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Approvisionnement électrique : l'Europe sous tension (auditions et déplacements)

 

ARKEMA - 14 mars

M. Nicolas de Warren, directeur des relations institutionnelles

M. Bruno Sido, président - Nous accueillons maintenant Nicolas de Warren, directeur des relations institutionnelles d'Arkema. Je vous souhaite la bienvenue et vous prie de nous présenter Arkema dans un premier temps, puis de nous donner votre sentiment sur la sécurité d'approvisionnement en électricité en France, puisque que ce sujet est l'objet de notre mission commune d'information. Des questions vous seront ensuite posées.

M. Nicolas de Warren, directeur des relations institutionnelles d'ARKEMA - M. le président, Messieurs les Rapporteurs et Messieurs les Sénateurs, je vous remercie de nous recevoir aujourd'hui. Je vous présente les excuses de mon président, Thierry Le Hénaff, retenu aujourd'hui par la publication des résultats de notre première année d'exercice. Il est désolé de n'avoir pu se rendre à cette audition.

Je vous propose de centrer mon propos sur un aspect très directement lié au black out du 4 novembre dernier, c'est-à-dire de montrer dans quelle mesure les grands consommateurs d'électricité industriels que nous sommes peuvent éventuellement contribuer à la sécurité de fourniture d'électricité en France.

Arkema, jusqu'à l'année dernière, était une filiale à 100 % du groupe Total. Total l'a placée en bourse et elle est aujourd'hui un groupe totalement indépendant. Numéro un de la chimie en France, avec un chiffre d'affaires de 6 milliards d'euros, nous possédons des métiers très diversifiés, comme toujours dans la chimie : un tiers de l'activité concerne la chlorochimie -des électrolyses en amont à la transformation du chlorure de polyvinyle (PVC) en aval-, un tiers la chimie industrielle -produits fluorés, oxygénés, acryliques...-, et un tiers des produits de spécialité ou de performance. Il est à noter que nous sommes un groupe à vocation internationale, mais à dimension encore largement française : sur 17 000 salariés, 10 000 sont français, et sur 80 sites industriels, 30 se situent en France.

Nous comptons en France, parmi nos principaux sites, quatre sites chlorochimiques, où nous possédons des électrolyses, en amont de la filière chlore, soude et PVC. Ces sites ont un profil et une consommation électriques particuliers. Globalement, nous sommes l'un des plus importants consommateurs industriels d'électricité en France. Nous faisons d'ailleurs partie des membres fondateurs du consortium Exeltium, et nous nous félicitons à cet égard de l'accord qui a été conclu avec EDF, après de nombreuses et longues discussions. Nous ne désespérons pas de pouvoir nouer des accords comparables avec d'autres producteurs ou d'autres distributeurs.

Notre consommation totale s'élève à 5,5 térawattheures (TWh), soit une puissance installée de 620 mégawatts (MW). A l'intérieur de cet ensemble, les quatre sites d'électrolyse, électro-intensifs au sens de la loi de finances rectificative pour 2005, représentent une consommation de 4 TWh, donc 450 MW. Ces quatre sites sont situés à Lavéra, Fos-sur-Mer, Jarrie et enfin Saint-Auban, où se trouve une petite électrolyse spécialisée, en cours d'installation.

M. Bruno Sido, président - Votre consommation représente une tranche de centrale.

M. Nicolas de Warren - Exactement, nous consommons une tranche de centrale de deuxième palier. Il existe une consommation industrielle « normale » sur ces sites, mais la particularité de la chlorochimie réside dans le fait que l'électricité représente pour elle avant tout une matière première. C'est un critère fondamental que nous avons mis en avant tout au long de nos discussions au sein d'Exeltium. En fait, en chlorochimie, la réaction électrolytique utilise deux matières premières : le sel et l'électricité. Le courant électrique passant entre l'anode et la cathode provoque l'électrolyse du sel et le dissocie en chlore et en soude. L'électricité pèse ainsi 60 % du coût variable d'une tonne de chlore et de soude réunis. Ce chiffre est considérable. Nous représentons à la fois un très grand consommateur et un consommateur très électro-intensif.

M. Bruno Sido, président - Pour comprendre, pouvez-vous faire une comparaison avec l'aluminium ?

M. Nicolas de Warren - L'aluminium est dans une situation sensiblement comparable à la nôtre. Cette industrie possède le même degré d'électro-intensivité que la nôtre. L'électrométallurgie est d'ailleurs basée sur l'électrolyse de l'aluminium dit primaire. Les procédés et les contraintes techniques sont donc assez semblables et, de fait, nos réponses se ressemblent. L'électricité, pour l'acier liquide, est importante, mais elle ne constitue pas une matière première, tout comme pour la verrerie, la cimenterie et la papeterie, puisqu'elle représente seulement de l'ordre de 8, 10 ou 15 % du coût variable.

Concernant la question de la sécurité d'approvisionnement, je vais centrer mon propos sur une distinction que vous connaissez parfaitement, mais que je souhaite rappeler.

D'un côté, il existe les règles fixées pour tenir compte de la problématique économique et commerciale de la planification des capacités de pointe. Il s'agit d'une rémunération contractuelle -et donc de nature commerciale- d'un effacement programmé, dans le cadre d'une recherche d'optimisation par chaque producteur ou distributeur de sa capacité, convenue avec l'utilisateur. Cette disposition doit permettre de limiter les investissements de surcapacité en pointe qui sont peu rentables. Il est clair qu'en complément d'investissement sur des centrales il peut être intéressant, pour d'importants consommateurs, de négocier des effacements programmés, de type « effacement des jours de pointe » (EJP). La négociation s'opère alors sur une base contractuelle et la valorisation économique est déterminée en fonction des intérêts du producteur, de son profil de production sur l'année, des différentes périodes de tension... et de ceux du consommateur. Ce dispositif d'effacement programmé a montré son efficacité dans tous les pays européens. Il est basé sur des préavis suffisants pour pouvoir ralentir ou arrêter l'installation, avec une « profondeur d'effacement » plus ou moins importante selon l'ampleur du besoin des producteurs. Voici donc le premier élément, largement apprécié aujourd'hui.

Le deuxième élément s'inscrit dans une situation de tension accidentelle, provoqués par des facteurs de différentes natures. Comment le gestionnaire technique du réseau fait-il face, dans des délais très courts, à ces déséquilibres brutaux, imprévisibles ? Nous avons connu cette situation le 4 novembre 2006. Les causes sont les accidents sur les moyens de production ou sur le réseau, dus par exemple à des conditions climatiques extrêmes imprévisibles, créant un déséquilibre brutal entre l'offre et la demande. Le dernier cas recensé, qui n'a heureusement pas provoqué de black out, mais a inquiété RTE, était l'idée d'associations écologistes il y a quelques semaines. Elles demandaient aux Français d'interrompre leur consommation d'électricité et d'éteindre leurs lumières pendant cinq minutes aux alentours de vingt heures. RTE était très inquiet parce qu'il savait que l'événement avait une certitude avérée, mais il ne connaissait pas l'ampleur de la réduction de consommation qui interviendrait sur le réseau et donc du risque de déséquilibre instantané. Ce cas de figure était inédit, mais, heureusement, l'interruption de consommation est restée dans des proportions limitées.

M. Bruno Sido, président - Vous signifiez ainsi, très élégamment d'ailleurs, que certaines personnes sont irresponsables.

M. Nicolas de Warren - Ce geste me semblait en tout cas avoir du sens et une portée symbolique intéressante.

M. Bruno Sido, président - Les conséquences auraient pu être fâcheuses.

M. Nicolas de Warren - L'exploitant et les dispacheurs ont dû ressentir une grande angoisse pendant quelques minutes. Dans ce cas, la manifestation systématique du déséquilibre sur le réseau est un écroulement de la fréquence. Ainsi, le 4 novembre 2006, la fréquence normale de 50 Hz est tombée à 49,80 Hz.

Il existe alors trois niveaux d'intervention. Le premier est la réserve primaire, qui correspond à l'asservissement automatique de délestage sur les postes sources de distribution, dès que le seuil de 50 Hz fixé pour les automates programmables est franchi à la baisse. Ces plans de délestage ont conduit en France à délester 5 millions de consommateurs et environ 500 MW dans la demi-seconde qui a suivi la diminution de fréquence. Les autres niveaux sont les réserves secondaire et tertiaire : une mobilisation immédiate des réserves de pointe disponibles intervient alors, telles que les chasses hydrauliques, les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) et les centrales à cycle combiné gaz (CCG).

Par ailleurs, au cours de l'incident, il s'est produit en France et en Allemagne un phénomène perturbateur de deuxième niveau : le décrochage des moyens de production décentralisés -éolien, CCG-, dû aux dispositifs de préservation de l'intégrité de ces équipements.

M. Bruno Sido, président - Excusez-moi de vous interrompre, mais je souhaiterais m'attarder sur ce point important. Vous nous avez dit qu'en deçà du seuil de 50 Hz il se produit un décrochage. Est-ce justifié techniquement pour préserver l'intégrité des appareils ?

M. Nicolas de Warren - Absolument. A un certain niveau de puissance, cette mesure est justifiée. Chaque équipement électrique domestique possède de la même manière une fréquence d'exploitation. Il existe une certaine tolérance de fréquence, mais fondamentalement, la sensibilité est extrême.

M. Bruno Sido, président - Le seuil est tout de même faible.

M. Nicolas de Warren - Effectivement. Vous verrez plus loin avec l'exemple anglais que les seuils de décrochement sont à 49,75 ; 49,70 ou 49,65 Hz.

M. Bruno Sido, président - C'est déjà mieux.

M. Nicolas de Warren - Effectivement. Je ne sais pas à quels seuils de déclenchement sont réglés les automates programmables. Probablement est ce progressif, c'est-à-dire selon plusieurs tranches de délestage réglées sur des seuils différents.

M. Bruno Sido, président - Pour le chlore, toutes les fréquences ne conviennent pas, puisqu'il s'agit de courant continu.

M. Nicolas de Warren - En l'occurrence, dans le cadre de la panne du 4 novembre, aucune de nos usines n'a été délestée, parce que les installations « SEVESO seuil haut » sont préservées dans les plans de délestage. Cette disposition est paradoxale. Les plans de délestage doivent être aménagés techniquement et légalement. Nous y reviendrons plus en détail, lorsque je dresserai une comparaison entre la France et l'Italie, qui vous éclairera sans doute de façon complémentaire.

Par ailleurs, structurellement, il me semble que nous nous accordons à penser que l'évolution de l'offre, autant que celle de la demande et des prix, est susceptible d'aggraver les risques de coupure. Le profil de consommation change, et nous assistons en France notamment à une évolution fondamentale de la consommation, qui n'est pas encore très marquée, mais qui va s'aggraver. La distorsion du profil de consommation, due à des augmentations de la consommation en pointe, voire en hyperpointe, et au tassement, voire à la régression, de la consommation en base. Or la consommation de base correspond par nature à la configuration technique du parc électronucléaire et à son équilibre, puisqu'elle est continue, vingt quatre heures sur vingt-quatre, pendant 355 jours environ par an.

A l'inverse, la consommation en pointe se développe, correspondant à des pointes journalières, saisonnières, mais aussi à de nouvelles pointes liées au développement de la climatisation résidentielle. Ce phénomène nouveau est très net dans un pays comme la Chine, où nous sommes producteurs de produits chimiques et d'importants consommateurs d'électricité. Des pointes, et donc des ruptures de délestage, apparaissent en été, sensiblement plus importantes que celles constatées en hiver. A Shanghai par exemple, les problèmes de délestage interviennent en juillet et en août, mais pas en janvier. A cela s'ajoutent les impacts climatologiques. Les conditions anticycloniques cumulent ainsi sécheresse, canicule et vent, concourant à produire un débit aulique faible, et donc à une indisponibilité du parc éolien.

De la même façon, le profil de production évolue, ce qui va accroître la complexité de l'équilibrage en pointe pour les gestionnaires de réseau. Le parc éolien par exemple possède une production aléatoire par nature. Sa disponibilité moyenne est de 2 500 heures par an, soit 28 à 29 % de l'année, avec une disparité assez forte. Ce bilan a notamment été réalisé en Allemagne. Le développement du parc éolien génère des besoins supplémentaires en réseaux, et également en capacité. En effet, quand l'éolien décroche, il faut lui substituer instantanément une capacité alternative disponible. L'éolien ne répond donc pas en lui-même au problème du déficit des capacités de production. Compte tenu de son caractère aléatoire dans le temps, il génère même un besoin d'investissements supplémentaires dans les réseaux et dans des moyens de production de substitution en cas de panne. Cet aspect n'est pas négligeable, et le gestionnaire du réseau le souligne régulièrement.

L'hydraulique, lui, a une disponibilité moyenne de 2 000 heures par an, variable selon le type d'unité. Les autres modes -CCG, biomasse, photovoltaïque, géothermie- présentent d'importantes contraintes techniques et apportent des réponses limitées.

Dans ce contexte, quelle est la contribution possible des industriels très électro-intensifs ? Plusieurs textes ont tenté de définir ces industriels. En France la loi de finances rectificative pour 2005 -créant les articles 217 quindecies et 238 bis HV à 238 bis HZ du code général des impôts- a permis de fixer le cadre juridique d'Exeltium. En Europe, la définition de la directive de 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité est, quant à elle, assez pertinente. Elle vise spécifiquement l'électrochimie et l'électrométallurgie primaire, puisqu'elle les exclut de son champ d'application Cette exclusion vaut définition. La définition de la directive est ainsi assez précise et a le mérite d'être en vigueur. En outre, son caractère correspond bien à la spécificité technique que nous évoquions précédemment.

L'électrochimie et l'électrométallurgie primaire représentent en France une puissance de 1 000 MW et concernent dix sites environ, dont quatre chez Arkema. Compte tenu de l'extrême urgence requise pour assurer l'équilibrage du réseau en cas de crise, l'existence d'un pouvoir de substitution, c'est-à-dire d'une « prise en main » par le gestionnaire du réseau, nous paraît indispensable. Ce principe nous semble fondamental. Dans le cadre des effacements programmés, la responsabilité de diminuer ou d'arrêter notre consommation nous appartient en tant qu'exploitant. Ni le gestionnaire du réseau, ni le producteur ne peuvent se substituer à nous. Dans une hypothèse d'intervention d'extrême urgence, avec des préavis quasiment nuls, cette substitution est techniquement obligatoire. Il faut des systèmes automatiques, ou manuels, mais sans quasiment aucun préavis. Cette hypothèse suppose que le gestionnaire du réseau prenne la main pour arrêter les installations en extrême urgence. Cet élément nous paraît important et susceptible d'emporter des conséquences juridiques.

M. Bruno Sido, président - Est-ce techniquement possible pour d'autres types d'industrie, comme l'aluminium ?

M. Nicolas de Warren - Absolument, et nous sommes en train de réfléchir à cette question. Il existe des précédents efficaces, en Grande-Bretagne, en Italie, en Norvège, en Espagne et en Belgique. Je parlerai plus précisément de la Grande-Bretagne et de l'Italie, exemples sur lesquels nous nous sommes documentés. Certaines modalités techniques doivent par ailleurs être définies entre opérateurs. Vous observerez que le temps de réponse pour des électrolyses d'une part, et pour l'aluminium primaire d'autre part, peut être quasiment nul.

Penchons-nous maintenant sur le cas de l'Italie. Son régime est en place depuis 2003, suite au black-out qu'elle a connu et auquel elle avait réagi rapidement. Dans le cadre de sa mission de service public, le régulateur italien -l'Autorité pour l'énergie électrique et le gaz (AEEG)- a fait définir un schéma national des unités agréées, en associant le concept « d'effaçabilité » programmée, avec un préavis, et le concept d'interruption instantanée. Le système italien cumule donc les deux dispositifs, pourtant très différents. Le gestionnaire d'équilibre Terna définit, en fonction de ses prévisions de consommation et de disponibilité du parc de production, un volume total d'électricité susceptible d'être mobilisé par interruption de la fourniture en cas de crise. Terna vient par exemple d'évaluer celui de 2007 à 3 100 MW. En fonction de ce besoin, l'AEEG, dans ses « délibérations », définit en contrepartie d'une part une rémunération forfaitaire annuelle, au titre de la sujétion de service public ainsi créée, et d'autre part une rémunération variable complémentaire, en fonction des effacements et des interruptions effectives. Ce système de rémunération à deux composantes est d'ailleurs assez classique dans ce type de dispositif. Il a été instauré en 2003 pour trois ans et vient d'être prorogé par une nouvelle délibération du 16 décembre 2006, sans limite de temps d'ailleurs. L'AEEG, probablement dans le cadre de sa délégation de pouvoirs, a déterminé le montant de l'indemnisation forfaitaire. Je signale que les délibérations de l'AEEG sont accessibles sur son site internet.

J'ajoute que les préavis italiens sont très courts, de l'ordre de deux ou trois minutes, ou même moins, et visent les installations électrochimiques. Il existe en effet des différences importantes de consignes d'un procédé à l'autre. Pour une électrolyse, si la production d'électricité est brutalement interrompue, l'impact est peu conséquent. Il faut investir dans quelques dispositifs techniques, mais assez légers. Le retrait de la matière première électrique provoque instantanément la suppression de l'arc électrique entre l'anode et la cathode, tandis que la saumure liquide continue à s'écouler dans la cuve. Il existe certes des règles de redémarrage, parce que des automates de sécurité verrouillent les dispositifs pour éviter les écoulements de chlore intempestifs, mais l'interruption est immédiate. Le redémarrage suppose que ce type d'interruptions ne peut être réalisé toutes les trois minutes, notamment parce que les membranes peuvent être endommagées. Cependant l'interruption peut être envisagée plusieurs fois par jour et il est possible de définir une fréquence à cet égard.

M. Bruno Sido, président - Le processus est plus facile s'il est programmé et que vous en êtes responsable.

M. Nicolas de Warren - Il s'agit là d'une autre logique, qui existe déjà. Nous avons décidé, pour des raisons d'arbitrage commercial, qu'il était parfois plus intéressant de vendre des mégawatts dans des situations de pointe aux producteurs et aux distributeurs.

M. Bruno Sido, président - Est-ce que vous vendez, ou est-ce que vous n'achetez pas ?

M. Nicolas de Warren - Nous n'achetons pas. Il existe différentes modalités.

M. Bruno Sido, président - La situation semble plus compliquée.

M. Nicolas de Warren - Certes, mais en pratique, le bénéfice économique profite aux deux parties, et l'arbitrage dépend de critères économiques, en fonction d'un besoin prévisible et programmé. Citons le cas des papetiers. Certains d'entre eux sont en train de changer de métier, parce que la vapeur produite dans leur industrie leur permet de fabriquer de l'électricité. Les grands papetiers européens sont donc aujourd'hui également des vendeurs d'électricité. Ils opèrent un arbitrage économique journalier, voire horaire, entre la vente d'électricité au réseau et la fabrication de la pâte à papier. Nous pourrions être dans la même situation, et nous la connaissons d'ailleurs en cas de pointe.

J'ai essayé d'élaborer un tableau comparatif, d'après les éléments reconstitués, car nous n'avons pas accès en détail à l'analyse technique réalisée, pour vous montrer les effets de la panne du 4 novembre, en France et en Italie. Vous vous rappelez que le fait générateur était la rupture de charge sur une « autoroute électrique » de 400 kilovoltampères (Kva) en Allemagne. Très vite, le réseau européen s'est partagé entre l'Est et l'Ouest, et il s'est produit une chute de fréquence en dessous de 50 Hz. En France, pour les raisons précitées, nous avons assisté à un doublement du déficit initial, qui est passé à 19 000 MW dans les quelques minutes qui ont suivi. L'Italie, dans une proportion moindre, a connu le même type de déficit total. En France s'est alors produit le délestage automatique, qui a représenté 5 600 MW et touché 5 millions de consommateurs. Le même dispositif en Italie a représenté 1 300 MW. Les opérations ont différé à partir de ce moment.

En effet, dans les deux cas, les producteurs nationaux ont eu recours aux capacités supplémentaires, essentiellement hydrauliques, en fonction des marges d'appel. Cependant, en Italie, l'interruption immédiate a été déclenchée très rapidement. Elle aurait dû l'être dès le début, mais pour des raisons d'arbitrage de capacités, le gestionnaire a décidé de le faire à + 8 minutes. Il a donc délesté les producteurs électro-intensifs qui ont restitué au réseau 800 MW, soit 20% d'un volume total requis de 4 600 MW. Dans la demi-heure suivante, il a été fait appel aux productions supplémentaires, en fonction des ressources disponibles. Le dispositif italien mis en place en 2003 a donc été efficace. Il a permis de rétablir l'intégralité de la fourniture environ trente minutes plus tôt qu'en France, et les industriels ont apporté leur contribution au rééquilibrage instantané du réseau. J'ignore cependant si l'ampleur du délestage italien était le même qu'en France, dans la mesure où elle a importé en même temps.

Etudions maintenant la Grande Bretagne, et son régime du frequency control. Il s'agit d'un régime de contrôle de la fréquence. Il existe deux dispositifs, l'un manuel et l'autre automatique. Dans le premier, le temps de réponse est compris entre deux et trois minutes, ce qui est largement suffisant pour les électrolyses. Il faut alors définir techniquement les différentes modalités, telles que la durée de l'interruption, le temps de rétablissement, la franchise entre arrêts, le nombre d'arrêts maximum par jour. Le pilotage automatique correspond, lui, à un asservissement électronique qui induit que le temps de réponse équivaut à une demi-seconde. Il ne nécessite aucune intervention humaine. Ce dispositif doit être transposable en France. Les mêmes modalités que celles du pilotage manuel ont été définies, avec en plus un nombre d'arrêts maximum par an, selon trois plages de fréquence : 49,65, 49,70 et 49,75 Hz. Ces différents chiffres indiquent une prise en compte des différents degrés de profondeur de la crise.

L'Espagne, la Norvège et la Belgique possèdent apparemment des dispositifs comparables, mais nous ne détenons pas des informations détaillées. Je vous confirme que nous pouvons assurer techniquement cette restitution d'urgence.

M. Bruno Sido, président - Connaissez-vous d'autres types d'industrie pouvant s'arrêter quasiment instantanément ?

M. Nicolas de Warren - Le gestionnaire du réseau devrait en effectuer un recensement exhaustif. Nous entrons en effet dans des considérations techniques très précises et les modalités de la notion d'immédiateté sont très différentes, entre une interruption automatique avec un préavis d'une demi-seconde, et une interruption de trois minutes, avec un préavis de deux minutes par exemple. Pour notre part, en cas d'interruption, nous pouvons être arrêtés pour une période de six mois par exemple. Mais pour l'électrométallurgie, l'aluminium étant liquide dans les cuves, il est important de redémarrer avant la prise en masse. Il existe donc des contraintes de temps pour le redémarrage. L'industrie d'acier primaire peut peut-être s'arrêter instantanément, ce que j'ignore, en fonction de la nature des fours : électriques, à induction... Certains phénomènes peuvent de plus altérer la composition physico-chimique du milieu, lors du processus d'élaboration d'une coulée, en provoquant des dégagements acides, une corrosion... Un certain nombre d'éléments techniques devraient donc être revus, et les process mériteraient de l'être un par un. Je ne peux pas me prononcer non plus sur les verreries et les cimenteries.

Au-delà de cette possibilité technique, nous nous demandons si le dispositif juridique actuel est suffisant pour prévoir ce système, à supposer que le gestionnaire du réseau le considère comme intéressant. Les compétences de RTE sont précisées par l'article 15 de la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, qui a ouvert en 2004 la possibilité de conclure des contrats de réservation de puissance. Si nous nous livrons à une analyse juridique plus fine, deux points émergent : il nous semble que ce dispositif résout la problématique des rapports contractuels dans le cas d'interruptions programmées. Mais en revanche je ne suis pas sûr qu'il garantisse une base légale suffisante pour ce concept de « prise en main », notamment parce qu'elle entraîne la substitution d'un exploitant par un autre. Le gestionnaire d'équilibre devient ainsi exploitant pour un temps donné. L'article 15 offre-t-il le support juridique nécessaire ? Il faut étudier cette question.

Il nous paraîtrait donc sans doute utile de compléter ce dispositif en prévoyant spécifiquement une habilitation légale du gestionnaire d'équilibre, en cas de menace immédiate sur le fonctionnement normal du réseau, à procéder à l'interruption immédiate des sites industriels à profil adapté et préalablement agréés.

M. Bruno Sido, président - Même si la situation française est particulière, ne pensez-vous pas qu'il devrait exister un contrat avec EDF dans ce but ?

M. Nicolas de Warren - Il ne s'agit pas d'EDF mais de RTE.

M. Bruno Sido, président - Ceci dit, cette question n'est pas la principale.

M. Nicolas de Warren - Effectivement. En tout cas, dans le cas italien, la compétence relève de la commission de régulation de l'électricité italienne, dans le cadre de ses missions propres, qui ont été fixées par la loi de 1995. Une compétence d'équilibrage du réseau lui a alors sans doute été reconnue. La configuration est différente en France, et je ne pense pas que la CRE soit autorisée à intervenir dans ce cas. L'article 15 de la loi de 2000 est-il suffisamment solide sur ce point ? Je ne sais pas si la définition législative pourrait donner le support juridique nécessaire à la rémunération de cette sujétion.

M. Bruno Sido, président - Certaines contraintes peuvent être supprimées.

M. Nicolas de Warren - Certes, mais ne deviendrions-nous pas de facto un contributeur occasionnel du service public ? La notion de contribution au service public doit elle alors garder son caractère générique ? Ou peut-on la préciser jusque dans des modalités techniques d'exécution de cette nature ? Le support légal ne garantirait-il pas, par ailleurs, une meilleure euro-compatibilité par rapport à un support contractuel ? Le système fonctionne en Italie, et je pense que son régime a été notifié.

M. Bruno Sido, président - Je n'envisage pas que Bruxelles empêche de régler ce problème d'extrême pointe.

M. Michel Sergent - Je souhaiterais savoir si les contrats visés par l'article 15 de la loi de 2000 ont fait l'objet de signatures et d'applications. Par ailleurs, les activités à profil adapté sont-elles désormais répertoriées en France ? Faut-il se limiter aux activités électro-intensives ou existe-il d'autres secteurs d'activité qui pourraient participer occasionnellement à un effacement ?

M. Nicolas de Warren - Concernant les contrats, à notre connaissance, ils n'ont pas été signés ou appliqués, cependant notre réflexion sur ce sujet ne date que de novembre dernier. Nous n'avons en tout cas pas eu de discussions particulières avec RTE sur la question. Nous savons que RTE envisage de consulter sur l'utilisation de l'article 15, peut-être dans des dispositifs d'appel d'offres, et qu'il collecte actuellement des informations, notamment sur les dispositifs existant dans les autres pays européens.

De même, à notre connaissance, aucun recensement précis des capacités d'interruptibilité immédiate n'a été effectué. Il faudra cependant poser la question à EDF ou RTE. De notre point de vue, cette question a été appréhendée jusqu'alors essentiellement dans une logique de capacité supplémentaire de production pouvant être mobilisée. Les investissements supplémentaires actuels d'EDF dans des capacités de pointe ou d'ultra-pointe en témoignent. Il est par ailleurs essentiel de savoir si l'interconnexion permet de prévenir les ruptures ou les favorise. La crise du 4 novembre est à ce titre éloquente. Elle montre que la difficulté du secteur électrique réside dans le fait que les vérités sont différentes d'une seconde à l'autre. Ainsi, en France, le décrochage automatique du parc éolien a aggravé le déficit, alors qu'en Allemagne, il a permis d'atténuer le phénomène de sur-fréquence. En effet, à ce moment là, l'Allemagne orientale s'est trouvée en situation de surproduction, et le brutal décrochage des éoliennes a contribué à rééquilibrer le réseau. Le raisonnement s'effectue donc en temps réel. Il faut donc procéder à une analyse des grands types de procédés et, pour chacun, analyser les conditions propres à chaque site. Il existe ainsi trois types d'électrolyse : les électrolyses mercure, les plus anciennes, amenées à être remplacées, les électrolyses membranes, et les électrolyses diaphragme. Ces trois configurations techniques admettent des règles d'interruption immédiate différentes, principalement parce qu'il faut protéger les membranes. Il me semble que dans l'électrométallurgie, les procédés sont plus homogènes. L'outil français est encore composé à 40% d'électrolyse mercure, les deux autres types représentant environ chacun un tiers. La définition ne me semble cependant pas une difficulté insurmontable, et peut être réalisée dans des délais raisonnables. Il faudrait élaborer une cartographie des puissances effaçables.

M. Bruno Sido, président - Comment se négocie le coût de la rémunération du service rendu ? N'est-il pas trop élevé pour EDF ? L'est-il assez pour vous ?

M. Nicolas de Warren - Dans le cadre des interruptions programmées ?

M. Bruno Sido, président - Oui, programmées ou immédiates.

M. Nicolas de Warren - Il n'existe pas de dispositif pour les interruptions immédiates. Pour les interruptions programmées, les modalités de rémunération sont préétablies. Ce dispositif, historique, et qui fonctionne une partie importante de l'année, n'a jamais été conçu selon un arbitrage économique instantané. En effet, il y a vingt ans, les outils d'arbitrage entre un besoin et un prix ne permettaient pas de mettre aux enchères par tranches des mégawatts toutes les dix secondes ou toutes les heures par exemple. Les systèmes de rémunération étaient assez uniformes. Aujourd'hui, compte tenu du renchérissement du mégawatt de pointe, nous pourrions imaginer une salle des marchés, et une négociation à la minute, en fonction du prix proposé. Les traders d'électricité arbitrent d'ailleurs dans de telles conditions. Ils achètent de l'électricité à l'écran, en temps réel. Les contrats actuels s'inscrivent cependant dans une logique de prix beaucoup plus stable.

Le système italien, quant à lui, a fixé le montant de la rémunération forfaitaire. Dans le texte de la délibération de 2006, elle est significative, puisqu'elle s'élève à 150 000 euros par MW. Ce montant doit toutefois être rapporté au coût d'investissement, et au temps de retour sur investissement d'une capacité supplémentaire ne fonctionnant que quelques heures par an.

M. Bruno Sido, président - Quelle en serait la durée, justement ?

M. Nicolas de Warren - Nous ne disposons aujourd'hui d'aucun dispositif de délestage d'urgence. Chaque effacement programmé fait l'objet d'une programmation avec des préavis sur des plages. EDF nous prévient, avec un délai significatif, des pointes probables, qui surviennent le plus souvent en hiver. Ainsi, pendant quelques jours, nous réduisons notre consommation et adaptons notre production et nos stocks à cette prévision. L'interruptibilité immédiate n'est en aucun cas mise en place, d'un point de vue à la fois technique et juridique.

M. Bruno Sido, président - Dans votre tableau comparatif, vous avez néanmoins indiqué que l'Italie avait rétabli son réseau une demi-heure avant la France. Pourquoi ?

M. Nicolas de Warren - Cette question dépasse mon champ de compétences, et je ne peux y répondre. Dans ce tableau, je souhaitais simplement souligner que l'interruption immédiate qui a été décidée par le gestionnaire italien Terna, pour des raisons d'arbitrage économique, à + 8 minutes, à partir de 22 heures 13, indique qu'ils possédaient sans doute une réserve immédiatement disponible dans le parc de production de 700 MW, et qu'ils se sont aperçus, au bout de trois ou quatre minutes, qu'elle était insuffisante. Ils ont donc immédiatement procédé à l'interruption des industriels. Ces mesures sont d'ailleurs définies par les textes.

M. Bruno Sido, président - Les huit minutes ne sont cependant pas définies par les textes ?

M. Nicolas de Warren - Non, ce délai résulte d'une décision de l'opérateur. Celui-ci a dû se demander s'il existait un moyen moins cher de pallier la rupture, et s'est alors aperçu que la réserve était insuffisante. Qu'il ait interrompu ou non le système, les industriels bénéficiaient de toute façon de la redevance forfaitaire de sujétion. Peut-être le gestionnaire de réseau a-t-il arbitré sur la part variable.

M. Bruno Sido, président - Ce système est assez subtil.

M. Nicolas de Warren - La part variable se négocie.

M. Marcel Deneuxrapporteur - Je constate donc qu'une amélioration est possible dans l'équilibre du réseau.

M. Bruno Sido, président - Il existe effectivement des solutions.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Nous avons d'ailleurs ainsi abandonné l'ancien système de démarrage des inductions des chauffe-eau électriques, que j'ai connu dans ma jeunesse. Il a été transformé en une utilisation du courant de nuit. Auparavant, EDF envoyait en effet un signal, et le chauffe-eau se mettait en marche.

M. Nicolas de Warren - Le dernier intérêt de cette proposition est qu'elle peut être mise en oeuvre très rapidement, en quelques mois, sans attendre la disponibilité de nouvelles capacités de production. De surcroît, pour la France, la configuration géographique de nos installations peut contribuer à résoudre le problème du déficit de la région sud-est.

M. Marcel Deneux, rapporteur - En revanche, il ne réglera pas celui de la Bretagne.

M. Nicolas de Warren - Non, même si nous nous réjouirions d'investir en Bretagne...

M. Bruno Sido, président - Plus aucune question n'étant posée, je vous remercie de votre présence parmi nous.