COMPTE RENDU DES ENTRETIENS EN ITALIE
Lundi 23 avril 2007
I. Déjeuner de travail avec M. Bruno d’Onghia, président d’EDF Italia, et M. Umberto Quadrino, administrateur délégué d’Edison
Après avoir présenté brièvement les activités d’EDF Italia et d’Edison, MM. Bruno d’Onghia et Umberto Quadrino ont rappelé la forte dépendance de l’Italie aux importations d’électricité pour répondre aux besoins des consommateurs, soulignant cependant que, ces dernières années, le pays avait exporté de l’électricité chez ses voisins pendant leurs périodes de pointe.
Tout en relevant que les interconnexions italiennes totalisaient une capacité de 5,5 gigawatts (GW), soit 15 % de la puissance installée au niveau national, ils ont estimé qu’elles devaient être renforcées, en particulier avec l’Autriche et la France. En effet, compte tenu du mouvement de constitution de groupes européens de l’énergie, l’accroissement des échanges d’électricité entre pays interconnectés permettra d’optimiser la gestion des différents parcs de production. Or, le volume des échanges est aujourd’hui limité par le manque de capacités de transit, ce qui pourrait justifier la réalisation de lignes privées (« merchant lines ») dont la construction est autorisée par la réglementation communautaire. Toutefois, ils ont souligné qu’à leur connaissance, Réseau de Transport d’Electricité (RTE) ne serait pas intéressé par le développement de ce type d’infrastructures.
Après avoir noté que le régulateur italien - l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) - n’avait pas de pouvoirs en matière d’investissements dans les réseaux de transport, MM. Bruno d’Onghia et Umberto Quadrino ont souligné que les autorisations pour construire des lignes de transport étaient particulièrement difficiles à obtenir en Italie, en raison de l’opposition des populations et de la difficulté à insérer ces ouvrages dans le paysage, par exemple dans la région des Alpes. En conséquence, ils ont considéré qu’il serait plus aisé de développer des interconnexions en utilisant les tunnels routiers existant, comme celui du Mont-Blanc.
Revenant sur la cohérence économique des groupes européens de l’énergie, ils ont souligné qu’en six ans, EDF et Edison n’avaient effectué aucun échange d’électricité visant à des arbitrages de prix et à l’optimisation de leurs capacités de production respectives, déduisant de ce constat que la logique présidant au regroupement des énergéticiens au niveau européen était uniquement de nature financière. Relevant que la France disposait de fortes capacités de base et l’Italie de fortes capacités de pointe, ils ont pourtant considéré que ces deux pays auraient un intérêt mutuel à accroître leurs échanges d’électricité. A cet égard, ils ont critiqué le système de mise aux enchères des capacités d’interconnexions puisqu’il conduit à ce que le différentiel de prix de l’électricité entre deux pays soit prélevé quasiment en totalité par le gestionnaire du réseau de transport (GRT), ce qui limite considérablement l’intérêt économique de l’échange. Concluant que le fonctionnement d’un véritable marché unifié de l’électricité supposait de développer les interconnexions, ils ont cependant reconnu que le but premier de celles-ci était de favoriser la sécurité du réseau européen d’électricité et que les activités commerciales ne pouvaient prévaloir sur cet objectif. Pour autant, ces dernières se sont fortement développées avec la libéralisation du marché européen de l’électricité sans qu’une seule nouvelle interconnexion entre la France et l’Italie n’ait été construite.
Interrogés sur leur opinion quant aux avantages et inconvénients de la libéralisation du secteur de l’électricité, MM. Bruno d’Onghia et Umberto Quadrino ont estimé que la constitution d’un marché libre de l’électricité avait des vertus puisque depuis 2003, date de la libéralisation en Italie, de nombreux investissements dans les moyens de production avaient été réalisés, notamment par des acteurs privés, alors qu’au cours des dernières années d’existence du monopole, ENEL avait très peu investi.
Considérant que le charbon ne constituait pas une filière d’avenir crédible pour répondre aux besoins en électricité de l’Italie et rappelant que le pays avait, par référendum, écarté le recours au nucléaire en 1987, ils ont considéré que la seule solution à moyen terme passait par le recours au gaz, tout en relevant les difficultés existantes pour construire des terminaux de regazéification nécessaires pour s’approvisionner en gaz naturel liquéfié (GNL). En effet, les ressources de la mer du Nord s’épuisant, il est aujourd’hui indispensable de rechercher de nouvelles filières d’approvisionnement pour alimenter les cycles combinés à gaz italiens : ainsi, une interconnexion gazière est actuellement en construction entre la Grèce et l’Italie et le pays peut également compter, dans une moindre mesure, sur le gaz venant d’Azerbaïdjan.
Considérant ainsi que la question de la sécurité d’approvisionnement en électricité de l’Italie à moyen terme supposait de renforcer la sécurité d’approvisionnement gazière, MM. Bruno d’Onghia et Umberto Quadrino ont estimé qu’à plus long terme, la question du nucléaire devrait être reposée. Ils ont illustré cette affirmation en rappelant que l’Italie ayant manqué de gaz au cours de l’année 2006, les électriciens avaient été conduits à remettre en fonctionnement de vieilles centrales à fioul. Au total, ils ont estimé que les autorités politiques devaient pleinement prendre leurs responsabilités en matière de planification à moyen terme des outils de production.
Enfin, ils ont évoqué brièvement l’incident du 4 novembre 2006 en rappelant les origines de cette panne (bonne réaction des mécanismes de défense des réseaux mais insuffisance de coordination entre les GRT) et présentant les remèdes à mettre en œuvre (notamment la nécessité d’améliorer cette coordination). Ils ont en outre rappelé que l’Italie avait été touchée par un incident très grave en septembre 2003 qui avait conduit le pays à se doter de nouvelles capacités de production (près de 10,8 GW entre 2003 et 2007) et à définir de nouvelles procédures techniques de gestion des réseaux.
II. Entretien avec MM. Alessandro Ortis, président de l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), Carlo Crea, secrétaire général, Guido Bertoni, directeur des marchés, Massimo Ricci, responsable des mécanismes d’ajustement, du transport et des stockages à la direction des marchés, Egidio Fedele dell'Oste, directeur des tarifs, et Mmes Marcella Pavan, responsable gestion et contrôle de la demande d’énergie à la direction des consommateurs et de la qualité des services, et Aurora Rossodivita, responsable des relations institutionnelles et internationales
Soulignant que l’Autorité pour l’énergie électrique et le gaz (Autorità per l’energia elettrica e il gas – AEEG) entretenait de très bonnes relations avec la Commission de régulation de l’énergie (CRE), en particulier pour ce qui concerne les questions transfrontalières, M. Alessandro Ortis a indiqué que les régulateurs européens coopéraient tant au sein du Conseil européen des régulateurs énergétiques (CEER) que du groupe formel des régulateurs placé auprès de la Commission européenne (European Regulators’ Group for Electricity and Gas – ERGEG). Tout en notant que la gestion du black-out italien de septembre 2003 avait conduit l’AEEG à coopérer de manière étroite avec les régulateurs des pays frontaliers, il a considéré que la panne du 4 novembre 2006 démontrait la nécessité de renforcer la coordination entre les régulateurs et entre les GRT.
Évoquant ensuite les compétences de l’autorité, qu’il a estimé très satisfaisantes et dont il a observé qu’elles étaient vraisemblablement plus étendues que celles de la CRE, M. Alessandro Ortis a précisé que l’AEEG n’avait pas de missions en matière de politique énergétique ni de sécurité d’approvisionnement, deux responsabilités dévolues au gouvernement. Ainsi, l’autorité, dont le financement est assuré par une contribution prélevée sur les opérateurs énergétiques, régule et contrôle le secteur, au moyen notamment d’inspections et de sanctions, conseille le gouvernement et le Parlement, à qui elle présente un rapport annuel, fixe les tarifs et définit la qualité de service attendu des opérateurs ainsi que les conditions de remboursement des consommateurs quand ces standards de qualité ne sont pas atteints. Elle veille également à la promotion de la concurrence sur le marché de l’électricité mais aussi à la protection du consommateur. Indiquant que l’AEEG n’avait pas pour mission de valider les plans d’investissements des opérateurs, il a néanmoins souligné qu’elle était en mesure d’agir sur les investissements par le niveau des tarifs et des standards de qualité : ainsi, les obligations de qualité incombant à une entreprise sont sanctionnées, en fonction des résultats obtenus, par un système de bonification/pénalité que l’AEEG a la possibilité de moduler pour tenir compte des réalités géographiques italiennes.
Puis, il a reconnu que les compétences des régulateurs énergétiques gagneraient à faire l’objet d’une meilleure harmonisation au niveau communautaire, évolution qui serait de nature à améliorer la qualité du travail effectué sous l’égide de l’ERGEG. Il a également considéré que la situation des consommateurs électro-intensifs - par l’intermédiaire des tarifs qui leur sont accordés - nécessitait elle aussi un examen à l’échelon communautaire, jugeant qu’il était de l’intérêt de l’Union européenne de favoriser le maintien sur son territoire de ce type d’activités industrielles.
M. Alessandro Ortis a ensuite indiqué que le nucléaire ne relevait pas de la responsabilité du régulateur qui, en la matière, a pour seule obligation d’intégrer dans les tarifs le coût du démantèlement des installations. Il a jugé que toute relance de cette énergie supposait d’obtenir le soutien de la population, de définir une solution durable au problème des déchets nucléaires et de trancher la question de la série nucléaire qui pourrait être déployée en cas de relance d’un programme électro-nucléaire, ce qui suppose de disposer d’une capacité industrielle pour construire les équipements nécessaires.
S’agissant des objectifs environnementaux du « paquet énergie » pour 2020 (20 % d’énergies renouvelables, 20 % de réduction des émissions de CO2 et 20 % d’amélioration de l’efficacité énergétique), qu’il a jugés très ambitieux, il a considéré qu’il était indispensable de s’occuper tout autant du secteur de la production électrique que de la situation spécifique de l’industrie, du secteur des transport et des bâtiments, et de placer la problématique dans un cadre mondial concernant tant les États-Unis que les pays en voie de développement.
Soulignant ensuite que le système de distribution d’énergie en Italie était fortement dispersé, avec 180 distributeurs d’électricité et 380 de gaz (les dix premiers opérateurs de chaque catégorie assurant respectivement 90 % de la distribution d’électricité et 50 % de celle de gaz), il a noté que si, dans le secteur de l’électricité, le tarif est défini au plan national, de même que la concession, dans celui du gaz, en revanche, les concessions sont communales et les tarifs définis à l’échelon des groupements de communes. Par ailleurs, il existe un système de péréquation nationale en électricité ainsi qu’un mécanisme facultatif permettant aux distributeurs dont les coûts de distribution ne seraient pas totalement couverts par le système de péréquation de demander que l’AEEG, à la suite d’une enquête personnalisée sur leurs coûts, leur accorde une compensation supplémentaire (procédure dont a ainsi bénéficié le distributeur électrique à Rome car ses coûts étaient élevés, notamment pour relier les consommateurs habitant dans le centre historique de la ville). En ce qui concerne le gaz, les tarifs locaux sont plus proches des recettes des distributeurs et le niveau du tarif est fondé sur le nombre tant de kilomètres de canalisations que d’utilisateurs, mais une procédure similaire à celle évoquée ci-dessus existe aussi quand les tarifs ne couvrent pas les coûts.
M. Alessandro Ortis a ensuite affirmé que l’Italie était en mesure de produire la totalité de l’électricité dont elle a besoin, y compris en période de pointe, tout en relevant que, pour des raisons de sécurité du système mais aussi d’optimisation économique, les interconnexions étaient fondamentales. Notant que les congestions observées sur les interconnexions existantes démontraient la nécessité de les développer, notamment avec la France, l’Autriche et la Slovénie, il a évoqué l’enthousiasme manifesté par les opérateurs privés italiens pour construire des lignes privées qui permettraient d’accroître les échanges commerciaux.
Puis il a indiqué que l’AEEG était favorable à la séparation patrimoniale (« unbundling ») entre les entreprises chargées de la production et du transport, seule manière, selon lui, de garantir la neutralité et l’absence de comportements discriminatoires de la part des GRT. Soulignant que cette option avait été choisie en Italie pour l’électricité avec la création de Terna, société désormais indépendante et faisant l’objet d’une régulation par l’AEEG qui fixe notamment les tarifs de transport, il a observé que tel n’était pas le cas dans le secteur du gaz où, le réseau de transport appartenant toujours à ENI, la neutralité du GRT n’est pas garantie.
S’agissant de la formation du prix de l’électricité, M. Alessandro Ortis a expliqué que 17 % correspondait au coût du transport et de la distribution, 60 % à celui de production, 13 % aux charges parafiscales destinées à financer le démantèlement des installations nucléaires, le soutien aux énergies renouvelables, les économies d’énergie et la péréquation, et enfin 10 % aux taxes sur la consommation versées à l’Etat, cette dernière part n’étant pas soumise au contrôle de l’AEEG. S’agissant du gaz, 41 % de son prix correspond aux taxes, 24 % à l’acheminement et 35 % à la matière première.
Il a en outre précisé que le montant des sanctions infligées aux opérateurs était versé au budget général de l’autorité mais qu’elle cherchait un moyen d’utiliser ces sommes pour réaliser des actions au bénéfice des consommateurs.
Après avoir indiqué qu’il appartenait à l’Autorité de garantie de la concurrence et des marchés (AGCM) de réprimer les comportements anticoncurrentiels, et que l’AEEG pouvait lui signaler l’existence de telles pratiques, M. Alessandro Ortis a réitéré son appréciation positive de la concurrence tout en soulignant que l’autorité était neutre vis-à-vis de la question de la propriété du capital des entreprises.
Enfin, il a précisé qu’elle expérimentait un dispositif d’interruptibilité de la fourniture d’électricité des consommateurs électro-intensifs pour assurer la sécurité d’approvisionnement en période de pointe, cette sujétion étant rémunérée. Il a estimé qu’un tel dispositif, qui doit être utilisé comme un outil de politique industrielle, gagnerait lui aussi à être harmonisé au niveau communautaire, en particulier en ce qui concerne le niveau de la rémunération de la sujétion.
III. Entretien avec M. Luigi Fiorentino, chef de cabinet de l’Autorità garante della concorrenza e del mercato (AGCM), Mme Roberta Angelini, assistante du chef de cabinet, Mme Ombretta Main, directeur énergie, et M. Andrea Venanzetti, directeur adjoint énergie
Après avoir précisé que l’Autorité de garantie de la concurrence et des marchés ( Autorità garante della concorrenza e del mercato – AGCM) avait, dans le domaine de l’énergie, les mêmes compétences que dans les autres secteurs de l’économie, à savoir veiller au respect des règles concurrentielles définies par les articles 81 et 82 du Traité instituant la communauté européenne (TCE) et par les normes nationales correspondantes, les membres de l’AGCM rencontrés par la délégation sénatoriale ont apporté les précisions suivantes :
– l’énergie est un secteur fortement régulé, ce qui conduit l’AGCM à travailler en étroite collaboration avec l’AEEG, les deux institutions menant de nombreuses actions en commun ; au demeurant, si l’AEEG, dans le cadre de ses missions, a connaissance de comportements anticoncurrentiels contrevenant aux articles 81 et 82 du TCE, elle les signale à l’AGCM qui a ensuite compétence pour intervenir ;
– à une question de la délégation portant sur le système de mise aux enchères des capacités d’interconnexion qui conduirait à ce que le différentiel de prix de l’électricité entre deux pays soit prélevé par le transporteur, il a été répondu que ce phénomène ne s’observait pas en Italie où l’électricité est plus chère qu’en France. En tout état de cause, si une telle situation se produisait en France, le différentiel de prix devrait bénéficier au consommateur. Au demeurant, les différentiels de prix ne doivent pas être le fruit d’une réglementation ad hoc mais d’un jeu concurrentiel normal entre les acteurs ;
– les gros consommateurs italiens (plus de 0,1 GWh de consommation par an) s’approvisionnent sur les marchés de gros où le prix est fixé en fonction des cours de la bourse électrique ;
– les consommateurs domestiques sont approvisionnés par des sociétés locales de distribution s’approvisionnant auprès d’un distributeur unique. Le prix de l’électricité pour ces consommateurs, qui est unique, est fixé par l’AEEG mais celle-ci, avec l’ouverture totale du marché de l’électricité à la concurrence le 1er juillet 2007, réfléchit à une évolution de ce système tarifaire ;
– toutes les catégories d’opérateurs (entreprises, clients, AEEG, ministre, etc…) sont autorisées à saisir l’AGCM en cas de présomption de comportement anticoncurrentiel. L’autorité engage alors une instruction au cours de laquelle les éléments de preuve sont recueillis et, si elle démontre un comportement contraire au droit de la concurrence, elle a la possibilité d’imposer des sanctions. Depuis août 2006, elle peut surseoir à l’exécution de ces sanctions si l’entreprise fautive s’engage à mettre fin à l’infraction ;
– la libéralisation du marché de l’électricité en Europe n’a pas encore produit un niveau de concurrence satisfaisant en raison de l’imperméabilité des différents marchés nationaux tenant à l’existence, dans certains pays, d’un opérateur historique dominant, ainsi qu’à l’insuffisance des interconnexions transfrontalières. Dans ces conditions, les opérateurs sont incités à se regrouper au niveau européen pour élargir leur assise et lever les inconvénients liés à cette segmentation des marchés. Par ailleurs, la séparation patrimoniale entre producteurs et transporteurs permettrait sûrement de remédier à certaines de ces difficultés ;
– concurrence et sécurité d’approvisionnement ne sont pas deux notions antinomiques puisque l’élargissement du marché résultant de la concurrence permet de diversifier les sources d’approvisionnement. Dans le cadre d’un marché européen de l’électricité véritablement concurrentiel, la France pourrait mieux utiliser l’avantage compétitif dont elle dispose grâce au nucléaire ;
– à une question de la délégation portant sur les raisons conduisant les prix de l’électricité à s’aligner sur les offres les plus chères, il a été répondu que les producteurs d’électricité formulent leurs offres par ordre croissant et que l’équilibre du prix se forme par confrontation avec la liste des demandes des consommateurs ;
– s’agissant des hausses de prix subies par les consommateurs électro intensifs, qui les ont conduits en France à réclamer la création d’un dispositif permettant à ceux d’entre eux qui avaient fait le choix de la concurrence de bénéficier d’un tarif réglementé, il a été affirmé que le rapport direct entre la concentration des opérateurs et la hausse des prix a été confirmé par une étude de la direction générale de la concurrence de la Commission européenne. Les imperfections actuelles du marché de l’électricité sont liées à la difficulté de passer d’un système réglementé à un système libéralisé, alors que le marché n’est pas encore véritablement concurrentiel.
Mardi 24 avril 2007
IV. Entretien avec M. Luigi de Francisci, directeur des affaires réglementaires de la société Terna (gestionnaire du réseau de transport), M. Luca d’Agnese, directeur des opérations Italie, et Mme Cristina Pascucci et M. Sebastien Bumbolo, direction des affaires réglementaires
Après avoir indiqué que la société Terna avait acquis progressivement son indépendance et la propriété du réseau au début des années 2000, l’entreprise devenant totalement indépendante le 1er novembre 2005, M. Luigi de Francisci a précisé qu’elle possédait et gérait désormais près de 98 % du réseau de transport national d’électricité. Son actionnariat est composite puisque la Caisse des dépôts et consignations (CDC) italienne possède 30 % du capital, ENEL 5,1 %, Generali 4,9 %, les investisseurs institutionnels 23,8 %, le solde étant détenu par des actionnaires individuels.
Les dispositions relatives au réseau de transport rendent donc Terna totalement indépendante des opérateurs de l’amont et de l’aval du secteur électrique. Des règles spécifiques ont été édictées en ce qui concerne les membres du conseil d’administration et, à ce titre, sur les sept membres représentant la CDC au conseil d’administration, six sont indépendants. M. Luigi de Francisci a estimé que ce système de gestion du réseau présentait de nombreux avantages : une meilleure régulation, une garantie pour les investisseurs, de nouvelles potentialités pour développer le réseau national et les interconnexions, ainsi qu’une meilleure sûreté. Il a souligné que Terna était placée sous le contrôle du régulateur, l’AEEG, qui détermine notamment les conditions de rémunération des investissements et du capital.
M. Luca d’Agnese a expliqué que le réseau de transport italien, composé de 40.000 kilomètres de lignes à haute tension, était le fruit d’investissements effectués dans les années 1970 mais qu’après cette période, il ne s’était pas développé suffisamment pour absorber la hausse de la demande d’électricité. Aussi a-t-il précisé que Terna envisageait d’investir près de 2,7 milliards d’euros entre 2007 et 2011, 80 % de ces investissements étant consacrés au développement de nouvelles lignes et 20 % au renouvellement d’installations obsolètes. Si ce plan a pour objectif de rendre possible, au cours des cinq prochaines années, l’exploitation d’une capacité supplémentaire de 3.000 à 5.000 mégawatts (MW), les autorisations pour construire ces nouvelles infrastructures sont cependant difficiles à obtenir en raison de l’opposition des populations et de l’atteinte aux paysages et à l’environnement. Pour lever ces difficultés, Terna mène d’intenses concertations avec les régions et les entreprises locales, privilégie l’enfouissement des lignes, notamment de celles à très haute tension, et veille à mieux intégrer les pylônes électriques dans leur environnement.
Relevant ensuite que l’Italie était, en Europe, le pays qui projetait de développer le plus fortement ses capacités de production au cours de la période 2006-2010, notamment grâce à la construction de centrales à gaz et d’installations d’énergies renouvelables, M. Luca d’Agnese a noté que, dans la mesure où les nouvelles unités de production étaient construites dans des régions faiblement peuplées où la consommation est faible, il était nécessaire de renforcer les liaisons entre les lieux de production et de consommation.
Puis, il a précisé que la sécurité du réseau était garantie par l’existence de nombreuses règles définies soit au niveau de l’Union pour la coordination du transport d’électricité (UCTE), soit dans l’acte de concession du réseau, soit enfin dans le code des réseaux établi par l’AEEG. Il a d’ailleurs souligné qu’à la suite de la panne du 4 novembre 2006, Terna s’était associée à RTE et à Elia, le transporteur belge, pour former une plainte à l’encontre d’E.ON Netz qui n’a pas respecté les règles de sécurité définies par l’UCTE.
M. Sébastien Bumbolo a, quant à lui, fait le point sur les règles encadrant la tarification des échanges internationaux d’électricité. Observant à titre d’exemple que, compte tenu du fonctionnement des réseaux, les échanges d’électricité entre la France et l’Italie peuvent transiter par la Suisse, il a expliqué que ce pays était obligé de renforcer ses réseaux pour permettre le transit d’une énergie qui n’est pas consommée sur son territoire. Pour éviter que l’électricité ne soit assujettie au tarif de transport dans tous les pays qu’elle traverse, la Commission européenne a incité les GRT à négocier un accord pour définir les modalités de compensation des coûts qu’ils supportent au titre des échanges internationaux. Cet accord, le mécanisme ITC (Inter-TSO Compensation Mechanism for Transit), a été finalisé en 2002 et fait actuellement l’objet d’une renégociation qui inquiète Terna dans la mesure où certaines estimations laisseraient à penser que sa contribution viendrait à doubler, ce qui constituerait un renchérissement excessif, et donc inacceptable, de sa participation financière à ce mécanisme de compensation.
Revenant sur la question des pannes d’électricité, M. Luca d’Agnese a souligné que tous les évènements accidentels n’avaient pas nécessairement une cause unique mais étaient souvent le fruit d’une conjonction de facteurs. Il a estimé que le black-out italien de 2003 était lié au manque de coordination entre les GRT des pays concernés et que l’amélioration de la circulation des informations entre ces acteurs était de nature à atténuer les conséquences d’une erreur. Or, il a considéré que l’intégration des GRT et des producteurs pouvait constituer un obstacle à l’amélioration de cette coordination dans la mesure où les producteurs sont réticents à communiquer à leurs concurrents certaines données sensibles, de nature commerciale. Aussi a-t-il plaidé pour que les GRT fassent l’objet de mesures de séparation efficaces afin que les acteurs du marché de l’électricité les perçoivent comme pleinement indépendant, sans toutefois se prononcer sur la nécessité d’aller vers une séparation patrimoniale (unbundling) dès lors que des résultats comparables à ses effets peuvent être atteints grâce à de bonnes règles de gouvernance.
M. Luigi de Francisci a indiqué, suite à une question de la délégation sur le pouvoir du gouvernement en matière d’orientation des investissements, que la production était une activité libéralisée et que tout projet de construction de centrale était uniquement soumis à un régime d’autorisation administrative ne portant pas sur la localisation de l’investissement. En conséquence, le seul signal d’orientation des investissements est celui des prix de marché, qui peuvent varier en fonction des zones : ainsi, le marché italien de l’électricité est divisé en plusieurs zones dont les prix, déterminés notamment pas les pics de consommation et les congestions, sont différents.
En revanche, le transport d’électricité est une activité de service public gérée par Terna, sous concession de l’Etat pour une durée de 25 ans. L’Etat garde donc le contrôle du réseau et la programmation des investissements se matérialise par un plan annuel de développement qui fait l’objet d’une approbation ministérielle. A ce titre, le ministre du développement économique peut faire des remarques ou faire intégrer des éléments dans ce plan. Enfin, tout projet de ligne privée en Italie (merchant line) doit faire l’objet d’une autorisation ministérielle, Terna émettant un avis technique qui porte sur la compatibilité du projet avec la sécurité du système. Si, à ce jour, Terna n’a été saisie d’aucune demande, il conviendra de sélectionner avec rigueur les éventuels projets dans la mesure où le développement des lignes privées serait de nature à complexifier la gestion du réseau. S’agissant du système actuel de mise aux enchères des capacités d’interconnexion, les sommes collectées sont utilisées par Terna pour diminuer les coûts de transport, ce qui permet ainsi de restituer le bénéfice de ce mécanisme à tous les utilisateurs du réseau.
V. Entretien avec MM. Denis Lohest, directeur général d’Electrabel Italia, Mario Rastelli, responsable des affaires réglementaires, Massimo Sapienza, responsable de la planification et de la communication, Claudio Cosentino, responsable de la planification et du développement, Pierluigi Noveri, conseiller, et Mme Vanessa Persi, responsable de la réglementation et du marché de l’énergie
Après avoir indiqué qu’Acea et Electrabel avaient constitué une joint venture pour assurer la distribution d’électricité à Rome, faisant de cette entité la deuxième société de distribution en Italie, et souligné qu’2006, Electrabel avait produit 11,4 TWh des 300 TWh de production totale en Italie, M. Denis Lohest a rappelé les principales caractéristiques de la situation du marché de l’électricité en Italie : importations à hauteur de 15 % des besoins, renonciation à l’énergie nucléaire à la fin des années 1980 et prix de l’électricité fortement dépendant de celui des hydrocarbures en raison du développement important du parc de centrales à gaz.
Ayant ensuite souligné que la plupart des nouveaux moyens de production électrique étaient situés dans le sud de l’Italie en raison de la plus grande facilité à trouver des sites pour les accueillir et, dans une moindre mesure, de l’existence de subventions publiques, il a relevé que le marché de l’électricité italien était divisé en six sous-marchés dont les prix diffèrent en raison des congestions. Compte tenu de l’inadéquation géographique entre les zones de production et de consommation, il s’est interrogé sur la capacité du réseau de transport à acheminer l’électricité du sud vers le nord du pays, d’autant plus que tout projet de nouvelle ligne fait l’objet de fortes oppositions locales. Il a, à cet égard, jugé que la forte préoccupation des Italiens à l’égard des effets sanitaires des champs électro-magnétiques des lignes de transport masquait la véritable raison de ces oppositions, qui est l’atteinte aux paysages.
Puis, ayant noté que 20 gigawatts (GW) avaient été autorisés depuis le début des années 2000 et que 15 GW supplémentaires pourraient l’être entre 2006 et 2009, M. Denis Lohest a relevé que la plupart de ces projets étaient des centrales à gaz, qui remplacent des centrales à fioul, estimant que cette évolution posait la question de la sécurité d’approvisionnement en gaz. Soulignant que des terminaux de regazéification devraient être mis en service pour permettre une alimentation en GNL, qui permet de diversifier les sources d’approvisionnement, il a mis en lumière le fait que le marché du gaz était contrôlé à hauteur de 80 % par ENI, entreprise auprès de laquelle Electrabel Italie s’approvisionne pour alimenter ses centrales à gaz.
Revenant sur les conditions d’organisation du secteur de l’électricité en Italie, il a précisé que le gestionnaire des services électriques (GSE), possédé à 100 % par l’Etat, exerçait les deux fonctions principales d’acheteur unique de la totalité de l’électricité consommée par les clients régulés et de gestionnaire de la bourse de l’électricité (IPEX), et que, depuis peu, il détenait un rôle clé en matière de promotion des énergies renouvelables (ENR) au travers de la gestion du dispositif des « certificats verts ».
S’agissant précisément des ENR, M. Denis Lohest a indiqué que si 3 GW d’éolien devraient être mis en service en 2008, en particulier dans le sud de la péninsule, cette source d’énergie n’était rentable que grâce à des subventions publiques massives puisque seules certaines régions italiennes (le sud et les îles) présentent des vents satisfaisants pour l’exploitation de ce type d’énergie. De manière plus générale, les ENR plafonnent à 50 TWh, soit 18 % de la production totale d’électricité, dans la mesure où le territoire n’offrant plus de possibilités de développement de l’hydraulique, toute croissance doit être fondée sur la biomasse et l’éolien. Il a ensuite expliqué que le système de tarif de rachat de l’électricité verte serait progressivement remplacé par le dispositif des « certificats verts », notamment pour les nouvelles installations et les installations existantes ayant fait l’objet de travaux de modernisation. Il a également souligné qu’un marché des « certificats blancs » avait été mis en place en 2004 afin de favoriser la réalisation d’économies d’énergie.
Enfin, il a souligné que le système tarifaire actuel dont bénéficient les clients régulés serait amené à évoluer avec l’ouverture totale à la concurrence du marché de l’électricité au 1er juillet 2007.
VI. Déjeuner de travail avec SE M. Yves Aubin de la Messuzière, Ambassadeur de France, M. Fulvio Conti, administrateur délégué du groupe ENEL, M. Alberto Bradanini, responsable des relations institutionnelles et internationales d’ENEL, Mme Francesca di Carla, responsable stratégie d’ENEL, M. Jean-Marie Metzger, ministre conseiller, chef de la mission économique de Rome, et Mme Isabelle de Frayssinet, premier secrétaire en charge des affaires politiques
Constatant que plusieurs marchés régionaux se constituent en Europe dans le domaine de l’énergie, avec les ensembles France/Benelux/Allemagne, Espagne/Portugal, Balkans, Europe de l’Est et Russie/étranger proche, M. Fulvio Conti a estimé important pour l’Italie de se positionner dans ce contexte, la position dominante de la Russie dans la production de gaz devant en outre la pousser à se regrouper avec d’autres pays pour négocier les tarifs.
Évoquant ensuite la politique de libéralisation des marchés de l’énergie, il a considéré qu’elle devait se concrétiser par la création de gestionnaires de réseaux indépendants ainsi que d’un régulateur fort et par l’absence de monopole sur les marchés. Constatant que le marché italien était, selon le modèle préconisé par l’Union européenne, complètement libre depuis le démantèlement d’ENEL - ancienne société publique qui ne détient aujourd’hui plus que 31 % du marché de la fourniture d’électricité - et la création de Terna - le gestionnaire du réseau de transport d’électricité - et de l’AEEG - l’autorité de régulation -, M. Fulvio Conti a estimé que la libéralisation avait permis une reprise massive des investissements dans les capacités de production et des baisses de prix pour les gros consommateurs, en raison de la possibilité qui leur est désormais reconnue de mettre en concurrence les producteurs. Il a ainsi souligné que, depuis la libéralisation, le prix de l’électricité en Italie n’avait augmenté que de 9 % alors que, dans le même temps, le prix du pétrole avait été multiplié par trois. Il a relevé que la France se trouvait dans une situation différente, avec un opérateur historique très puissant, et émis des réserves sur la réalité de l’indépendance de la CRE.
Au cours d’un large échange de vues, M. Fulvio Conti a par ailleurs précisé qu’ENEL cherchait à investir sur le territoire français, dans les cycles combinés à gaz et les éoliennes. Il a expliqué que, du fait du contrôle des règles concurrentielles limitant l’action du groupe en Italie, il souhaitait augmenter sa présence en Europe, notamment en France (rappelant la tentative échouée de rapprochement avec Suez) et en Espagne (rapprochement avec Endesa). Soucieux que chaque pays conserve son indépendance énergétique, il a en outre défendu l’idée selon laquelle, pour la sécurité du système électrique, les interconnexions transfrontalières ne doivent constituer qu’un apport résiduel. Pour autant, il s’est déclaré favorable à la création d’une autorité supranationale chargée de ces interconnexions afin qu’elles soient suffisantes et de bonne qualité.
VII. Entretien avec M. Domenico Gaudioso, responsable des affaires internationales à la direction de l’énergie et des ressources minières du ministère du développement économique, Mme Laura Antinarelli, bureau de la coordination électrique, Mme Rosella Basselica, bureau du marché électrique, et M. Gianfelice Poligioni, bureau de la distribution d’énergie électrique
Rappelant que les incidents électriques dont a été victime l’Europe tant en 2003 qu’en 2006 nécessitaient de bâtir un système de production d’électricité diversifié avec de bonnes infrastructures de transit, M. Gianfelice Poligioni a souligné que la société Terna était en charge de la gestion du réseau de transport et qu’elle soumettait chaque année un plan de développement de ses infrastructures, tant au niveau national que pour les interconnexions, à l’approbation du ministre du développement économique.
Mme Laura Antinarelli a précisé qu’il n’existait pas en Italie de dispositif comparable au système français de programmation pluriannuelle des investissements de production électrique dans la mesure où il revenait aux producteurs privés de réaliser leurs projets sur la base de la demande d’électricité et de choisir le lieu approprié pour effectuer leurs investissements. Elle a insisté sur le fait que par une loi votée en 2002, le gouvernement avait décidé de simplifier les procédures d’autorisation administrative pour accélérer la réalisation des investissements de production, soulignant que si le ministère du développement économique était en charge de la coordination de ces procédures et recevait notamment les avis des collectivités locales et du ministère de l’environnement, il ne pouvait pas s’immiscer dans les décisions de localisation des investissements. Après le vote de cette loi, le volume des investissements a fortement augmenté puisque, entre 2003 et 2007, près de 20.000 MW ont été autorisés, 9.500 MW ayant déjà été mis en service à ce jour. Dans ce programme, des centrales à fioul ont été remplacées par des centrales à gaz, plus respectueuses de l’environnement.
Relevant que la réalisation de lignes privées était autorisée sur le fondement du règlement communautaire 1228/2004, M. Gianfelice Poligioni a estimé que si un certain nombre de conditions étaient réunies, tenant en particulier aux exigences de sécurité du réseau, ces lignes pouvaient constituer une alternative à celles réalisées directement par les GRT. Notant que plusieurs projets avaient été soumis au ministère, notamment pour renforcer les interconnexions avec l’Autriche, la Suisse, la Slovénie et l’Albanie, il a déclaré ne pas savoir si ces initiatives avaient abouti.
Mme Laura Antinarelli a indiqué qu’en Italie, à l’exception du tarif de fourniture aux clients captifs et des prestations d’acheminement, dont les niveaux sont fixés par le régulateur, les prix de l’électricité ne sont pas administrés et se déterminent librement sur le marché. Elle a considéré que ces prix sont élevés en raison de l’existence d’un opérateur dominant et de la structure du parc de production, qui utilise massivement du charbon et du gaz.
S’agissant de la promotion des ENR, M. Domenico Gaudioso a rappelé que l’Italie était tenue par les objectifs de la directive 2001/77, appelés à augmenter eu égard aux décisions du Conseil des ministres de l’Union européenne des 8 et 9 mars dernier. Il a toutefois indiqué que, malgré le développement de la biomasse, du photovoltaïque et de la valorisation énergétique des déchets, la production d’ENR n’avait pas augmenté en Italie en raison de la chute de la production hydroélectrique. Il a expliqué qu’un système de Certificats verts (CV) avait, pour permettre aux producteurs électriques italiens de satisfaire à l’obligation d’introduire 3,05 % d’énergie verte dans le réseau, progressivement remplacé un vieux système d’incitation appelé CIP 6 rémunérant aussi bien la production ENR que des sources assimilées aux ENR. Il a ajouté que l’Italie revoyait actuellement ce système des CV pour adopter un modèle fondé sur une rémunération différenciée en fonction des sources ENR considérées.
M. Gianfelice Poligioni a enfin souligné que l’Italie escomptait des effets positifs de la libéralisation du marché énergétique et que la hausse récente des prix de l’électricité résultait de celle du prix des énergies fossiles, du fait de la forte sensibilité du parc de production italien aux variations du coût du pétrole et du gaz. Il a insisté sur la nécessité pour l’Italie de se doter de terminaux de regazéification pour diversifier les sources d’approvisionnement en gaz, relevant que la construction de douze terminaux était aujourd’hui projetée sans pour autant qu’aucun de ces projets n’ait encore abouti. Il a enfin relevé que la sécheresse actuelle dont était victime l’Italie était très préoccupante puisqu’elle empêchait l’utilisation d’une capacité de 8.000 MW d’électricité hydraulique sur le Pô.