes aux règles communes auxquelles nous sommes soumis ? Par ailleurs, votre périmètre d’intervention vous semble-t-il suffisamment étendu pour répondre aux difficultés que rencontrent l’ensemble des industriels qui sont de grands consommateurs d’électricité ? Je pense notamment au cimentier Lafarge, dont les représentants nous ont indiqué hier, lors de leur audition, que l’électricité représentait 20 % de son coût de production.
M. le président Hervé Gaymard. Exeltium est-il désormais, pour vos clients, le seul vecteur de discussion avec EDF ou chaque industriel continue-t-il de mener des négociations particulières avec ce fournisseur d’électricité ? Je pense, en vous posant cette question, à la situation de l’usine d’aluminium Péchiney de Saint-Jean-de-Maurienne. On disait en effet qu’elle payait le KWh 20 euros. Or, lorsqu’elle a négocié son contrat avec EDF, il y a vingt ou trente ans, il avait été convenu qu’elle verserait une soulte en amont, de sorte que pour une valeur faciale du KWh de 20 euros, sa valeur actualisée est en réalité de 30 euros ou 32 euros.
M. Jean-Pierre Gorges. Si j’ai bien compris, Exeltium est une centrale d’achat qui regroupe un certain nombre d’entreprises consommant beaucoup d’électricité, pour lesquelles vous jouez en quelque sorte un rôle d’amortisseur en leur garantissant un prix indépendant des fluctuations du marché. Le projet de loi relatif à la transition énergétique, actuellement examiné par le Parlement, comporte, outre quelques grands principes, une seule mesure dont on soit certain : l’arrêt progressif de la production nucléaire d’électricité. Or, l’équilibre de ce programme ne pourrait être atteint que grâce à une diminution de la consommation d’électricité. Selon vous, ne peut-on pas envisager que les électro-intensifs connaissent un développement tel que leur consommation d’électricité compensera la diminution que l’on finira par imposer aux ménages ? L’une des deux fonderies de mon département, par exemple, fonctionne désormais entièrement à l’électricité.
Par ailleurs, on ignore aujourd’hui si la production d’électricité d’origine durable sera en mesure d’égaler la production d’origine nucléaire. Pensez-vous que cette électricité d’origine durable permettra de faire la jonction avec le nucléaire et de fournir une énergie à un prix intéressant pour les électro-intensifs ? Si, demain, l’électricité représente, non plus 20 %, mais 30 % ou 50 % de leur coût de production, on peut s’interroger sur la survie de ces entreprises.
Pensez-vous que, dans le marché libéralisé souhaité par l’Europe, il soit possible de continuer longtemps à acheter l’électricité plus chère qu’on ne la vend ?
Enfin, la loi sur la transition énergétique et les orientations stratégiques qu’elle traduit sont-elles compatibles avec le développement d’activités électro-intensives ?
M. François Brottes. Je veux rappeler à mes collègues que nous devons avoir une approche décomplexée du sujet : ainsi que le rappelait le président de Lafarge hier, il n’y a pas un pays au monde, en Europe ou ailleurs, où les industries qui consomment beaucoup d’énergie ne sont pas soutenues d’une manière ou d’une autre. Ainsi, même si la Commission européenne a mis de longs mois à en autoriser la création, le fait est qu’aujourd’hui un groupement d’achat tel qu’Exeltium existe. J’en viens à mes questions. Tout d’abord, que pensez-vous des dispositions concernant les électro-intensifs contenues dans le projet de loi de transition énergétique, lequel, je le rappelle, ne se limite pas à de grands principes ?
Ensuite, certains sites consomment beaucoup d’électricité sans pour autant pouvoir faire partie de votre groupement. Que pensez-vous d’une éventuelle extension du périmètre de celui-ci ? Par ailleurs, même si vous n’êtes pas concernés, je souhaiterais savoir quel regard vous portez sur le souhait de RTE que les industriels absorbent, le cas échéant, une partie du trop-plein d’énergie du réseau par une surconsommation.
S’agissant de l’hydroélectricité, la loi autorisera la création de sociétés d’économie mixte. Seriez-vous prêt à intégrer ce type de sociétés pour vous situer en amont de la production et bénéficier ainsi, en aval, de cette production la plus optimisée, la plus vertueuse et aussi la plus intéressante ?
Enfin, quand je lis que l’Autorité de la concurrence estime nécessaire de sortir au plus vite de l’ARENH – qui, là encore, ne vous concerne pas directement – et de laisser le marché fixer les prix, j’ai froid dans le dos. En effet, compte tenu des besoins en énergie des industriels dans leur ensemble, ce pourrait être catastrophique si le coût de l’énergie augmentait de manière exponentielle et hypothéquait ainsi notre rendez-vous avec la croissance. Le président de Lafarge nous a indiqué que le CICE, dont il a bénéficié à hauteur de 3 millions d’euros, lui avait permis d’absorber un tiers de l’augmentation de sa facture d’énergie. Il s’agit donc d’un poste vital pour les électro-intensifs, et la représentation nationale, toutes tendances confondues, se doit de veiller à la façon dont on traite cette question.
Présidence de M. Alain Leboeuf, vice-président de la commission d’enquête
Mme Marie-Noëlle Battistel. Le tarif Exeltium, vous l’avez fort bien démontré, n’est pas une réponse aux difficultés rencontrées par les électro-intensifs. Le profil cyclique de ces entreprises, qui pratiquent souvent l’effacement et la saisonnalité, n’est pas suffisamment reconnu au regard des services qu’elles rendent à l’équilibre du système électrique. Comment pourrait-on, selon vous, améliorer la rémunération de l’effacement et de la saisonnalité ? S’agissant de l’abattement sur le TURPE, qui sera plafonné à 60 %, contre parfois 90 % dans d’autres pays, vous avez évoqué un problème d’éligibilité. Pouvez-vous nous en dire davantage à ce sujet ? Par ailleurs, si l’accord conclu en juillet dernier va dans le bon sens, est-il tout à fait satisfaisant, dès lors que la nouvelle méthode de calcul est fondée sur une construction tarifaire par empilement, qui intègre à la fois l’ARENH, le TURPE, les coûts commerciaux, la marge ainsi que les marchés de gros et de capacités, ces derniers fluctuant à la hausse et à la baisse ? Enfin, quelle est votre position sur l’accès à l’hydraulique historique en dehors des sociétés d’économie mixte évoquées par François Brottes ?
M. Jean-Pierre Roncato. Le grand mérite de l’accord conclu avec EDF est de rendre le prix Exeltium à nouveau compétitif sur le marché français, conformément à l’objectif initial. Mais est-ce suffisant dans la compétition mondiale ? La réponse est clairement non. Dès lors, la question qui se pose est celle de savoir comment parvenir à donner aux industries présentes sur le territoire français une chance de s’y maintenir.
La réponse ne consiste pas forcément à s’aligner sur le prix le plus bas, car, pour un certain nombre de ces industriels, la production locale présente un avantage lié notamment à la proximité des clients et au transport des produits. Néanmoins, les écarts constatés sont tellement importants qu’il reste du chemin à parcourir pour que la situation soit soutenable.
Les mesures prises par certains de nos voisins sont-elles compatibles avec les règles européennes ? Si la question peut se poser pour un certain nombre de nos compétiteurs, tel n’est pas le cas pour ceux d’entre eux qui ne se situent pas en Europe. Au Canada, par exemple, les prix pratiqués sont extrêmement bas ; ils sont le fruit d’une volonté politique de maintenir, pour des raisons stratégiques, des industries vitales sur le sol national. À cet égard, on m’a interrogé sur la construction tarifaire par empilement. Celle-ci s’applique, me semble-t-il, dans tous les secteurs, mais si l’on veut être à même de maintenir ces industries en France, il faut prendre une décision politique, qui peut consister à déroger à cette structure d’empilement tarifaire.
Je veux souligner qu’Exeltium, qui est certes un montage complexe, qui a mis du temps à se mettre en place et a dû être profondément remanié en 2008 suite aux remarques de la DG Concurrence, présente aujourd’hui l’avantage d’être conforme au droit européen.
Le consortium était à l’origine ouvert à l’ensemble des industriels électro-intensifs. Ses membres sont actuellement au nombre de vingt-sept, mais il est difficilement envisageable d’étendre le périmètre du dispositif actuel, parce qu’une somme considérable, 1,75 milliard d’euros, a été investie, financée par l’emprunt sur les marchés financiers. En revanche, si un « Exeltium 2 » devait être créé – le projet n’ayant pu être réalisé que pour la moitié de la capacité initialement prévue –, on pourrait imaginer, d’une part, qu’il soit ouvert aux industriels qui n’ont pu adhérer au premier dispositif et, d’autre part, qu’il soit fait appel dans ce cadre non seulement au nucléaire, mais aussi à l’hydraulique. Exeltium s’appuie en effet sur les spécificités du parc de production français, pourvu que ces moyens de production soient durables et prévisibles de façon à bénéficier d’une compétitivité et d’une visibilité sur le long terme.
Le groupement Exeltium est-il le lien exclusif entre ses clients et EDF ? A cette question, la réponse est clairement non, ne serait-ce que parce qu’il ne répond qu’à une partie – entre un tiers et la moitié selon les sites – des besoins de ces grands industriels, qui doivent donc négocier l’ensemble de leurs approvisionnements hors Exeltium. Aussi ont-ils des discussions non seulement avec EDF, mais aussi avec l’ensemble des fournisseurs alternatifs potentiels.
Plusieurs questions ont porté sur la limitation annoncée du nucléaire dans le mix énergétique français. Ma réponse comportera deux volets. Tout d’abord, le partenariat industriel sous-jacent au contrat entre Exeltium et EDF comprend une participation à l’évolution du parc nucléaire. Dès lors, une réduction significative de celui-ci peut conduire à un renchérissement du prix Exeltium. Mais j’ai souligné tout à l’heure que la récente négociation avec EDF avait permis de limiter plus qu’auparavant l’impact potentiel de ce renchérissement. Quant au débat concernant le nucléaire et l’énergie renouvelable, tout ce que je puis dire, c’est que l’important pour les électro-intensifs est de pouvoir se fonder sur un moyen de production qui soit en ligne avec leur profil de demande, qui offre donc une stabilité dans le temps et une continuité de production. Partout dans le monde, on constate que les solutions apportées aux électro-intensifs s’appuient nécessairement sur des moyens d’une production continue, qu’il s’agisse du gaz, là où il est bon marché grâce aux gaz de schiste, du charbon, de l'hydraulique ou du nucléaire. Il convient donc que tout pays industriel conserve, dans son mix énergétique, une base conséquente de moyens de production continue et adaptée à un fonctionnement en base : on ne peut imaginer un parc de production fondé sur une part trop importante de moyens interruptibles.
M. Jean-Pierre Gorges. Si l’on ajoute la dimension carbone, ces moyens de production ne sont plus au nombre de quatre…
M. Jean-Pierre Roncato. Tout à fait. Parmi les solutions qui permettent à un certain nombre de pays de répondre aux besoins des électro-intensifs, certaines sont carbonées. Dans le contexte français, il me semble que le parc historique nucléaire est une chance et qu’il faut réfléchir à deux fois avant de s’en priver.
Par ailleurs, un certain nombre des mesures contenues dans la loi de transition énergétique vont dans le bon sens. Il faut simplement réfléchir à leurs modalités de mise en œuvre, qu’il s’agisse d’effaçabilité ou d’accès au transport, pour que dans la pratique, le résultat quantitatif soit positif pour les industriels. En Allemagne par exemple, la volumétrie offerte aux industriels et les conditions de mise en œuvre de l’effaçabilité sont très importantes. Les écarts sont de quelques secondes en France, de quelques minutes en Allemagne : le même concept peut être plus ou moins facile à mettre en œuvre selon les conditions imposées.
S’agissant de l’hydroélectricité, il me paraît important de réfléchir, sur la base d’un montage qui a été validé par la DG Concurrence européenne, à la transposition d’un mécanisme comme Exeltium à ce mode de production. C’est une piste de réflexion qui mérite vraiment d’être examinée, d’autant qu’elle offrirait l’opportunité à d’autres industriels de rejoindre le dispositif dans le cadre d’une seconde phase. Il faut cependant être conscient que celui-ci ne peut être réservé qu’à un nombre limité d’électro-intensifs. Tous n’ont certes pas adhéré au processus à ses débuts, mais il faut prendre garde à ne pas trop étendre la notion d’électro-intensivité et ses critères, car l’effort, certain et nécessaire, doit porter sur une population restreinte.
M. François Brottes. Quid de la surconsommation ? Que pensez-vous de l’avis rendu par l’Autorité de la concurrence sur l’ARENH ? Je pourrais comprendre que vous sortiez le « joker » sur cette dernière question…
M. Jean-Pierre Roncato. Nous ne sommes pas directement concernés par la question touchant à l’ARENH, en effet. Nos membres, qui doivent trouver des solutions complémentaires, hors du consortium, pour boucler leur approvisionnement énergétique, sont bien entendu sensibles à l’environnement tarifaire dans son ensemble. Les deux solutions que représentent l’ARENH et l’accès aux marchés peuvent coexister, pour peu que la première ne constitue pas un plancher de verre déterminant l’évolution de la seconde. Or on constate un décalage sensible entre les prix de marché à terme en France et ceux de marchés voisins, tels que l’allemand. La réduction du différentiel apporterait une réponse globale au problème de la compétitivité du sourcing énergétique des électro-intensifs. Une augmentation de l’ARENH risquerait, en tout cas, d’entraîner celle des prix sur le marché français.
M. Alain Leboeuf, président. Quelles sont les capacités de vos adhérents à « absorber » des surproductions ponctuelles ?
M. Jean-Pierre Roncato. Hormis des fluctuations marginales, les investissements, dans les industries dont nous parlons, sont très lourds, et les durées de fonctionnement s’approchent aussi près que possible du fonctionnement en base. Dans certaines conditions, ces industries peuvent interrompre leur production et offrir un service d’effacement, mais elles ne disposent pas de capacités d’absorption des surconsommations.
M. Emmanuel Rodriguez, directeur « Énergie » d’ArcelorMittal. Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) est devenu plus saisonnier ; il s’agit, à travers un signal tarifaire, d’inciter à consommer pendant les périodes creuses. Cette solution, qui s’inscrit dans la vision française de la péréquation, est une première réponse, encore modeste par son ampleur, à la gestion des problèmes de congestion.
Nous ne sommes pas encore en mesure d’absorber la surproduction d’énergies renouvelables : nous ne pouvons le faire, à travers l’incitation tarifaire, que pour ce qui est prévisible. Des services systèmes ont été ouverts, mais pour des secteurs très précis, qui recourent à l’électrolyse, comme celui de l’aluminium et éventuellement du chlore.
Mme la rapporteure. Je m’interroge sur la façon dont nos entreprises se positionneront dans la concurrence internationale, sachant que les pays extra-européens ne sont pas soumis aux mêmes règles puisque, dans la plupart d’entre eux, les électro-intensifs perçoivent des subventions. Avez-vous, de ce point de vue, des demandes complémentaires ? Peut-on à vos yeux en rester à l’accord ? La proposition que vous avez formulée, s’agissant d’un « Exeltium 2 », constitue-t-elle une réponse satisfaisante pour les entreprises qui évoluent hors du périmètre ?
M. Jean-Pierre Gorges. J’ai la même question, vue sous un angle libéral. Le cadre énergétique français est-il un frein pour les électro-intensifs ? Faudra-t-il envisager d’en revoir les règles pour accorder des subventions, comme le font les concurrents internationaux ? Dans quel état d’esprit sont ces entreprises vis-à-vis des incertitudes qui pèsent sur les coûts et, plus encore, sur la production ?
M. Jean-Pierre Roncato. Exeltium, comme « Exeltium 2 », sont des solutions dans un monde rationnel, où le prix de l’électricité couvre les moyens à long terme des producteurs, dans le cadre d’un équilibre économique. Aujourd’hui, les experts s’accordent à dire que le prix de l’électricité sur les marchés, en particulier en Europe, est particulièrement bas, si bien qu’il ne permet pas le renouvellement ou le maintien à long terme. Tout porte cependant à croire que cette situation ne durera pas éternellement : la réalité économique finira par s’imposer. Des montages tels qu’Exeltium auront alors tout leur intérêt, en particulier à travers le mécanisme d’effet de levier qui, à un horizon de dix ans, bonifiera les conditions de financement, comme on l’a constaté avec l’avance en tête.
Reste à savoir comment traverser la phase transitoire, caractérisée par des prix étonnamment bas sur les marchés. Il convient donc d’agir, non seulement sur le prix de l’électron, mais aussi au moyen de différents outils qui influent sur prix final de l’électricité pour les électro-intensifs. Je pense, par exemple, à la rémunération conséquente de l’interruptibilité ; à l’exonération, non moins conséquente, des coûts de transport ; aux mesures équivalentes aux exonérations sur la taxe CO2 ; à la mise en conformité, enfin, d’un plafond de CSPE sans surcoût pour les industriels. Toutes les composantes de la chaîne de valeur et du coût de l’électricité doivent contribuer à l’objectif.
La question de savoir s’il est possible de réduire le prix de l’électricité aux niveaux non économiques où on le trouve sur certains marchés mondiaux est d’une autre ampleur : elle suppose, si cette tendance devait persister, une réponse européenne.
M. Jean-Pierre Gorges. Pour les électro-intensifs, le prix de l’électricité représente, par définition, une part importante des coûts : un prix comparativement trop élevé en France pourrait-il les conduire à délocaliser leur activité, pour la rapprocher des zones où l’énergie est moins chère ?
M. Jean-Pierre Roncato. C’est en effet le risque ; d’où la nécessité d’assurer une compétitivité suffisante du prix de l’électricité, au regard de l’avantage d’un maintien de l’activité sur place en termes de proximité des clients et de transport des produits finis. Le risque, au demeurant, peut être la délocalisation, mais aussi l’allocation préférentielle de production, au sein d’un même groupe, à des usines situées dans des zones où l’électricité est moins chère.
Mme la rapporteure. Si la situation devait perdurer, il faudrait à l’avenir, suggérez-vous, inciter l’Europe à se défendre : est-ce à dire qu’en l’état actuel des choses, le cadre européen est suffisamment protecteur ?
M. Jean-Pierre Roncato. L’Union européenne doit, dès à présent, prendre conscience que la compétition est mondiale et que, pour y faire face, il convient d’assouplir certaines règles.
Exeltium avait sollicité 4 milliards d’euros sur les marchés, mais ce projet, pour lequel quatre institutions financières s’étaient initialement portées candidates, n’a pu être péniblement mené à bien que pour moitié, en 2008-2009, tant l’intervention de la Commission européenne avait généré de complexité. Les règles européennes, pour éviter un « verrouillage » du marché français, nous contraignent à offrir gracieusement à nos clients industriels une option de sortie qu’ils ne demandaient pas forcément. Cela induit une complexité et un coût que Bruxelles aurait pu nous épargner s’il avait pris en considération la spécificité du secteur. La reconnaissance de telles spécificités est un enjeu majeur ; elle suppose des mesures politiques fortes.
M. Alain Leboeuf, président. Monsieur le président, je vous remercie. Pour résumer votre analyse, l’industrie des électro-intensifs doit faire face à un problème franco-français, mais la compétitivité internationale exige aussi que l’Europe joue tout son rôle.
L’audition s’achève à dix heures.
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Membres présents ou excusés
Commission d'enquête relative aux tarifs de l'électricité
Réunion du jeudi 23 octobre 2014 à 8 h 45
Présents. - Mme Marie-Noëlle Battistel, M. François Brottes, Mme Jeanine Dubié, M. Hervé Gaymard, M. Jean-Pierre Gorges, M. Jean Grellier, M. Alain Leboeuf, Mme Béatrice Santais, Mme Clotilde Valter
Excusés. - M. Marc Goua, Mme Viviane Le Dissez, Mme Annick Le Loch