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

 

ENTRETIENS À L'ÉTRANGER

Compte rendu du déplacement à Bruxelles
(5 et 6 mars 2007)

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Marcel Deneux et Michel Billout, rapporteurs, Michel Esneu, secrétaire, et René Beaumont.

Lundi 5 mars 2007

15 h 00 - 16 h 00

Entretien avec M. Marcel Bial, secrétaire général de l'Union pour la coordination du transport d'électricité en Europe (UCTE)

Représentation permanente de la France auprès de l'Union européenne

16 h 00 - 17 h 00

Entretien avec M. Juho Lipponen, chef d'unité « Politique énergétique, énergies renouvelables et réseaux » chez Eurelectric (Union des industries dans le domaine de l'électricité)

17 h 00 - 18 h 00

Entretien avec M. Jan Willem Goudriaan, secrétaire général adjoint de la Fédération syndicale européenne des services publics (FSESP)

Mardi 6 mars 2007

8 h 30 - 9 h 30

Petit-déjeuner avec Mme Lise Deguen, conseillère à la représentation permanente de la France, chargée des questions énergétiques

Hôtel Le Méridien

10 h 00 - 11 h 00

Entretien avec Mme Ana Arana Antelo, chef de l'unité « Electricité et gaz » à la Direction générale « Energie et transports » de la Commission européenne, et M. Emmanuel Cabau, administrateur

Commission européenne

11 h 30 - 12h30

Entretien avec M. Herbert Ungerer, directeur « Energie » à la Direction générale « Concurrence » de la Commission européenne, et M. Philippe Chauve, administrateur

Commission européenne

13 h 00 - 14 h 30

Déjeuner avec M. Jean-Paul Decaestecker, chef d'unité « Energie et questions atomiques » au Secrétariat général du Conseil de l'Union européenne

Hôtel Renaissance

15 h 30 - 16 h 30

Entretien avec M. Daniel Cloquet, responsable de la politique industrielle chez Business Europe

Business Europe

Lundi 5 mars

I. Entretien avec M. Marcel Bial, secrétaire général de l'Union pour la coordination du transport d'électricité en Europe (UCTE)

M. Marcel Bial a rappelé en introduction que, conformément aux conclusions de plusieurs rapports d'enquête publiés après celui de l'UCTE, l'origine de la panne d'électricité du 4 novembre 2006 était liée à une erreur humaine et au fait qu'E.ON Netz, l'un des gestionnaires du réseau de transport (GRT) allemand, avait enfreint certaines règles de sécurité de l'UCTE. Il a estimé que, si cet incident avait mis en lumière un dysfonctionnement chez un opérateur ainsi qu'un manque de coordination entre des GRT allemands ce jour-là, il était abusif d'étendre cette critique à l'ensemble des GRT pour toutes leurs activités. Il a par ailleurs considéré que les cinq facteurs aggravants de cette panne, mis en évidence par le rapport d'enquête de l'UCTE, avaient été sous-estimés dans divers commentaires de l'événement.

Puis, après avoir souligné qu'au sein de l'UCTE, le Réseau de transport d'électricité français (RTE) avait fortement contribué, par les délestages de consommation opérés en France, à limiter les conséquences de la panne en Europe, M. Marcel Bial s'est interrogé sur l'ampleur des délestages réalisés dans les différents pays touchés par la panne, notant à titre d'exemple qu'au Portugal, ils avaient correspondu à quelque 20 % de la consommation nationale. Il a ainsi jugé souhaitable de mener, dans le cadre de l'UCTE, une réflexion plus approfondie sur les effets des plans de délestage existants dans les différents pays composant un système synchrone, cette réflexion devant aboutir à une meilleure péréquation des effets de telles mesures qui sont nécessairement déclenchées en temps réel, donc par automatismes, pour la sauvegarde du grand réseau européen.

M. Marcel Bial a par ailleurs relevé que tous les GRT ne disposaient pas de l'ensemble des leviers d'action nécessaire pour assumer équitablement, au-delà de leur rôle individuel dans leur pays, la responsabilité collective de la sécurité de leur réseau que leur confère de facto la physique des grands systèmes. S'il a admis que la situation actuelle pouvait être améliorée, notamment en rendant plus rigoureux l'application et le contrôle des règles de sécurité définies par l'UCTE, il a considéré que, pour nécessaire qu'elles soient, ces mesures ne pourraient à elles seules résoudre la question de la sécurité dans un vaste système synchrone. Précisant son propos, il a estimé qu'une panne comme celle du 4 novembre révélait également la nécessité d'un accord politique des Etats concernés sur les objectifs et les effets d'une politique commune de sécurité (par exemple, les mesures mises en oeuvre en cas d'incident doivent-elles donner la priorité à la sauvegarde d'un réseau européen ou à celle de l'alimentation de consommateurs nationaux ?). Il a jugé qu'en matière de sécurité, il était judicieux de ne pas s'en remettre exclusivement à l'effet de l'action des marchés - surtout lorsqu'ils ne sont ni parfaits, ni inscrits dans un cadre de régulation harmonisé au niveau européen - mais bien de concevoir la fiabilité des réseaux comme son préalable.

A cet égard, M. Marcel Bial a rappelé que la création de l'UCTE résultait d'une initiative volontaire d'entreprises verticalement intégrées participant au plus grand réseau synchrone européen, recommandée par l'OCDE en 1951. Il a souligné que la transformation de cette initiative du secteur électrique d'après-guerre en un véritable « bras armé » au service de la sécurité des grands réseaux dans le contexte de la libéralisation des marchés en ce début de XXIème siècle impliquerait de donner à cette ambition d'abord une légitimité politique. Il a estimé que cette légitimité permettrait notamment d'imposer aux GRT, mais aussi, là où cela s'avérerait nécessaire, aux acteurs du marché de l'électricité, des règles plus contraignantes, étant entendu que la libéralisation du marché a conduit à une utilisation des réseaux de transport qui ne correspond plus aux objectifs pour lesquels ils avaient été conçus. Il a ainsi considéré, en d'autres termes, qu'il serait illusoire d'envisager pour solution au problème de la sécurité la seule amélioration de la coordination entre GRT, fondée sur des règles d'exploitation difficilement imposables du fait de cadres législatifs et de régulation trop disparates.

Puis M. Marcel Bial a jugé qu'un pas important vers cette légitimité serait que les transporteurs européens puissent se constituer en groupe formel, à l'image du groupe européen des régulateurs (ERGEG), en vue d'institutionnaliser l'interface nécessaire entre opérateurs et régulateurs en guise de préalable aux choix politiques nécessaires en matière de sécurité, comme ceci est déjà le cas pour la sécurité du trafic aérien ou la sûreté nucléaire. Il a rappelé que « l'Europe de l'électricité » regroupait en fait cinq réseaux distincts (continental, scandinave, anglais, irlandais et balte, ce dernier étant interconnecté au grand réseau russe), dont quatre couvrent des pays non membres de l'Union européenne et non reliés entre eux de manière synchrone, ceci ayant entre autres pour effet de prévenir une propagation de pannes au-delà des limites de ces systèmes. Il en a conclu qu'en matière de sécurité d'exploitation des grands réseaux européens, chacun de ces systèmes devait être clairement reconnu comme entité solidaire, et donc indivisible en matière de sécurité, et que cette diversité structurelle devait être dûment traduite dans de nouveaux mécanismes ou structures de sécurité électrique.

Par ailleurs, après avoir rappelé que l'UCTE comprenait à l'origine huit membres (et qu'elle en compte aujourd'hui vingt-huit), M. Marcel Bial a noté qu'elle avait aussi pour mission le traitement des dossiers d'extension du réseau européen. Ainsi, elle examine aujourd'hui en parallèle quatre demandes de raccordement en synchrone au réseau : celle de la Turquie, celle de la grande interconnexion du Grand Est européen autour de la Russie, la demande commune de l'Ukraine et de la Moldavie et celle des pays du Mashrek, qui pose la question de la fermeture de la « Boucle Méditerranéenne ». Il a souligné que les GRT européens oeuvrant au sein de l'UCTE (que la géographie rend seule apte à s'étendre) n'étaient pas demandeurs de telles extensions, mais qu'ils répondaient à la question de la faisabilité technique de requêtes inspirées par les marchés et soutenues par les institutions européennes.

Il a ajouté que de tels élargissements du système UCTE accroissaient sensiblement les problèmes liés à la gestion des congestions, problèmes qui sont loin d'être entièrement résolus à ce jour. En effet, les flux d'électricité ne sont pas orientés par les décisions commerciales des opérateurs mais par des phénomènes physiques : à titre d'exemple, l'interconnexion entre l'Autriche et l'Italie, de capacité notoirement insuffisante, est saturée en raison des « flux de bouclage » avant même que les opérateurs italiens et autrichiens n'aient décidé de procéder eux-mêmes à des échanges commerciaux.

En conclusion, M. Marcel Bial a espéré que l'UCTE soit investie des missions de poursuivre l'amélioration de la qualité des règles d'exploitation, de vérifier leur respect par les opérateurs et de favoriser une gestion plus stricte des infractions constatées. Il a considéré que cet ensemble de missions pourrait être défini dans le détail pour chacun des systèmes européens dans un mécanisme de coordination du transport d'électricité, fort d'une légitimité politique, qui pourrait de surcroît dégager des principes et des objectifs de sécurité européens communs à tous les systèmes.

II. Entretien avec M. Juho Lipponen, chef d'unité « Politique énergétique, énergies renouvelables et réseaux » chez Eurelectric

M. Juho Lipponen a tout d'abord indiqué qu'Eurelectric était une association regroupant les acteurs du secteur de l'électricité, plus particulièrement les producteurs, à l'exception des transporteurs réunis au sein de l'UCTE.

Il a souligné que la sécurité d'approvisionnement était une notion difficile à cerner et qu'elle recouvrait différentes réalités selon qu'elle était envisagée à court ou à long terme. Jugeant que cette sécurité était en très grande partie liée au volume des investissements, il a expliqué qu'Eurelectric avait estimé que dans les 27 pays de l'Union européenne il serait nécessaire, dans les 25 prochaines années, de mettre en service entre 700 et 1.000 gigawatts de capacités nouvelles de production, pour un montant d'investissement évalué à 1.000 milliards d'euros. Cet effort sera nécessaire pour remplacer des capacités de production vieillissantes et pour répondre à la croissance des besoins, estimée à environ 2 % par an en moyenne.

Dans le domaine des réseaux, de transport et surtout de distribution, il a considéré que les montants financiers en jeu étaient moins importants, atteignant cependant 500 milliards d'euros sur la même période. Il a toutefois jugé nécessaire de relativiser ces montants en rappelant qu'un effort comparable d'investissement avait déjà été consenti par le passé dans les années 70 et 80, tout en reconnaissant qu'à cette époque, de tels investissements étaient planifiés, qu'il n'existait pas de marché et que les prix de l'électricité étaient moins fluctuants. Il a considéré à cet égard que, dans le contexte d'un marché libéralisé, le niveau des prix de marché devait constituer un signal déclenchant la réalisation des investissements nécessaires.

M. Juho Lipponen a estimé à ce titre que la formation des prix sur le marché devait se faire indépendamment des moyens de production utilisés et uniquement par la simple confrontation entre l'offre et la demande. Il a en effet considéré que les moyens de production relevaient de choix politiques et n'avaient pas de rapport avec les processus de formation des prix. Dans cette perspective, il a considéré que d'autres politiques étaient de nature à orienter les choix énergétiques, à l'image de la mise en place d'un marché des permis d'émissions de dioxyde de carbone ou les démarches volontaires des fournisseurs, à l'image des fournisseurs allemands, tendant à proposer aux consommateurs des offre d'approvisionnement comportant une proportion d'électricité verte, moyennant un prix plus élevé.

Il a ensuite convenu que le marché de l'électricité n'était pas en mesure d'orienter l'ensemble des aspects de la politique énergétique, s'agissant notamment de l'évolution du secteur sur longue période. Dans ces conditions, il s'est interrogé sur le rôle des Etats et de l'Union européenne pour réguler le marché électrique. Il a tout d'abord affirmé que les compétences des régulateurs européens devaient être élargies pour mieux contrôler les acteurs. Puis, tout en jugeant intéressante l'idée de réaliser au niveau européen une programmation pluriannuelle des investissements de production électrique, il a fait part de ses interrogations sur le caractère éventuellement contraignant d'un tel document, reconnaissant néanmoins qu'un exercice de cette nature permettrait d'améliorer l'identification des besoins. Il a rappelé à ce sujet que la Commission avait proposé, dans le cadre du « paquet énergie », de mettre en place un Observatoire de l'énergie.

S'agissant de la nécessité d'investir dans la production au plus près des besoins, M. Juho Lipponen a considéré que les acteurs, au niveau microéconomique, orientaient les décisions en fonction de cette considération mais que les régulateurs ainsi que les transporteurs avaient également un rôle à jouer pour orienter les investissements de production. Il a estimé que la tarification pouvait également jouer un rôle d'orientation.

Puis, il a observé qu'il existait désormais un consensus sur la nécessité d'augmenter la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique européen, ce qui n'était pas le cas au début du mouvement de libéralisation. Il a estimé que, dans l'Union européenne, il était possible d'augmenter la part de l'électricité d'origine renouvelable jusqu'à un tiers de la production totale. Il a cependant reconnu que la part croissante de l'éolien serait de nature à compliquer la régulation du réseau de transport et que cela occasionnerait des coûts qui seraient supportés par les GRT. Toutefois, il a souligné que l'amélioration des prévisions météorologiques permettrait de lever une partie de ces difficultés. Il a jugé que des progrès devraient être réalisés pour améliorer la rentabilité de cette électricité et qu'il serait souhaitable qu'une installation éolienne puisse fonctionner entre 4.000 et 5.000 heures par an, alors que la durée moyenne de fonctionnement d'une installation se situe aujourd'hui entre 2.000 et 3.000 heures. Enfin, il a estimé que les énergies nouvelles (géothermique, photovoltaïque et marémotrice) seraient expérimentales jusqu'en 2030 au moins.

Sur la constitution de géants énergétiques européens, il a précisé qu'une telle évolution ne poserait pas de problème si elle se réalisait en parallèle avec une meilleure intégration des marchés. Or, il a constaté que la concurrence était encore faible sur certains marchés nationaux et que tous les marchés n'étaient pas encore interconnectés.

III. Entretien avec M. Jan Willem Goudriaan, secrétaire général adjoint de la Fédération syndicale européenne des services publics (FSESP)

Après avoir précisé que la Fédération européenne des syndicats de service public regroupait 220 syndicats, M. Jan Willem Goudriaan a expliqué que celle-ci avait suivi avec attention le mouvement de libéralisation dans le secteur de l'électricité et du gaz. Il a souligné que cette politique communautaire avait contribué à la destruction de nombreux emplois dans ces branches, évalués, compte non tenu des phénomènes d'externalisation, à 250 000 entre 1990 et 2000, évolution confirmée par une étude récente réalisée pour le compte de la Commission européenne qui montre également qu'environ 250 000 emplois ont été détruits sur la période 1995/2004.

Il a ensuite estimé que la libéralisation au niveau européen présentait un triple risque au niveau des investissements, des prix et de la sécurité d'approvisionnement européenne, faisant référence au phénomène de concentration entre les énergéticiens. Il a ainsi considéré que la concurrence n'était pas adaptée au secteur de l'électricité, relevant que le marché présentait un certain nombre de dysfonctionnements au quotidien et jugeant qu'il ne permettait pas de concilier un niveau optimal de sécurité d'approvisionnement, la réalisation des investissements nécessaires et le développement des énergies renouvelables.

Puis, il a relevé que la Commission européenne souhaitait procéder à une séparation entre producteurs et transporteurs, ainsi qu'entre activités de distribution et de fourniture, et mettre fin au système des tarifs réglementés. Il a jugé que la transition entre un système au sein duquel les prix sont fixés par les autorités politiques et un système totalement libéralisé risquait de se traduire par une hausse des prix, préjudiciable aux consommateurs individuels comme aux grands industriels, et que la Commission européenne n'avait donné aucune indication précise pour gérer au mieux cette transition. Estimant en outre que la Commission n'avait pas précisé clairement l'objectif poursuivi par ses propositions en matière d'unbundling, fondées sur les résultats de l'enquête sectorielle réalisée par la DG Concurrence, il a affirmé que cette stratégie était de nature à favoriser la multiplication de black out à l'image de celui ayant frappé la Californie en 2003.

M. Jan Willem Goudriaan a alors estimé qu'un système de coopération entre les Etats dans le domaine de l'énergie pouvait constituer une alternative à la concurrence. En effet, la Commission européenne juge que la concurrence est de nature à répondre à tous les défis posés par la politique énergétique. Or, une mesure -  par exemple l'unbundling - peut avoir des effets positifs dans un pays mais pas dans un autre. C'est pourquoi, a-t-il ajouté, il est nécessaire de revenir à un système plus coopératif, même si cela n'est pas dans l'air du temps, ou, à tout le moins, d'instituer une clause d'opting-out dans le domaine de la politique énergétique.

Evoquant ensuite les questions de régulation des marchés de l'énergie, il a estimé que la création d'un régulateur unique européen pourrait certainement être pertinente pour examiner les problèmes liés aux interconnexions transfrontalières. Observant toutefois qu'une telle instance aurait moins de légitimité et d'utilité pour les autres aspects de la politique énergétique, il a mis en évidence les problèmes démocratiques que poserait son fonctionnement, considérant qu'elle aurait des difficultés à entendre les préoccupations des citoyens et des associations catégorielles.

Il a enfin fait part de ses réflexions sur les marchés de l'électricité. Nordpool est, a-t-il estimé, le seul marché véritablement liquide en Europe. Toutefois, on constate une insuffisance des investissements puisque le prix est, sur ce marché, trop fluctuant, ce qui soumet les nouveaux entrants à des incertitudes trop importantes. S'agissant du marché anglais, qui, au contraire, manque de liquidités, il a souligné les prix très élevés du gaz et de l'électricité depuis deux ans, qui résultent d'insuffisances de capacités dues à l'absence d'investissements, et indiqué qu'ils allaient encore augmenter dans les cinq années à venir, pour la même raison. Il en a conclu que, contrairement aux affirmations des tenants du libéralisme, les signaux envoyés par le marché de l'électricité n'étaient pas pertinents pour favoriser l'investissement.

Il s'est donc demandé si les consommateurs étaient prêts à payer plus cher leur électricité en contrepartie d'une garantie de sécurité d'approvisionnement.

En conclusion, M. Jan Willem Goudriaan a considéré que les Etats membres de l'Union européenne avaient fait une erreur en laissant la Commission européenne construire un marché intérieur de l'électricité et du gaz et a jugé que les Etats auraient dû limiter son mandat au développement des échanges transfrontaliers.

Mardi 6 mars

IV. Petit-déjeuner de travail avec Mme Lise Deguen, conseillère à la représentation permanente de la France auprès de l'Union européenne, chargée des questions énergétiques

Après avoir indiqué qu'en l'absence d'un fondement juridique spécifique autorisant la mise en oeuvre d'une politique commune de l'énergie, l'action communautaire s'était longtemps cantonnée à une approche fragmentée, fondée sur le « Marché intérieur » du gaz et de l'électricité, sur quelques textes relatifs à la sécurité d'approvisionnement et sur des textes à caractère environnemental, Mme Lise Deguen a présenté les grandes étapes du processus engagé au Conseil informel d'Hampton Court en octobre 2005 qui, au travers du Livre vert sur « Une stratégie européenne pour une énergie sûre, compétitive et durable», adopté en mars 2006, et du Paquet Energie présenté le 10 janvier 2007 par la Commission européenne, doit aboutir au « Plan d'action pour une politique européenne de l'énergie » qui sera adopté par le Conseil Européen des 8 et 9 mars.

Soulignant que tous les Etats membres étaient favorables à l'approche stratégique fondée sur les trois piliers que sont la sécurité d'approvisionnement, la préservation de l'environnement et le développement de la compétitivité, elle a évoqué les différentes pistes ouvertes par la Commission en ce qui concerne notamment :

- la diversification des sources et des routes d'approvisionnement ;

- l'approfondissement du dialogue (« Parler d'une seule voix ») avec l'ensemble des pays producteurs et de transit des matières premières, ainsi que des grands pays consommateurs (exemples des dialogues avec les Etats d'Asie centrale et du futur accord de partenariat et de coopération avec la Russie...) ;

- l'achèvement du marché intérieur : l'amélioration des interconnexions transfrontalières (coordinateur à désigner pour les quatre projets considérés comme prioritaires), l'harmonisation européenne des normes techniques, l'harmonisation des pouvoirs et le renforcement de l'indépendance des régulateurs nationaux, l'amélioration de la coopération de ces régulateurs pour la gestion des interconnexions (et l'hypothèse controversée de la création d'un régulateur communautaire), l'approfondissement de la coopération entre les gestionnaires de transport des Etats membres.

Sur ce chapitre marché intérieur, une orientation est particulièrement débattue : pour relancer les investissements de production et de transport, la Commission européenne, et en particulier la DG Concurrence, considèrent que le paradigme de la concurrence et la disparition des entreprises intégrées qui résulterait de la séparation patrimoniale entre la production et le transport (« unbundling ») suffiraient à créer un marché intérieur dont le fonctionnement équilibré susciterait un haut niveau d'investissements. Partagée par un certain nombre d'Etats membres, cette analyse est cependant contestée par plusieurs d'entre eux comme la France, l'Allemagne, la Lettonie, la République tchèque, la Slovaquie, voire l'Autriche ou le Luxembourg, qui estiment primordiale une certaine stabilité réglementaire et considèrent que la législation actuelle, dès lors qu'un niveau adéquat de régulation est assuré, permet de garantir la séparation effective des activités de production et de transport. La France plaide également pour la réalisation d'un bilan prospectif des évolutions de l'offre et de la demande au niveau communautaire (par l'Observatoire des politiques de l'énergie proposé par la Commission) pour assurer aux opérateurs des perspectives de marché à moyen terme ;

- la composition du bouquet énergétique européen : compte tenu des objectifs stratégiques de lutte contre le changement climatique que le Conseil européen s'apprête à arrêter (notamment l'objectif unilatéral de réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre à l'horizon 2020), cette question revêt une particulière importance. L'objectif portant sur l'efficacité énergétique est à la fois ambitieux et consensuel : il vise à économiser 20 % de la consommation énergétique de l'UE par rapport aux projections pour l'année 2020 (grâce, par exemple, à la révision et à l'approfondissement des directives actuelles relatives aux bâtiments, aux transports, à l'étiquetage, etc.). Mais les Etats-membres restent souverains en ce qui concerne le choix de la composition de leur palette énergétique, même si la Commission européenne, observant que les choix de chacun auront un impact sur la capacité collective à atteindre les objectifs, préconise en conséquence un recours très largement accru aux énergies renouvelables pour qu'elles atteignent 20 % de la palette énergétique en 2020.

En la matière, la France considère que l'ampleur du défi climatique justifierait de donner la priorité à l'utilisation optimale, adaptée aux évolutions technologiques, de tous les modes de production faiblement carbonés (énergies renouvelables mais aussi énergie nucléaire et « charbon propre », avec le captage et la séquestration du carbone). Il lui semble en effet essentiel de tenir compte des différences qui existent actuellement entre les bouquets énergétiques des Etats membres, ainsi que des avantages offerts par l'énergie nucléaire, reconnus par la Commission, en ce qui concerne le coût de l'électricité produite, l'absence d'émission de gaz à effet de serre et la stabilité de la fourniture d'électricité.

Dans la perspective du Sommet des 8 et 9 mars, Mme Lise Deguen a souligné les priorités que la France souhaitait voir prise en compte sur chacun de ces différents aspects du dossier (en particulier le caractère non obligatoire de l'unbundling et la reconnaissance de la contribution de toutes les énergies faiblement émettrices de carbone, parmi lesquelles l'énergie nucléaire, à la lutte contre le changement climatique), fait part des positions contrastées des Etats membres et évoqué les majorités pouvant se dégager sur les propositions de la Commission européenne, et souligné qu'au-delà des décisions de principe susceptibles d'être prises par le Conseil européen, de nombreuses mesures législatives devront être négociées ultérieurement entre la Commission et les Etats membres.

V. Commission européenne - Réunion avec Mme Ana Arana Antelo, chef de l'unité « Electricité et gaz » de la direction générale « Energie et transports », et M. Emmanuel Cabau, administrateur

La direction générale « Energie et transports » (DG TREN) considère que la cause première de la panne électrique du 4 novembre 2006 provient du caractère tardif et incomplet de la coopération entre les gestionnaires de réseaux de transport d'électricité (GRT), l'extension de ladite panne étant plus particulièrement due au non respect des règles de sécurité et des protocoles de communication.

Constatant que seul le « code de bonne conduite » du manuel de l'Union pour la coordination du transport de l'électricité (UCTE) fixait des règles, non contraignantes, en la matière, la Commission européenne a proposé, en janvier 2007 :

- la création d'un régulateur européen des marchés de l'électricité et du gaz, mais cette idée a suscité des oppositions ;

une harmonisation des règles à partir du Groupe des régulateurs européens de l'électricité et du gaz (ERGEG), qui pourrait proposer des lignes directrices législatives à la Commission européenne et, par ailleurs, se voir habilité à édicter des règles particulières relatives à des cas précis.

Mme Ana Arana Antelo a souligné la détermination de la DG TREN à agir pour renforcer la coopération entre GRT, y voyant le « point-clé » de la sécurité de l'approvisionnement électrique de l'Europe. Elle a, d'autre part, expliqué que ces règles auraient vocation à s'appliquer aux pays du « Sud-est européen » (Balkans) qui ont signé, en octobre 2005, un traité y rendant applicable l'acquis communautaire en matière électrique, ainsi qu'en Suisse, la Commission européenne devant disposer d'un mandat de négociation avec ce pays pour parvenir à cette fin. Des discussions sont également engagées à ce sujet avec les pays du Maghreb, moins essentiels pour la sécurité électrique de l'Europe toutefois.

A propos de l'équilibre à long terme entre l'offre et la demande d'électricité, Mme Ana Arana Antelo a constaté qu'aucun incident passé n'était dû à une sous-production électrique, soulignant qu'un objectif essentiel du marché intérieur consistait en la mise en place d'un cadre incitatif pour l'investissement productif. Elle a, à cet égard, plaidé pour un fort développement des interconnexions entre pays européens afin de pallier les déséquilibres régionaux.

Dans un tel schéma, la séparation patrimoniale entre producteurs et GRT (qui concerne déjà quatorze Etats membres de l'Union européenne) lui semble l'option la plus à même d'assurer un tel développement dans la mesure où les sociétés productrices n'ont, lorsqu'elles sont propriétaires du réseau, pas intérêt à favoriser des interconnexions susceptibles de faciliter l'accès de concurrents étrangers à leur marché domestique.

VI. Commission européenne - Réunion avec M. Herbert Ungerer, directeur « Energie » à la direction générale « Concurrence », et M. Philippe Chauve, administrateur

La direction générale de la concurrence estime qu'afin de relever efficacement ses défis énergétiques, l'Union européenne doit :

- établir, pour les entreprises du secteur énergétique, une base de marché européenne et non plus seulement nationale ;

- parvenir à l'objectif de 20 % d'énergies renouvelables dans sa consommation énergétique totale en 2020, là aussi en élargissant le marché des entreprises, qui pourront alors avoir « une vision plus large » ;

- pour atteindre les deux objectifs précités, pousser la libéralisation et la concurrence dans le secteur de l'énergie.

M. Herbert Ungerer a particulièrement insisté sur l'importance de développer les interconnexions entre pays afin d'établir un véritable marché européen de l'électricité, estimant nécessaire, pour y parvenir, d'imposer la séparation patrimoniale des producteurs et des GRT (undbundling).

Afin de démontrer qu'une telle position n'a rien de « dogmatique », contrairement à certains commentaires, il a, à partir de l'exemple allemand, montré les limites d'une simple séparation juridique (filialisation des GRT), les producteurs actionnaires des GRT n'ayant pas intérêt à investir dans des développements de réseaux pouvant profiter à leurs concurrents et les conflits d'intérêts continuant à se manifester sous la forme de partage informel d'informations. Evoquant l'existence de nombreux exemples concrets recueillis par ses services dans plusieurs pays lors de l'enquête sectorielle menée par la DG et des visites faites dans les entreprises, il a également noté que, tant que le GRT fait partie d'un groupe, les membres du management du GRT réalisent une carrière au sein du groupe et ne vont donc pas, à l'occasion de décisions importantes, faire du tort aux intérêts de fourniture de celui-ci.

Il a, au contraire, souligné que des GRT complètement indépendants pourraient élaborer leur propre vision et, ce faisant, faciliter le développement des interconnexions et de la coopération nationale et communautaire entre GRT. Il a souligné que, dans l'Union européenne, un peu plus d'une dizaine de GRT, parmi plus de trente, avaient déjà fait l'objet d'une séparation patrimoniale et que cette opération avait porté ses fruits : leurs investissements ont augmenté et six d'entre eux font partie des dix GRT européens les plus fiables (par référence au nombre moyen annuel d'heures de black-out).

D'après M. Herbert Ungerer, la séparation patrimoniale favoriserait une « concurrence durable » et une sécurité de production électrique à long terme, les investisseurs potentiels ne pouvant que souhaiter, pour leurs unités de production, une connexion facile au réseau de transport et une réelle fluidité des interconnexions. Il estime, au contraire, que la structure actuelle de certains GRT est de nature à obérer la confiance des nouveaux entrants, ce qui risque de pénaliser l'investissement productif.

Il est cependant à noter que, pour la Commission européenne, une telle séparation n'est pas incompatible avec la propriété publique des GRT, même à 100 %. En outre, M. Herbert Ungerer a relevé que tout fournisseur d'électricité, quelle que soit sa nationalité, ne pourrait pas prendre le contrôle d'un GRT après la séparation patrimoniale.

Enfin, selon la direction générale « Concurrence », cette séparation ne dispenserait pas les Etats membres de faire appliquer une régulation stricte du secteur, mais elle souligne que, dans un tel cadre, les régulateurs n'auraient pas à consacrer l'essentiel (et autant) de leurs efforts à traquer et combattre les situations de conflits d'intérêts.

VII. Déjeuner de travail avec M. Jean-Paul Decaestecker, chef d'unité « Energie et questions atomiques » au Secrétariat général du Conseil de l'Union européenne

Avant d'examiner l'origine et les conséquences de la panne électrique du 4 novembre 2006, M. Jean-Paul Decaestecker a souhaité souligner que cet incident d'une heure, pour grave qu'il a été, ne doit pas faire oublier que le système électrique européen a correctement fonctionné l'an dernier pendant 364 jours et 23 heures, malgré son gigantisme et son extrême complexité résultant du nombre très important d'acteurs qu'il mobilise.

Causée par une erreur humaine et un défaut d'information, problèmes consécutifs à l'installation d'un effet de routine qui n'est pas spécifique au réseau électrique mais inhérent à la gestion des systèmes complexes, cette panne n'a pas pour origine des difficultés de production ni de transport. Sa diffusion à toute l'Europe a toutefois révélé un véritable manque d'homogénéité des procédures et des normes de sécurité, ainsi que des lacunes dans la collaboration des gestionnaires des réseaux de transport.

S'agissant de l'énergie nucléaire, les positionnements des Etats réticents ne sont pas nécessairement définitifs : l'Allemagne n'a jusqu'à présent fermé que deux centrales qui l'auraient été de toute manière pour obsolescence, et il n'est pas exclu que les Suédois procèdent à un troisième référendum sur cette question. Quant aux risques d'approvisionnement en uranium, ils sont extrêmement faibles, tant parce que les Etats producteurs sont stables que parce que les routes maritimes se sont, jusqu'à présent, montrées sûres.

En ce qui concerne la sécurité d'approvisionnement à long terme, la Commission européenne comme certains Etats membres (tels que Royaume-Uni, Etats scandinaves, Etats ibériques) sont convaincus des vertus du marché tandis que d'autres, à l'instar de la France, préconisent le maintien des contrats à long terme. Il y a sur cette question une véritable opposition dogmatique liée à une appréciation différente des facteurs qui favorisent ou entravent la concurrence sur les marchés de l'énergie.

En matière de planification des investissements, le problème est extrêmement complexe car, alors qu'il est nécessaire d'aborder globalement les deux questions des capacités de production et des réseaux, le marché n'est pas en mesure d'émettre des signaux de prix pertinents sur ces deux secteurs, sans compter qu'il n'est pas davantage en mesure d'arbitrer sur la localisation et sur le niveau de ces investissements, qui seront extrêmement lourds.

S'agissant enfin de l'approvisionnement des partenaires de la France au sein de l'Union européenne, certains d'entre eux connaissent un déficit chronique de production (pays Baltes, Italie, Grèce...) qui les contraint à de fortes importations. C'est pourquoi la recherche de nouvelles sources ou routes d'approvisionnement (telles que le projet de gazoduc Nabucco transportant du gaz d'Azerbaïdjan jusqu'à l'Autriche via la Turquie, la Bulgarie, la Roumanie et la Hongrie) est importante pour l'Union, tout comme le renforcement des interconnexions communautaires pour matérialiser la solidarité entre les Etats membres.

VIII. BUSINESSEUROPE - Réunion avec M. Daniel Cloquet, responsable de la politique industrielle

BUSINESSEUROPE adhère à l'approche générale de la Commission européenne sur les questions énergétiques, mettant sur le même pied la sécurité d'approvisionnement de l'Europe, la compétitivité de son industrie et la protection de l'environnement.

Pour ce qui concerne les sujets plus particulièrement abordés par la mission commune d'information, la position de BUSINESSEUROPE, exprimée par M. Daniel Cloquet, est la suivante :

- les investissements visant à développer les interconnexions des réseaux de transport d'électricité sont trop faibles (200 millions d'euros par an), ce qui pose des problèmes aigus de congestion et empêche la création d'un véritable marché intérieur de l'électricité ;

- les propositions de la Commission européenne et du Conseil de l'Union européenne visant à imposer des règles afin d'assurer une bonne coordination entre les GRT vont dans le bon sens ;

- pour obtenir un régime de séparation efficace des activités de transport/distribution et de production, qui augmente notamment la concurrence sur la base de l'infrastructure existante tout en encourageant de nouveaux investissements en matière d'infrastructures, l'approche logique doit commencer par la mise en oeuvre complète, selon la lettre et l'esprit, de la réglementation existante en matière de séparation juridique et de séparation fonctionnelle. Ce n'est qu'au cas où cette réglementation s'avérerait insuffisante pour atteindre les objectifs ainsi décrits qu'une nouvelle initiative de la commission serait nécessaire. Cette position a été rendue publique par BUSINESSEUROPE le 5 mars ;

- la coopération entre les régulateurs nationaux des marchés de l'électricité et du gaz étant encore trop faible, notamment du fait de la diversité de leurs compétences, il convient d'harmoniser ces dernières en renforçant celles des régulateurs les plus faibles et de prévoir une représentation de la Commission européenne aux débats, la création d'un régulateur européen apparaissant en revanche prématurée ;

- le développement des capacités de production électrique à l'échelle de l'Europe ne passe probablement pas par une programmation pluriannuelle des investissements (PPI) européenne, qui mobilise peu les Etats membres autres que la France et à laquelle la direction générale de la concurrence risquerait de s'opposer. Il s'agit plutôt de construire un cadre attractif pour les investissements et, dans cette optique, le sentiment personnel de M. Daniel Cloquet est que le maintien des tarifs administrés français, dans le secteur domestique, pourrait poser un problème ;

- plus globalement, l'état actuel de la libéralisation du marché de l'électricité en Europe n'étant pas satisfaisant, il semble nécessaire de prévoir un cadre spécifique pour les consommateurs intensifs en énergie, qui ont besoin de prévisibilité, en leur offrant des possibilités plus larges pour conclure des contrats à long terme, d'une manière qui reste compatible avec les exigences du droit communautaire de la concurrence. Mais il faut s'attendre à ce que la direction générale de la concurrence insiste pour que la part de consommation d'énergie représentée par l'ensemble desdits contrats ne dépasse pas un certain niveau ;

- un objectif unilatéral de 20 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre en 2020 pénaliserait fortement l'industrie européenne, certaines études faisant déjà apparaître qu'une réduction de 15 % (voire de 10 % seulement) aurait de sérieuses conséquences économiques ;

- l'objectif communautaire visant à fixer à 20 % la part des énergies renouvelables dans l'approvisionnement énergétique est également très élevé. En tout état de cause, les pays de l'Union européenne devraient développer leurs politiques de promotion des énergies renouvelables sur la base d'un cadre européen harmonisé, idéalement assis sur un principe de marché.

Compte rendu du déplacement en Allemagne
(Düsseldorf, Bonn et Berlin - du 2 au 4 avril 2007)

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Jean-Marc Pastor, Marcel Deneux et Michel Billout, rapporteurs, Jean-Paul Amoudry et Eric Doligé, et Mme Elisabeth Lamure.

Lundi 2 avril 2007

11 h 00 - 12 h 00

Entretien avec M. Gert von der Groeben, mandataire général de E.ON AG, et Mme Verena Holzer, chargée de mission « Politique énergétique »

E.ON
Düsseldorf

13 h 30 - 14 h 45

Déjeuner avec M. Aribert Peters, président du Bund der Energieverbraucher (association des consommateurs d'énergie), M. Gilles Thibault, consul général de France à Düsseldorf, M. Philippe Saint-Marc, attaché économique à la mission économique de Berlin, et M. Stéphane Perchenet, attaché économique à la mission économique de Düsseldorf

Bonn

16 h 00 - 17 h 30

Entretien avec M. Johannes Kindler, vice-président de la Bundesnetzagentur (BNA) (Agence fédérale de régulation), et Mme Nadia Horstmann, chargée de communication

Bundesnetzagentur (BNA)
Bonn

Mardi 3 avril 2007

10 h 30 - 12 h 00

Entretien avec M. Michael Müller, secrétaire d'Etat parlementaire au ministère fédéral de l'environnement, de la protection de la nature et de la sécurité nucléaire (BMU), M. Harald Kohl, conseiller, M. Jens Böhmer, chargé de l'énergie éolienne, Mme Marlies Bahrenberg, directrice du bureau de coordination franco-allemande Energie éolienne, M. Nicolas Oetzel, en charge des affaires européennes et internationales, M. Martin Schöpe, bureau des affaires énergétiques et environnementales internationales et européennes, et Mme Julian Ruffin, chargée des questions juridiques

Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)
Berlin

13 h 00 - 14 h 30

Déjeuner de travail avec S.E. M. Claude Martin, Ambassadeur de France, M. Jean-François Boittin, chef de la mission économique en Allemagne, M. David Philot, adjoint au chef de la mission économique, et M. Philippe Saint-Marc et Mme Caroline Hinnersen, attachés économiques à la mission économique

Ambassade de France

Berlin

15 h 00 - 16 h 30

Entretien avec M. Konstantin Staschus, président de la Verband der Netzbetreiber (VDN) (Fédération des exploitants de réseaux)

Verband der Netzbetreiber
Berlin

17 h 00 - 18 h 00

Entretien avec M. Wolfgang Heller, responsable du service « Politique énergétique » de la Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) (Fédération de l'industrie allemande), et MM. Wolf-Ingo Kunze et Norbert Azuma-Dicke, avocats auprès du Verband des Verbund-unternehmer und Regionalen Energieversorger in Deutschland (VRE)

Ambassade de France
Berlin

Mercredi 4 avril 2007

9 h 30 - 11 h 00

Entretien avec M. Andréas Schuseil, directeur de la politique énergétique au ministère fédéral de l'économie et de la technologie (BMWi), Mme Dagmar Weinberg, directrice adjointe de la division « Industrie de l'électricité et réseaux de chaleur », M. Horst Schneider, chef du bureau « Industrie de l'énergie nucléaire, recherche dans le domaine du stockage définitif des déchets radioactifs et assainissement de l'exploration des mines d'uranium », et M. Waldemar Schafrick, chargé des relations avec la France, le Bénélux et la Pologne au sein du bureau « Relations avec les pays membres de l'Union européenne »

Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi)

Berlin

Lundi 2 avril

I. Entretien avec M. Gert von der Groeben, mandataire général de E.ON AG, et Mme Verena Holzer, chargée de mission « Politique énergétique »

Après avoir présenté les caractéristiques essentielles de E.ON AG, M. Gert von der Groeben a indiqué que cette entreprise soutenait l'orientation du « paquet énergie » de la Commission européenne, à l'exception notable du dégroupage (unbundling), et sa volonté de parvenir à accroître la concurrence sur les marchés énergétiques européens.

Il a cependant estimé que de nombreuses critiques portées à l'encontre du marché de l'électricité (électricité trop chère, faible concurrence, rentes monopolistiques) n'étaient pas fondées. Il a ainsi observé que les prix nationaux connaissaient une évolution parallèle en Europe et qu'ils tendaient à s'harmoniser progressivement, sous l'effet notamment de la négociation entre l'offre et la demande au sein des différentes bourses européennes de l'électricité. Il a souligné l'importance de ce mécanisme de marché sur la formation des prix de ce produit, même si ceux-ci demeurent encore dépendants de ceux du pétrole et du gaz et, désormais, du coût de l'émission de CO2.

S'agissant plus particulièrement de l'Allemagne :

- il a expliqué le niveau élevé des prix par l'importance des nombreuses taxes publiques qui, de l'ordre de 40 %, seraient les plus élevées d'Europe, et notamment des taxes environnementales, qui ont augmenté de 93 % en dix ans ;

- il a contesté que la concentration des entreprises allemandes nuise à la concurrence, faisant valoir à la fois que cette concentration était bien plus importante dans les autres grands Etats-membres, à l'exception du Royaume-Uni, et que la proportion des industriels ayant changé de fournisseurs était très élevée, de l'ordre de 40 % ; il a toutefois reconnu qu'il n'en était pas de même pour les particuliers (6 % de changements) et que des efforts pourraient être accomplis pour faciliter la résiliation de leurs contrats ;

- il a également fait valoir que la notion de « rente » devait être appréciée au regard tant de l'important programme d'investissements en production et en distribution consenti depuis plusieurs années, par E.ON comme par ses concurrents nationaux, notamment pour rattraper le retard dans ces domaines en ex-Allemagne de l'est, que des effets de l'installation de l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) qui, depuis 18 mois, a conduit à une réduction des marges de 6 milliards d'euros, soit 15 %, en ce qui concerne les activités de transport.

Puis M. Gert von der Groeben a indiqué que, pour favoriser la poursuite de l'intégration du marché, E.ON jugeait nécessaire de : renforcer les interconnexions transfrontalières ; améliorer les relations techniques entre les opérateurs ; intensifier la concurrence en favorisant la liberté d'accès au réseau pour les opérateurs et la liberté de changement pour les consommateurs ; parvenir à la création d'une bourse de l'électricité européenne unique.

Après avoir rappelé qu'il existait en Allemagne une séparation comptable et de management pour les activités de réseaux, il a ensuite exprimé le désaccord d'E.ON avec la proposition européenne de séparation patrimoniale comme avec celle de la constitution d'un opérateur indépendant (système ISO), se félicitant de la position française en la matière.

S'agissant des énergies renouvelables, traditionnellement importantes en Allemagne depuis les années 1980, il a précisé qu'en 2006, elles représentaient 11,8 % de la production brute d'électricité nationale, soit une proportion deux fois plus élevée que la moyenne européenne. Soulignant que ces sources d'énergies n'étaient toutefois pas encore rentables et qu'elles demeuraient lourdement subventionnées (le coût de l'électricité éolienne étant ainsi deux fois supérieur au prix du marché, et celui de l'électricité photovoltaïque dix fois supérieur), il a préconisé une promotion européenne des énergies renouvelables.

Puis, en réponse aux questions des membres de la délégation, il a : estimé que l'option nucléaire était incontournable pour l'Allemagne, surtout si elle voulait atteindre ses objectifs environnementaux en matière d'émission de CO2, et ajouté qu'E.ON continuait d'investir dans la technologie nucléaire, notamment à l'étranger ; fait valoir que l'énergie éolienne devrait devenir rentable avec le fonctionnement, pendant 3 à 4 000 heures par an, des fermes off shore, tandis que l'énergie photovoltaïque devait encore faire l'objet de recherches pour atteindre un bon rendement et parvenir à la rentabilité ; indiqué que, compte tenu de l'importance du charbon en Allemagne, E.ON était également très présente dans les domaines du « charbon propre » et de la capture et du stockage du CO2 ; précisé que les contrats gaziers conclus avec GazProm permettraient d'assurer jusqu'en 2036 le tiers des besoins d'approvisionnement en gaz de l'Allemagne ; considéré que l'amélioration de la prévention des pannes rendait nécessaire un renforcement des interconnexions et précisé qu'E.ON avait récemment investit 5 milliards d'euros dans les réseaux ; confirmé l'absence de programmation pluriannuelle des investissements au niveau fédéral, les politiques d'investissement étant définies par les grands groupes eux-mêmes ; indiqué que, sauf en Bavière, il n'existait pas de tarifs sociaux pour les consommateurs précaires.

II. Déjeuner de travail avec M. Aribert Peters, président d'une association de consommateurs d'énergie (Bund der Energieverbraucher)

Présentant l'association qu'il préside, M. Aribert Peters a indiqué qu'elle est active depuis 20 ans, qu'elle ne bénéficie d'aucunes aides publiques et que son action touche à tout ce qui concerne l'énergie pour les particuliers, depuis la lutte contre le renchérissement des prix du gaz et de l'électricité jusqu'à la vente de systèmes solaires aux consommateurs.

Il a ensuite dénoncé l'organisation du marché allemand de l'électricité, estimant que la libéralisation ne s'était pas accompagnée d'une véritable concurrence et qu'en conséquence, les prix avaient beaucoup augmenté, surtout ceux des particuliers (supérieurs de 15 % à ceux des industriels), et sans raison apparente, les investissements dans les capacités de production ou dans les réseaux de transport ces dernières années n'ayant pas été accrus, quand ils n'ont pas diminué. Il a estimé que les grandes firmes énergétiques exerçaient une influence notable sur le personnel politique allemand et que le négoce de l'électricité dans les bourses, dans un contexte où quatre producteurs principaux dominent quelque huit cents distributeurs, conduisait à une déconnexion entre les prix de l'échange et les coûts de production, les premiers étant deux fois supérieurs aux seconds.

Estimant qu'il revenait au régulateur de contraindre les entreprises à investir et considérant que la récente fusion entre E.ON et Ruhrgas était illégale, M. Aribert Peters a stigmatisé les différences de prix entre les régions, qui peuvent atteindre 30 à 40 %, et contesté que la croissance des prix puisse être imputée à la pression fiscale, dès lors que ces prix ont progressé bien plus vite que les taxes. Il a également dénoncé les entraves contractuelles aux changements de prestataire, observant que si 30 % des industriels ont fait ce choix, seulement 2 % des particuliers l'ont exercé, ce qui démontre, selon lui, la déficience de fonctionnement du marché.

S'agissant de l'agence qui contrôle les coûts du transport, il a estimé qu'au-delà de sa création très tardive, puisqu'elle ne date que de dix-huit mois, la faiblesse des outils législatifs et des moyens humains qui lui ont été conférés l'empêche d'effectuer un travail efficace, ce qui explique que les frais de réseau soient encore si élevés, voire anormaux. Se déclarant très favorable à l'unbundling, M. Aribert Peters a insisté sur la nécessité de donner davantage de poids à l'Agence fédérale des réseaux et que celle-ci exerce réellement ses prérogatives de régulateur face aux producteurs/transporteurs et aux distributeurs. Enfin, s'agissant des éoliennes, il s'est déclaré favorable à la possibilité que les consommateurs payent plus cher leur électricité « verte » pour alimenter un « fond éolien » destiné à soutenir le développement de cette énergie.

III. Entretien avec M. Johannes Kindler, vice-président de l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), et Mme Nadia Horstmann, chargée de communication

Après avoir précisé que la Bundesnetzagentur (BNA) était l'agence fédérale de régulation de tous les réseaux en Allemagne (électricité, gaz, postes, télécommunications, rail), M. Johannes Kindler a souligné les défis énergétiques à venir en matière :

-d'investissements, pour pallier les carences des réseaux de transport et répondre aux besoins de capacités de production, aujourd'hui insuffisantes ;

- et d'économie d'énergie, au regard tant des risques de dépendance énergétique à l'égard des producteurs de pétrole et de gaz, notamment de la Russie, que des problèmes climatiques.

Puis, commentant les récentes décisions du Conseil européen, il a salué les objectifs dits « des quatre 20 » et estimé nécessaire de construire davantage de lignes de transport et d'interconnexions pour accroître l'interdépendance, mais déclaré son opposition à l'ownership unbundling défendu par la Commission européenne, estimant que son impact sur le marché de l'électricité allemand et sur l'organisation industrielle du pays serait considérable, sans pour autant qu'il soit assuré que le résultat recherché serait atteint.

Mme Nadia Horstmann a ensuite présenté le fonctionnement du marché allemand de l'électricité après l'ouverture du secteur, réalisée dès 1998, en précisant le rôle du régulateur sectoriel. Elle a indiqué que le cadre juridique actuel résultait de la loi de 2005 et de quatre décrets transposant a minima les directives européennes et fixant les conditions d'accès aux réseaux de gaz et d'électricité ainsi que les tarifs. Relevant que les réseaux de distribution étaient partagés entre les quatre grands producteurs et gestionnaires de réseaux de transport (EnBW, E.ON, RWE, Vattenfall), à l'exception de ceux qui appartiennent à des entreprises locales (876 distributeurs locaux), elle a indiqué qu'il existait un régime de déclaration préalable pour la production et d'autorisation pour la fourniture d'électricité, et des règles pour l'accès et le raccordement. Puis, après avoir rappelé qu'en Allemagne, l'unbundling était comptable et managérial, elle a indiqué que le régulateur n'intervenait pas systématiquement pour contrôler l'accès aux réseaux, mais seulement si le fonctionnement de ceux-ci semblait suspect.

S'agissant du prix de l'électricité, elle a souligné que le tarif d'accès au réseau, autorisé préalablement par la BNA, représentait une part de 36 % de son prix final, et que le régulateur pouvait ainsi peser directement sur les prix. Elle a par ailleurs estimé que les consommateurs disposaient d'une grande liberté dans le choix de leur fournisseur. Puis, en ce qui concerne la régulation du marché, elle a indiqué que, pour les réseaux ayant plus de 100 000 clients connectés et pour ceux couvrant plus d'un Land, la compétence principale ressortissait à la Bundesnetzagentur, office fédéral de régulation sous tutelle du ministre fédéral de l'économie, et que pour les autres réseaux, la régulation relevait d'agences régionales (six Länder ayant toutefois renoncé à cette compétence pour la transférer directement à la BNA).

Mme Nadia Horstmann a ensuite précisé que s'il n'existait pas de programmation pluriannuelle des investissements (PPI) et que les opérateurs décidaient librement de leurs investissements, le gouvernement pouvait engager des poursuites en cas de carences des entreprises électriques privées. Elle a en outre relevé que les opérateurs devaient présenter tous les deux ans un rapport sur l'état des réseaux et sur les investissements prioritaires sur une période de dix ans, ajoutant que le régulateur pouvait les inciter à développer certains réseaux. Elle a indiqué qu'en matière d'investissements dans les réseaux, le taux de rentabilité considéré comme acceptable par la BNA se situait, selon les cas, entre 4,5 et 6,9 %.

En réponse aux questions des sénateurs, M. Johannes Kindler s'est déclaré réticent à la formule de la PPI, estimant contestable d'imposer une décision publique d'investissement à des entreprises privées et jugeant que faire relever la sécurité d'approvisionnement de la responsabilité des entreprises n'était pas contradictoire avec sa garantie sur le long terme. Puis il s'est déclaré favorable à l'intégration des marchés de l'énergie et au renforcement des interconnexions transfrontalières. En revanche, il a estimé qu'un régulateur unique européen ne serait pas adapté, compte tenu des coûts, et a plaidé pour une concertation des régulateurs nationaux avec la définition de règles techniques communes.

Mardi 3 avril

IV. Entretien avec M. Michael Müller, secrétaire d'Etat parlementaire au ministère fédéral de l'environnement, de la protection de la nature et de la sécurité nucléaire (BMU), M. Harald Kohl, conseiller, M. Jens Böhmer, chargé de l'énergie éolienne, Mme Marlies Bahrenberg, directrice du bureau de coordination franco-allemande Energie éolienne, M. Nicolas Oetzel, en charge des affaires européennes et internationales, M. Martin Schöpe, bureau des affaires énergétiques et environnementales internationales et européennes, et Mme Julian Ruffin, chargée des questions juridiques

M. Michael Müller, secrétaire d'Etat parlementaire, a tout d'abord présenté la répartition des compétences dans le domaine de l'énergie entre le BMU et le ministère de l'économie et de la technologie (BMWi) - et plusieurs autres ministères -, soulignant l'importance du dialogue entre ces deux départements ministériels dans un contexte marqué par la problématique géopolitique de l'accès aux matières premières, l'épuisement programmé de la production des énergies fossiles, l'industrialisation croissante des pays émergents, les conséquences environnementales dramatiques de l'émission des gaz à effet de serre (GES), et la croissance du chômage résultant de l'amélioration constante de la productivité du travail.

Puis, indiquant que le débat sur l'énergie était très profond en Allemagne, qu'il datait de plus de trente ans et qu'au sein de la coalition actuelle, il nécessitait deux sommets annuels pour établir une ligne commune, M. Michael Müller a souligné qu'une nouvelle philosophie, fondée sur le développement de l'efficacité énergétique et des énergies renouvelables (ENR) dans un cadre régional et décentralisé, allait permettre de sortir du modèle centralisé et productiviste actuel pour fonder un nouveau cycle économique favorable à l'emploi, à l'écologie et à la technologie. Ainsi a-t-il indiqué que, d'ici 2020, le gouvernement prévoyait de faire passer la proportion des ENR de 12 à 28 % du bouquet électrique, et d'améliorer d'un facteur deux l'efficacité énergétique dans les bâtiments, faisant valoir que le potentiel d'économies d'énergie à réaliser était considérable, de l'ordre de 40 % de la consommation. Il a ajouté que, naturellement, l'Allemagne soutenait sans réserve les propositions du Conseil européen.

S'agissant du nucléaire, il a indiqué que l'Allemagne était fermement opposée à cette filière pour les trois problèmes suivants : la sûreté des installations, le danger terroriste et les déchets. Ajoutant que cette technologie lui semblait inefficace pour les consommateurs et totalement opposée à la philosophie précédemment exposée, il a souligné que des observations identiques pouvaient être faites pour la filière charbon, qui n'a pas plus d'avenir selon lui. A l'inverse, il a exposé les avantages de la cogénération par la biomasse et les déchets ménagers (structures décentralisées proches des consommateurs, favorisant les mises en réseau et adaptées aux PME) et indiqué que le potentiel estimé de production était de l'ordre de 320 gigawatts (GW) en électricité et de 360 GW en chaleur, rappelant que la puissance installée du nucléaire en Allemagne n'était que de 160 GW. Il a également fait valoir que les technologies ENR, très favorables à l'emploi, anticipaient sur les marchés de l'avenir dont les caractéristiques seront de grandes tensions sur les prix des matières premières (y compris l'uranium, si le nucléaire se développe dans le monde), qui nécessitent de réduire la dépendance énergétique, ainsi que l'obligation politique de lutter contre les émissions de GES, qui vont durablement et fortement accroître le coût de l'émission de CO2.

M. Michael Müller a ensuite indiqué que le produit de la taxe écologique pesant sur l'électricité, les carburants et le chauffage (26 milliards d'euros en 2006) était affecté à 98 % à la stabilisation du système de retraite, et pour le solde à la recherche dans le domaine de l'énergie, et que les 4,5 milliards d'euros résultant de la taxe de répartition étaient destinés au soutien aux ENR. Reconnaissant que le prix de l'électricité allemand était plus élevé que la moyenne européenne, il a cependant contesté que cette situation résulte de la fiscalité.

En matière éolienne, il a observé que, malgré les possibilités offertes par sa très grande façade maritime, la France ne produisait que 10 % de la production allemande, laquelle allait du reste encore augmenter en raison non seulement de la mise en production de sites off shore, mais aussi des très importantes améliorations techniques permettant de multiplier par quatre la capacités des générateurs. Soulignant la qualité de la coopération franco-allemande dans le domaine de l'énergie éolienne, matérialisée par la création d'un bureau de coordination ad hoc, il a préconisé une coordination européenne pour développer les ENR, de même que, pour éviter les black out, en matière de gestion et de régulation des réseaux. Enfin, il a insisté sur les perspectives ouvertes par l'amélioration de l'efficacité énergétique, indiquant que les économies résultant de l'amélioration des instruments ménagers représenteraient la production de sept grandes centrales thermiques, ou que la consommation des habitations dites « passives » ne représente que 20 % de celle des bâtiments actuels.

V. Entretien avec M. Konstantin Staschus, président de la Fédération des exploitants de réseaux (Verband der Netzbetreiber)

Après avoir indiqué que la Verband der Netzbetreiber (VDN) regroupait plus de 400 exploitants de réseaux de transport et de distribution, M. Konstantin Staschus a souligné qu'elle effectuait un travail de coordination technique des besoins et de représentation des intérêts de la profession, notamment auprès du gouvernement fédéral et des instances européennes. S'agissant de l'organisation et de la distribution du transport en Allemagne, il a précisé qu'à la suite des regroupements réalisés depuis 1998 pour des raisons de coûts et de synergie sur une base géographique, seuls 50 des quelques 900 exploitants en activité avaient une taille significative, que les quatre grands producteurs (EnBW, E.ON, RWE, Vattenfall) exerçaient la responsabilité du transport de l'électricité selon un découpage essentiellement régional, et que dans de nombreuses villes, la distribution était assurée par des régies communales. Puis il a précisé que chaque exploitant de réseaux assurait sa propre planification, sans coordination obligatoire, et indiqué que ces exploitants géraient les subventions publiques destinées à promouvoir les énergies renouvelables et la cogénération.

Jugeant ensuite qu'il fallait tirer les leçons de la panne du 4 novembre 2006 en insérant les règles de l'UCTE dans une directive européenne contraignante, il a exprimé le soutien de la VDN à la libéralisation des marchés de l'énergie et au paquet énergie adopté par le Conseil européen -à l'exception de l'élargissement de l'unbundling qui détruirait, selon lui, les synergies-, soulignant la nécessité de renforcer la coordination des transporteurs comme celle des régulateurs tout en rejetant l'idée d'un organe central qui créerait une dilution des responsabilités.

S'agissant de la sécurité d'approvisionnement, M. Konstantin Staschus a indiqué que l'Allemagne ne connaissait pas de programmation pluriannuelle des investissements (PPI), les opérateurs étant libres de leurs investissements. Il a toutefois relevé qu'un équilibrage entre les différents producteurs (le « bilanzkreis ») existait à travers une coordination des centrales qui garantissent mutuellement leurs réserves, et que la loi de 2005 sur le secteur énergétique prévoyait un monitoring assuré par le ministère de l'économie (BMWi) au travers d'un rapport annuel confrontant les capacités de production aux prévisions de consommation. A cet égard, il a précisé que d'ici 2012, 37 nouvelles centrales étaient prévues pour une production de 30 gigawatts (GW) et que, d'ici 2020, 55 autres centrales étaient envisagées pour une production de 41 GW. Il a ainsi estimé qu'il était possible, sous réserve de la question du coût, de renoncer à l'énergie nucléaire par le développement de sources alternatives, sans remettre en cause la sécurité d'approvisionnement. Il a précisé, s'agissant de l'énergie éolienne, que les installations étaient localisées surtout au nord du pays et qu'il serait donc nécessaire de construire de nouvelles lignes reliant ces unités au sud de l'Allemagne, où la demande est importante. Il a ajouté que cet investissement viendrait s'ajouter aux sommes importantes devant être consacrées à la rénovation des réseaux, dont la majeure partie date des années 70 et 80 et qui doit donc être renouvelée.

Enfin, après avoir indiqué que l'accès des producteurs aux réseaux était réglementé et contrôlé par l'Agence fédérale de régulation des réseaux (Bundesnetzagentur), il a observé que deux des quarante millions de consommateurs allemands avaient changé d'opérateur ces trois dernières années, faisant valoir les difficultés de gestion de ces changements, notamment les coûts commerciaux induits pour les opérateurs.

VI. Entretien avec M. Wolfgang Heller, responsable du service « Politique énergétique » de la Fédération de l'industrie allemande (Bundesverband der Deutschen Industrie - BDI), et MM. Wolf-Ingo Kunze et Norbert Azuma-Dicke, avocats auprès du Verband des Verbundunternehmer und Regionalen Energieversorger in Deutschland (VRE)

Ayant indiqué que le BDI regroupait plus d'un millier de grandes entreprises industrielles allemandes, M. Wolfgang Heller a brièvement dressé le tableau du système électrique allemand, soulignant notamment que le charbon et le lignite représentaient 50 % de la production (et le nucléaire 27 %) et que la part de l'industrie dans la consommation atteignait près de 45 %, contre 26 % pour les ménages et 24 % pour les services.

Afin de pouvoir lutter contre le changement climatique sans altérer la compétitivité des entreprises, il a ensuite plaidé en faveur de la remise en cause de la sortie programmée du nucléaire, demandant dans un premier temps la prolongation de la durée de vie des centrales en activité. Sans contester l'intérêt des énergies renouvelables (ENR), il a fait valoir que si les objectifs gouvernementaux seraient atteints en 2010 (12,5 % du mix électrique) et devraient pouvoir l'être en 2020, cette politique était extrêmement onéreuse, coûtant de l'ordre de 6 milliards d'euros par an. Il a ainsi observé qu'avec la cogénération, les ENR, l'impôt écologique et le commerce des permis d'émission de CO2, le prix de l'électricité n'avait cessé de croître en Allemagne, jusqu'à devenir l'un des plus élevés d'Europe, ce qui pénalisait fortement l'industrie nationale. Pour espérer une diminution de ces prix, le BDI juge nécessaire d'accroître la concurrence sur le marché de l'électricité, qui passe par l'accroissement des capacités des réseaux pour supprimer les goulets d'étranglement - et non par l'unbundling, auquel le BDI est opposé pour des raisons constitutionnelles et techniques -, par l'assouplissement des conditions dans lesquelles les consommateurs peuvent changer de fournisseur, et par une plus grande transparence du fonctionnement des bourses de l'électricité.

Puis, aux questions des sénateurs, MM. Wolfgang Heller et Wolf-Ingo Kunze ont répondu :

- qu'un récent sondage témoignait que les trois quarts des industriels allemands étaient satisfaits de l'approvisionnement en électricité, même si des améliorations pouvaient sans doute être apportées en matière de gestion du marché et de lutte contre les cartels (qui ne concerne pas seulement les quatre grands producteurs nationaux) afin de favoriser l'entrée de nouveaux acteurs et la concurrence ;

- que si de nombreux industriels possédaient leurs propres capacités de génération, produisant annuellement 50 terawatts-heures (TWh), soit 8 % environ de la production nationale (635 TWh), la consommation annuelle des entreprises dites électro-intensives atteint 120 TWh, ce qui justifie leur intérêt pour les contrats d'approvisionnement à long terme susceptibles de leur permettre d'obtenir des prix plus compétitifs (ces contrats représentant environ 30 % de l'approvisionnement des industries) ;

- que la coopération avec le Gouvernement, lié par un accord partisan mais partagé entre les optiques divergentes des ministères de l'environnement (BMU) et de l'économie (BMWi), était difficile, les préoccupations des industriels en matière énergétique n'étant pas bien prises en compte, comme en témoigne la remise en cause du nucléaire décidée sur le fondement d'hypothèses d'économies d'énergie et de développement des ENR semblant extrêmement optimistes, pour ne pas dire irréalistes ;

- que si un programme de renouvellement du parc nucléaire allemand existe déjà, dans l'hypothèse d'une remise en cause du gel actuel après les prochaines élections législatives, l'option la plus rentable serait néanmoins de prolonger de 20 ans la durée d'activité des centrales actuelles pour éviter des millions de tonnes d'émission de CO2 et des importations de gaz naturel ;

- que la sécurité d'approvisionnement impose de combiner toutes les sources d'énergie et que si la technologie du nucléaire est aujourd'hui sûre et fiable, la filière du charbon propre vient de voir sa situation économique altérée par la nouvelle réglementation sur les droits d'émission, qui empêche de réaliser une programmation à quinze ans, terme habituel des projets de centrale thermique dans ce secteur ;

- que l'incident du 4 novembre 2006, qui résulte d'une erreur humaine et qui n'aurait pas dû se produire si les procédures avaient été respectées, ne remet pas en cause les systèmes techniques qui sont satisfaisants, même si les investissements dans les réseaux n'ont pas la même qualité que par le passé, surtout au regard des conséquences sur leur stabilité de l'accroissement de la production éolienne ;

- que les décisions de délocalisation, compte tenu de leur impact et des nombreux paramètres à prendre en compte, ne pouvaient pas dépendre exclusivement du prix de l'électricité, même pour les industries électro-intensives.

Mercredi 4 avril

VII. Entretien avec M. Andréas Schuseil, directeur de la politique énergétique au ministère fédéral de l'économie et de la technologie (BMWi), Mme Dagmar Weinberg, directrice-adjointe de la division « Industrie de l'électricité et réseaux de chaleur », M. Horst Schneider, chef du bureau « Industrie de l'énergie nucléaire, recherche dans le domaine du stockage définitif des déchets radioactifs et assainissement de l'exploration des mines d'uranium », et M. Waldemar Schafrick, chargé des relations avec la France, le Bénélux et la Pologne au sein du bureau « Relations avec les pays membres de l'Union européenne »

Après avoir remarqué que les échanges énergétiques, notamment franco-allemands, renforçaient l'interdépendance et la construction d'un marché commun de l'électricité et du gaz, M. Andréas Schuseil a souligné la nécessité d'une coopération énergétique. Rappelant que des erreurs humaines, notamment de non respect de règles élémentaires de sécurité, avaient été à l'origine de la panne du 4 novembre 2006, il a considéré que les mécanismes de gestion des crises avaient fonctionné et permis un rétablissement rapide de l'alimentation. Il a néanmoins plaidé pour un renforcement de la coordination en matière de règles de sécurité et s'est félicité du projet de la Commission européenne et des régulateurs de définir des standards communs.

S'agissant de la sécurité d'approvisionnement, il a considéré que les réseaux allemands étaient historiquement performants mais que la décentralisation croissante de la production d'électricité, notamment éolienne, nécessitait de les adapter et de renforcer les capacités de transport afin d'acheminer l'électricité des régions de production (nord de l'Allemagne) vers les régions de consommation (sud). Dans ce contexte, il a estimé indispensable que le régulateur encadre cette décentralisation et que les gestionnaires investissent dans la sécurisation des réseaux.

Puis, soulignant que la sortie du nucléaire obligerait l'Allemagne à remplacer 30 % de son électricité par de nouveaux modes de production, M. Andréas Schuseil a estimé impossible, au plan économique, que les énergies renouvelables (ENR), dont la part atteint aujourd'hui 12 %, puissent y pourvoir. Dès lors, contrairement aux affirmations du ministère de l'environnement allemand, il a douté que les objectifs de réduction des émissions de CO2 puissent être atteints si le démantèlement du parc nucléaire allemand était confirmé. Il a précisé que les solutions de gestion des déchets nucléaires s'orientaient autour du recyclage et du stockage en formation géologique profonde.

S'agissant de l'électricité solaire et éolienne, il s'est inquiété, en cas de développement massif, de l'impact de leurs coûts sur la compétitivité des entreprises allemandes. Soulignant qu'en 2006, l'intégration de l'éolien dans les réseaux avait coûté 4 milliards d'euros, il a expliqué que dans les périodes de faible consommation, la production éolienne excédentaire et hautement subventionnée était vendue en France ou aux Pays-Bas, de sorte qu'au final, c'était le consommateur allemand qui finançait l'énergie dans ces autres pays.

M. Andréas Schuseil a par ailleurs posé le problème politique de la sécurité d'approvisionnement, observant que les Etats qui suivraient, par souci de popularité, leur opinion publique en sortant du nucléaire (qui fait peur), en renonçant à l'énergie éolienne (qui coûte cher car elle est subventionnée, et qui pose un problème d'environnement) et en optant pour l'arrêt du lignite et du charbon (modes de production qui émettent du CO2), seraient contraints à une forte dépendance énergétique puisqu'ils importeraient une part essentielle de leur électricité. Remarquant que la marge de sécurité constituée par les capacités excédentaires de production d'électricité par rapport à la demande de pointe était tombée à 5 % seulement en Allemagne, il s'est inquiété de l'éventuelle dépendance énergétique allemande vis-à-vis du gaz russe. Tout en plaidant pour une combinaison énergétique équilibrée entre les bioénergies, les ENR, le charbon propre et le nucléaire, il a indiqué que le potentiel hydroélectrique allemand était très restreint et que la biomasse serait en concurrence avec l'agro alimentaire.

Puis, répondant aux sénateurs, M. Andréas Schuseil a expliqué :

- qu'en vertu de contrats de concession de droit privé, les opérateurs payaient aux collectivités locales et au gouvernement fédéral une redevance d'accès aux réseaux assise sur les kilowattheures. Il a ajouté que les décisions de construction et de développement des réseaux incombaient aux entreprises, sur lesquelles repose toutefois une obligation légale de sûreté et de capacité de ces réseaux contrôlée par la Bundesnetzagentur. Il a précisé que cette agence vérifiait ainsi le niveau des investissements dans les réseaux, d'une part, des quatre transporteurs, d'autre part, des distributeurs desservant plus de 100 000 consommateurs ou plus d'un Land, et, enfin, des distributeurs des Länder lui ayant délégué leurs compétences (les autres distributeurs étant contrôlés par les agences régionales) ;

- qu'il n'existait pas de tarifs préférentiels pour les clients en situation de précarité mais que les intérêts des consommateurs étaient garantis par la concurrence et la facilité de changer de fournisseurs que leur offrait un cadre juridique particulièrement favorable ;

- que le problème majeur était de savoir si la politique énergétique devait servir le système économique et le bien-être social ou si l'énergie était un objectif en soi, qui appelait une adaptation de l'ensemble du système.

Compte rendu du déplacement en Pologne
(du 4 au 6 avril 2007)

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Jean-Marc Pastor et Michel Billout, rapporteurs, et Jean-Paul Amoudry.

Mercredi 4 avril 2007

17 h 30 - 19 h 00

Réunion de travail avec des sénateurs polonais, membres du groupe parlementaire sur l'énergie : MM. Marek Waszkowiak, sénateur de Konin (PIS), président du groupe, Wadysaw Mañskut, sénateur d'Elblag (SLD), Marcin Miek, sénateur de Zielona Góra (Indép.), Leslaw Podkañski, sénateur de Chem (PSL) et Jacek Wossowicz, sénateur de Kielce (PIS)

Sénat de Pologne

20 h 00

Dîner offert par S.E. M. Pierre Ménat, Ambassadeur de France, en présence de MM. Marek Ziókowski, sénateur de Poznañ (PO), vice-maréchal du Sénat, vice-président du groupe parlementaire Pologne-France, Marek Borowski, député à la Diétine de Mazovie (SLD), ancien ministre, ancien vice-maréchal de la Diète, Tomasz Nowakowski, sous-secrétaire d'Etat au ministère du développement régional, Mmes Jadwiga Czartoryska, directrice, représentante de France Télécom en Pologne, Marta Lapinska, journaliste à TVP2, Dorota Piotrowska, journaliste à la radio IAR, MM. Marek Ostrowski, chef de la rubrique « Etranger » de l'hebdomadaire Polityka, Jean-Claude Nolla, premier conseiller à la Chancellerie diplomatique, Edouard Sicat, conseiller économique et commercial, chef des services économiques pour l'Europe centrale et Balte, et Frédéric de Touchet, conseiller à la Chancellerie diplomatique

Ambassade de France

Jeudi 5 avril 2007

9 h 00 - 9 h 45

Réunion de travail autour de S.E. M. Pierre Ménat avec MM. Jean-Claude Nolla, Frédéric de Touchet et Philippe Brunel, conseiller financier à la mission économique, et Mmes Laurence de Touchet, conseiller commercial à la mission économique, et Claire Gasançon, élève de l'ENA en stage à la mission économique

Ambassade de France

10 h 00 - 12 h 00

Entretien avec M. Krzysztof Tchórzewski, sous-secrétaire d'Etat chargé de l'énergie, M. Andrzej Kania, directeur du département de l'énergie, Mme Halina Golebicka, vice-directrice du département de la coopération internationale, et M. Maciej Zielinski, expert principal au département des relations internationales bilatérales

Ministère de l'économie

12 h 30 - 14 h 00

Déjeuner avec M. Frédéric de Touchet et Mmes Thérèse Placek, conseiller commercial à la mission économique, Laurence de Touchet et Claire Gasançon

 

14 h 30 - 15 h 30

Entretien avec M. Leszek Juchniewicz, président de l'URE (autorité de régulation pour le secteur énergétique), M. Boguslaw Zalewski, directeur du département de l'intégration européenne et des études comparatives, et Mme Mariola Juszczuk, membre de ce département

URE

16 h 00 - 17 h 00

Entretien avec MM. Jacek Socha, président de PSE SA (gestionnaire du réseau de transport de l'électricité), et Pawe Urbañski, vice-président

PSE SA

17 h 30 - 18 h 30

Entretien avec M. Antoni Pietkiewicz, membre du conseil d'administration de BOT SA (un des trois principaux producteurs d'électricité polonais), exerçant les fonctions de président

BOT SA

20 h 00

Dîner de travail sur le thème de l'énergie du point de vue des gros utilisateurs d'énergie en Pologne, avec MM. Jean Laronze, PDG de Saint-Gobain en Pologne, et Pierre Michallat, PDG de Michelin en Pologne, en présence de Mmes Laurence de Touchet et Claire Gasançon

 

Vendredi 6 avril 2007

9 h 00 - 10 h 00

Petit-déjeuner de travail, en présence de Mmes Laurence de Touchet et Claire Gasançon, avec Mme Françoise Pépin, directrice de Dalkia Polska, et M. Jean-Pierre Corbin, directeur général adjoint, Mme Alfreda Switek, directeur financier d'Electrabel Polska et M. Philippe Vavasseur, président d'EDF Polska

Hôtel Sheraton

Mercredi 4 avril

I. Entretien avec des sénateurs polonais, membres du groupe parlementaire sur l'énergie : MM. Marek Waszkowiak, sénateur (PIS) de Konin, président du groupe, Wadysaw Mañkut, sénateur (SLD) d'Elblag, Marcin Miek, sénateur (Indép.) de Zielona Góra, Leslaw Podkañski, sénateur (PSL) de Chem, et Jacek Wossowicz, sénateur (PIS) de Kielce

A titre liminaire, M. Marek Waszkowiak, président, a souligné combien la question de la sécurité énergétique était importante pour le pays, dont les besoins d'investissements d'ici 2020 sont considérables, que ce soit pour reconstituer le parc de production et moderniser les réseaux de transports et de distribution, qui datent tous d'une quarantaine d'années, ou pour adapter l'offre d'électricité à une demande dont la croissance est estimée à 3 % par an sur la période. Aussi, a-t-il ajouté, dans le contexte communautaire fixé par le récent Conseil européen, la solidarité énergétique dans le cadre de l'Union européenne (UE) tout entière est indispensable.

Confirmant ces propos, M. Marcin Miek a précisé les différents défis posés au système énergétique polonais : la nécessité d'avancer rapidement dans la technologie du charbon propre, compte tenu de la prépondérance du lignite et du charbon dans le mix énergétique national, en électricité comme en chaleur urbaine -qui a d'ailleurs conduit la Pologne à être avertie par la Commission européenne en raison de ses émissions excessives de CO2-, le développement de la cogénération, dont la loi sur l'énergie a fixé la proportion à 15 % en 2020, le renforcement des interconnexions, la mise en oeuvre d'un programme nucléaire à la faveur de la disparition progressive du « syndrome Tchernobyl » dans l'opinion publique et des enseignements de la coopération internationale engagée avec les pays Baltes pour la construction de la nouvelle centrale d'Ignalina, en Lituanie, et enfin la montée en puissance des énergies renouvelables (ENR) pour respecter les objectifs du Conseil européen de 20 % en 2020, la question primordiale pour la Pologne étant de savoir si ce ratio est global pour l'UE ou s'il devra être national.

Pour sa part, M. Leslaw Podkañski a évoqué la restructuration du secteur électrique polonais résultant de la privatisation, les perspectives en matière d'ENR et de cogénération, dont la proportion pourrait atteindre à terme 23 % de la production grâce à la biomasse, le commerce international de l'électricité, la Pologne étant exportatrice d'environ 10 térawatt-heures (TWh) par an, l'avenir des contrats d'approvisionnement à long terme, qui représentent encore aujourd'hui 70 TWh, c'est-à-dire presque 50 % de la production nationale, et enfin l'accroissement du coût de l'électricité supérieur à celui de l'inflation.

Quant à M. Wadysaw Mañkut, il a relevé la nécessaire modernisation des réseaux de transport, l'élaboration d'un ambitieux programme d'efficacité énergétique, les perspectives de reprise de la production nucléaire et l'influence des prix de l'énergie sur la croissance économique.

Enfin, M. Jacek Wossowicz a estimé que la transposition des directives « Energie » en Pologne devra être précédée d'une définition précise des « infrastructures critiques » de génération et de transport/distribution.

Puis, un fructueux débat s'est instauré entre les sénateurs français et polonais, au cours duquel les membres du groupe parlementaire de l'énergie polonais ont notamment plaidé pour que :

- les objectifs de l'UE en matière d'ENR et de réduction des émissions de CO2 ne soient pas rigides et, surtout, qu'ils tiennent compte tant des caractéristiques géographiques des Etats-membres (la Pologne ne dispose d'aucune ressources hydrauliques réelles, et de bien moindres potentialités éoliennes que l'Allemagne ou la France) que de leur niveau de développement ;

- l'UE ait une approche solidaire et proportionnée de la question énergétique, en particulier au regard des différents projets de nouveaux gazoducs qui ne doivent pas contourner la Pologne, et que l'intégration des systèmes baltes et polonais au réseau occidental soit adaptée, s'agissant notamment de la mise en oeuvre des principes libéraux de la concurrence, aux caractéristiques des structures existantes ;

- la question de l'indépendance énergétique nationale soit prise en compte dans les décisions nationales et internationales, qu'il s'agisse de l'engagement d'un nouveau programme nucléaire ou de la diversification des sources d'approvisionnement des énergies primaires, en particulier le gaz ;

- l'harmonisation des normes et principes directeurs en terme de sécurité applicables en Europe, comme le renforcement de la coopération des transporteurs et des régulateurs nationaux, soient effectués dans un triple objectif de solidarité entre les Etats-membres, de respect de leur souveraineté et de minimisation des coûts, ce qui rend inopportun un régulateur européen.

Jeudi 5 avril

II. Réunion de travail autour de S.E. M. Pierre Ménat, Ambassadeur de France en Pologne, sur thème de l'énergie, avec M. Jean-Claude Nolla, premier conseiller à la Chancellerie diplomatique, M. Frédéric de Touchet, conseiller à la Chancellerie, M. Philippe Brunel, conseiller financier à la mission économique, Mme Laurence de Touchet, conseiller commercial à la mission économique, et Mme Claire Gasançon, élève de l'ENA en stage à la mission économique

Exposant la situation énergétique de la Pologne, Mme Laurence de Touchet a indiqué que le pays connaissait actuellement un débat sur la politique énergétique, en particulier la sécurité d'approvisionnement à travers la question des contrats gaziers avec l'Algérie et la Norvège d'une part, et la participation à la construction de la centrale nucléaire d'Ignalina, en coopération avec les Etats baltes, d'autre part.

Faisant ensuite état des défis énergétiques auxquels le pays est aujourd'hui confronté, elle a d'abord évoqué la reconstitution de la puissance énergétique polonaise afin d'endiguer le problème du vieillissement du parc de production, rappelant à cet égard que 90 % de l'électricité polonaise est encore issue du charbon, fortement émetteur de CO2. Elle a également souligné que les besoins nouveaux étaient significatifs, le haut de la fourchette des prévisions d'augmentation de la consommation d'ici 2025 atteignant 93 %. Elle a indiqué que, dans ce contexte, la politique générale du gouvernement polonais était de consolider le secteur énergétique en créant des grands groupes intégrés verticalement, notamment pour répondre aux défis de la libéralisation, d'une part, et de l'assise financière permettant de supporter de très lourds investissements, d'autre part. Enfin, elle a observé que la Pologne rencontrerait un véritable problème pour respecter les objectifs de la Commission européenne en matière d'énergies renouvelables d'ici 2020 s'il s'avérait que le ratio de 20 % d'énergies renouvelables (ENR) dans le bouquet énergétique était applicable dans chaque pays.

Par ailleurs, S.E. M. Pierre Ménat a précisé que les autorités polonaises, malgré les réticences de l'opinion publique encore marquée par la catastrophe de Tchernobyl, voudraient miser sur le nucléaire pour réduire les émissions de CO2 et diversifier leurs sources d'approvisionnement. A cet égard, il a souligné le caractère très particulier au regard de l'histoire, et actuellement très tendu, des relations entre la Pologne et la Russie, les autorités polonaises tenant à ce que leur pays reste un pays de transit pour l'énergie vendue par les Etats orientaux à l'Europe occidentale, s'inquiétant de l'après-Poutine et entendant miser sur l'ex-C.E.I.

Enfin, M. Philippe Brunel a fait valoir que si la Pologne était favorable à l'édification d'un marché libre, les autorités avaient néanmoins récemment bloqué les privatisations pour construire des champions nationaux.

III. Entretien avec M. Krzysztof Tchürzewski, sous-secrétaire d'État chargé de l'énergie, M. Andrzej Kania, directeur du département de l'énergie, Mme Halina Goêbicka, vice-directrice du département de la coopération internationale, et M. Maciej Zieliñski, expert principal au département des relations internationales bilatérales

M. Krzysztof Tchürzewski, sous-secrétaire d'État chargé de l'énergie, a d'abord rappelé qu'après 1989, confrontée au mauvais état du système productif et de transport de l'électricité et aux problèmes écologiques, le nouveau régime avait engagé une reconstitution du potentiel énergétique qui s'était avérée extrêmement coûteuse pour le pays. Il a indiqué que les contrats à long terme, auxquels est opposée la Commission européenne, avait permis de supporter ces coûts et que pour poursuivre le programme d'investissements d'ici 2020, une consolidation du secteur avait été entreprise en 2006 afin de réduire l'émiettement de la propriété tant de la production que du transport et de la distribution. Il a ajouté que le gouvernement préparait actuellement un projet de loi portant sur la suppression des contrats à long terme et visant à financer la nouvelle étape par la privatisation et le développement de la bourse, soulignant les effets sociaux de cette restructuration et rappelant que la séparation des activités de production et de distribution (unbundling) devrait être effective en juillet 2007.

Puis M. Andrzej Kania, directeur du département de l'énergie, a présenté les trois objectifs énergétiques de la Pologne pour les années à venir. Il a d'abord évoqué la sécurité d'approvisionnement, soulignant que la Pologne était en situation d'autosuffisance électrique mais que les besoins d'investissements étaient considérables afin de répondre aux exigences environnementales, et précisant que si l'abondance des matières premières (charbon et lignite) participait à la sécurité des approvisionnements polonais, des efforts devaient être entrepris pour diversifier les sources et sortir d'un schéma énergétique unidirectionnel. Il a ensuite évoqué l'édification d'un marché compétitif, estimant qu'en dépit de quelques défaillances, le marché polonais répondait plutôt bien au « paquet énergie » de la Commission européenne, et jugeant prématurée l'idée d'un régulateur européen unique. Abordant enfin la problématique du développement durable, il a considéré que les objectifs de la Commission européenne en matière d'énergies renouvelables (ENR) et d'émission de CO2 étaient irréalistes pour la Pologne, sauf à brider son développement. Rappelant à cet égard que plus de 90 % de l'électricité nationale était produite à partir de houille et de lignite, il estimé que le véritable défi pour la Commission était de répartir les obligations des différents Etats-membres selon leurs capacités.

M. Krzysztof Tchürzewski a ensuite rappelé que la Pologne était encore marquée par la catastrophe de Tchernobyl qui avait conduit le gouvernement, à la fin des années 1980, sous la pression de l'opinion, à abandonner le programme nucléaire. Il a observé que le Premier ministre, M. Jaroslaw Kaczynski, était récemment revenu sur ce sujet en annonçant un projet de coopération nucléaire avec la Lituanie, cette démarche ayant pour objectif de gagner l'opinion publique, qui reste opposée au nucléaire à plus de 50 %, à l'idée de reprendre un programme national dans cette filière. Il a ajouté que le gouvernement polonais suivait avec attention les démarches françaises visant à faire reconnaître le nucléaire comme une voie possible pour satisfaire aux obligations environnementales, puisque la Pologne est très handicapée en ce qui concerne les ENR en raison de la quasi inexistence d'hydroélectricité et du manque d'expérience sur l'éolien.

Après avoir noté que l'avantage comparatif du pays résidait exclusivement dans le charbon et souligné, dans ce contexte, l'intérêt de développer des unités de cogénération de moyenne taille, M. Andrzej Kania a alors précisé les orientations retenues pour la restructuration à venir des groupes énergétiques polonais. Il a notamment indiqué que la privatisation, indispensable pour mobiliser les capitaux nécessaires aux investissements, ne signifiait pas l'éviction de l'Etat, dont le rôle demeure important, en particulier pour assurer la sécurité énergétique. Ayant ensuite observé que la consommation électrique en Pologne était deux fois moins élevée que la moyenne européenne mais qu'elle devrait presque doubler d'ici à 2020, il a ajouté que le prix apparemment faible de l'électricité au regard des moyennes européennes était en réalité, après prise en compte des taux de change et de la parité des pouvoirs d'achat, l'un des plus élevés de toute l'Union européenne pour les consommateurs. A cet égard, il a dit craindre les conséquences sur les prix de la mise en oeuvre du « Paquet énergie », d'autant qu'il n'existe pas de tarif social en Pologne. Puis, après avoir indiqué que le pays avait affronté des problèmes sur les réseaux de transport pendant l'été 2006 en raison de fortes chaleurs auxquelles les opérateurs n'étaient pas préparés, il a insisté sur la solidarité européenne que devait permettre le renforcement des connexions transfrontalières. A ce sujet, il a estimé que la position géographique de la Pologne nécessitait, au-delà du raccordement du réseau balte au réseau occidental dans une perspective essentiellement politique, des efforts particuliers sur les frontières ouest et sud du pays, pour des raisons économiques.

Enfin, après avoir souligné la modernité du système polonais de tarification de l'électricité, M. Krzysztof Tchürzewski a mentionné l'existence d'une fiscalité énergétique appelée sur les employeurs pour alimenter un fond national et des fonds régionaux de protection de l'environnement, qui accordent des subventions et des bonifications d'intérêt aux nouveaux projets, notamment dans la gestion des eaux et dans le développement des ENR.

IV. Entretien avec M. Leszek Juchniewicz, président de l'Autorité de régulation pour le secteur énergétique (URE), M. Bogdan Zalewski, directeur du département « Intégration européenne et études comparatives », et Mme Mariola Juszczuk, membre de ce département

Après avoir indiqué qu'il exerçait sa fonction depuis dix ans et que son opinion n'était pas forcément celle du gouvernement, M. Leszek Juchniewicz a précisé que le droit et la sécurité énergétiques relevaient de la responsabilité du ministre de l'économie. Il a expliqué que la loi relative au droit énergétique d'avril 1997, qui avait créé l'URE, avait prévu pour son président un mandat de cinq ans non révocable, ce qui lui conférait une réelle indépendance dans ses compétences de régulation du secteur énergétique, notamment en matière de concessions, de tarifs, de plan de développement et de sanctions. Il a toutefois ajouté que cette loi avait été depuis lors modifiée trente-sept fois et que l'indépendance du président de l'URE, qui est désormais un haut fonctionnaire révocable par son ministre, en avait été constamment diminuée.

Il a ensuite indiqué que l'URE était un membre à part entière de l'ERGEG depuis l'adhésion de la Pologne à l'Union européenne et qu'elle participait régulièrement à ses travaux. Estimant que les difficultés européennes se concentraient sur les interconnexions transfrontalières, il a envisagé la perspective d'un régulateur unique à l'échelle de l'Union dès lors qu'existerait un marché du gaz et de l'électricité communautaire soumis à une législation établie en commun. Puis, rappelant que la Pologne s'était largement conformée aux directives communautaires, il a observé que la séparation patrimoniale (unbundling), qui nécessite la privatisation des entreprises énergétiques polonaises, allait susciter des difficultés sociales et ne semblait pas avoir la faveur de son gouvernement, qui souhaiterait faire émerger des champions nationaux intégrés verticalement.

Puis, expliquant que les activités de production, transport, distribution et commercialisation de l'électricité faisaient l'objet d'un régime de concessions attribuées par l'URE, M. Leszek Juchniewicz a précisé que ce régime était applicable indifféremment aux entreprises publiques et privées, soumises au dépôt de garanties tant financières (dépôts de fonds, police d'assurance) que de capacités (preuves d'un personnel et d'un patrimoine suffisants au regard du niveau d'activité déclarée). Il a indiqué qu'environ 300 concessions étaient actuellement en vigueur pour des entreprises de production d'électricité assurant le plus souvent aussi la distribution. Il a ajouté que si, initialement, les entreprises concessionnaires devaient présenter à l'autorité de régulation les tarifs qu'elles comptaient pratiquer, à fin d'approbation sur la base des « coûts justifiés », c'est-à-dire les coûts incompressibles (commerciaux, entretien, développement, protection de l'environnement) pour livrer l'électricité au consommateur final, cette obligation avait été levée en 2001 pour les producteurs d'électricité et en 2003 pour les centrales à cogénération, ne demeurant en vigueur que pour les tarifs d'accès aux réseaux de transport et de distribution.

M. Leszek Juchniewicz a ensuite indiqué que le contrôle de l'URE portait aussi sur les opérations d'achat et de vente d'électricité, tout opérateur souhaitant vendre de l'électricité devant avoir une concession. Il a précisé que les contentieux, notamment en cas de rupture d'approvisionnement de la part d'un fournisseur, étaient également tranchés par l'URE. Expliquant qu'une bourse de l'électricité (POLPEX) existait en Pologne mais que le volume échangé ne représentait que 1 000 mégawattheures (MWh), soit 1 % du volume total consommé, il a souligné que 70 % du marché étaient représentés par les contrats à long terme entre producteurs et grandes entreprises, dont certains n'expireront qu'en 2025. Relevant que, paradoxalement, le prix de l'électricité dans ces contrats (160 zlotys le MWh) était 30 % plus cher que le prix de marché (120 zlotys le MWh), il précisé qu'un projet de loi allait prochainement les supprimer, conformément aux souhaits de la Commission européenne qui estime que ces contrats constituent une aide publique illégale.

S'agissant enfin de la sécurité d'approvisionnement, il a estimé que la Pologne n'était pas menacée, au moins à court terme, mais qu'à plus long terme, la vétusté des réseaux et la croissance de la demande d'électricité, de l'ordre de 3 % par an, rendront nécessaire d'investir pour moderniser les installations et construire de nouvelles capacités, notamment nucléaires. A cet égard, observant que le gouvernement avait décidé de réactiver cette énergie, mais hors du territoire en raison du traumatisme de la catastrophe de Tchernobyl encore présent dans l'opinion, en participant au financement d'une centrale nucléaire en Lituanie, il s'est inquiété du coût potentiel du renforcement de l'interconnexion avec ce pays devant en résulter.

V. Entretien avec M. Jacek Socha, président de PSE SA (gestionnaire du réseau de transport de l'électricité), et M. Pawe Urbañski, vice-président

Présentant les principales caractéristiques de la situation polonaise dans le domaine électrique, M. Jacek Socha a notamment indiqué que l'harmonisation progressive des prix en Europe avait conduit à une importante croissance des prix polonais, quand bien même ils sont encore largement inférieurs à la moyenne européenne exprimée en euros (54 contre 72 euros), que l'écrasante suprématie du charbon et du lignite dans le bouquet électrique national (96 %, alors que la moyenne européenne est de 25 %) rendrait les évolutions nécessaires longues et onéreuses, voire douloureuses, notamment au regard des nouvelles exigences de l'Union européenne (UE) (qui imposeraient théoriquement une réduction de plus de 40 % des émissions de CO2 entre 2003 et 2008), et que la modernisation des installations existantes, dont 40 % datent de plus de 30 ans et 34 % de 20 à 30 ans, ajoutée à la création de capacités de génération supplémentaires pour répondre à la croissance de la demande, nécessiterait d'installer chaque année entre 0,8 et 1,5 gigawatts d'ici 2025. Dans ce contexte, il a expliqué que les besoins de financement prévisibles d'ici 2015 étaient de l'ordre de 11 à 17 milliards d'euros, dont entre 6 et 9 pour la génération, 2 et 4 pour la protection environnementale, et 3 et 4 pour les réseaux de transport et de distribution. Il a conclu en soulignant la fragmentation du système électrique polonais dans le domaine de la production (où une dizaine de sociétés se partage le marché, dominé à 70 % par des entreprises publiques, dont la plus importante, BOT SA, détient 40 %) comme dans celui de la distribution (neuf sociétés, dont deux privées qui ne détiennent que 14 % du marché), et en observant que le réseau de transport était totalement détenu par l'opérateur public PSE.

M. Jacek Socha a ensuite rappelé que le plan gouvernemental visant à améliorer la compétitivité du marché de l'électricité, décidé en 2006, s'appuyait sur quatre piliers : la consolidation du secteur, la privatisation, la restructuration et l'élimination des contrats à long terme. Il a précisé que l'objectif de la consolidation était de créer quatre groupes énergétiques verticalement intégrés sur toute la chaîne de valeur, dont un « champion national » qui sera Polish energy group (PEG), que la privatisation des deux groupes les plus importants sera assurée dans le cadre boursier et non par l'introduction d'actionnaires de référence, et que la restructuration conduira à l'achèvement de la séparation patrimoniale des réseaux de transport et de distribution, le Trésor polonais devant à terme détenir directement le capital de PSE.

Puis, en réponse aux questions des sénateurs, il a indiqué que l'objectif européen « des trois 20 » apparaissait très ambitieux pour la Pologne, qui est un pays encore peu riche, qui croît rapidement, que la structure de production assise sur le charbon et le lignite rend très dépendant des progrès technologiques réalisables dans le domaine de la captation et du stockage du CO2, ainsi que du coût des installations en découlant, et qui ne dispose pas des ressources naturelles lui permettant de parier sur les énergies renouvelables (le pays est plat, peu venteux et peu ensoleillé). Il a ajouté qu'une rapide renonciation au charbon et au lignite pour diminuer drastiquement les émissions de CO2 pourrait poser des problèmes en matière de prix, puisque le coût de « l'électricité verte » est deux à trois fois supérieur à celui de l'énergie carbonée, et de sécurité d'approvisionnement, puisque le gaz pouvant être substitué serait pour l'essentiel russe. Dans ce contexte, et compte tenu du temps nécessaire à la mise en oeuvre d'un programme nucléaire une fois qu'il est décidé, M. Jacek Socha a souhaité qu'un « juste milieu » soit trouvé entre les attentes de l'UE et les possibilités effectives des Etat membres, et suggéré de rendre les objectifs plus indicatifs qu'obligatoire ou, à défaut, que la Commission européenne répartisse la charge de manière différente selon les pays.

Par ailleurs, il a considéré que le système de transport polonais était satisfaisant et non discriminant, observant qu'aucune plainte n'avait été émise concernant l'accès au réseau. En revanche, il a souligné les difficultés que connaissait la Pologne avec certains de ses voisins, citant notamment la République tchèque, qui aurait résilié un contrat de manière illégale, et l'Allemagne, qui refuserait deux projets de nouvelles interconnexions.

VI. Entretien avec M. Antoni Pietkiewicz, membre du conseil d'administration de BOT SA, exerçant les fonctions de président

A titre liminaire, M. Antoni Pietkiewicz a rappelé qu'en 2006, la production d'électricité en Pologne avait été de 162 térawattheures (TWh) et la consommation de 150 TWh, soulignant la croissance rapide de celle-ci intervenue depuis l'adhésion du pays à l'Union européenne (UE) et la transformation des modes de vie qui en a résulté, et observant que les importations avaient représenté 4,7 TWh et les exportations 15,8 TWh. Il a précisé que le groupe BOT était le premier producteur d'énergie polonais, représentant un tiers de la production nationale avec 48 TWh, dont 27 vendus dans le cadre de contrats à long terme, que les trois centrales qu'il possède sont les plus modernes du pays, et qu'il compte 22 000 salariés, estimant que les évolutions actuelles du marché de l'électricité, notamment la libéralisation, avaient des répercussions sociales majeures pour ceux-ci. Enfin, il a indiqué que la puissance installée au niveau national était essentiellement assise sur le charbon et le lignite, le solde de la production étant assuré par l'hydroélectricité, le gaz et les énergies renouvelables (ENR).

Faisant ensuite référence aux pannes systémiques d'importance, M. Antoni Pietkiewicz a reconnu la fragilité des réseaux polonais, indiquant que s'ils étaient suffisants pour répondre à la demande à court terme, d'importants investissements seraient nécessaires à long terme pour les renforcer. Puis, s'agissant des objectifs européens en matière d'émission de gaz à effet de serre (GES), il a observé que si la Pologne était signataire du Protocole de Kyoto, le respect des contraintes européennes en matière d'émissions de CO2 viendrait brider sa croissance, et jugé injuste une telle entrave au développement pour un pays dont la consommation d'électricité par tête d'habitant est déjà deux fois moindre que la moyenne européenne des quinze. Aussi, après avoir souligné que le potentiel national pour les ENR ne pourrait certainement pas dépasser 10 %, il a considéré que l'absence de précision dans les documents de la Commission européenne sur la répartition de l'objectif général des 20 % d'ENR permettait d'espérer que les prescriptions nationales soient fonction des capacités naturelles et géographiques de chaque Etat membre.

Puis, rappelant que la construction d'une centrale nucléaire avait été interrompue dans les années 1980 sous la pression de l'opinion publique polonaise, il a jugé que même si celle-ci évoluait sur l'appréciation du nucléaire, la mise en oeuvre d'un nouveau programme nucléaire pouvant être productif avant 2020 semblait difficile à envisager.

S'agissant du marché de l'électricité, M. Antoni Pietkiewicz a estimé que les prix étaient grevés par de trop nombreuses taxes (environnementales, droits d'accises, TVA) qui brident la modernisation du secteur énergétique, lequel ne dispose pas des capacités financières suffisantes pour investir. Il a en revanche considéré que la régulation du marché était satisfaisante, le ministère de l'énergie devant élaborer tous les quatre ans un plan de développement des capacités énergétiques, les opérateurs devant réaliser chaque année un plan de satisfaction de la demande et, en cas d'insuffisance, l'autorité de régulation pouvant organiser des appels d'offre pour rééquilibrer le marché.

Estimant que la Commission européenne se préoccupait trop peu des nouveaux États-membres en matière d'interconnexions, qu'il a pourtant jugées nécessaire, M. Antoni Pietkiewicz a considéré indispensable de standardiser les normes techniques au niveau européen, soulignant que si l'idée d'un régulateur unique européen méritait réflexion, il fallait dans un premier temps instituer une coordination plus forte des opérateurs de réseaux. Quant à la séparation patrimoniale, il s'est déclaré favorable aux propositions de la Commission dans le domaine du transport, mais a trouvé excessives celles concernant la distribution.

Vendredi 6 avril

VII. Petit-déjeuner de travail avec Mme Françoise Pépin, directrice de Dalkia Polska, et M. Jean-Pierre Corbin, directeur général adjoint, Mme Alfreda Switek, directeur financier d'Electrabel Polska, et M. Philippe Vavasseur, président d'EDF Polska

Mme Françoise Pépin a souligné que le système électrique polonais allait être fortement affecté par la législation européenne en matière environnementale, qui ne prend pas suffisamment en compte la situation des PECO, dont les infrastructures sont vieillissantes et, s'agissant de la Pologne en particulier, très dépendantes du charbon et du lignite. Confirmant cette observation, M. Philippe Vavasseur a estimé qu'avec la croissance attendue de l'économie polonaise, la surcapacité du pays allait disparaître. Il a ensuite évoqué l'intérêt environnemental et économique de la cogénération, domaine dans lequel EDF Polska est bien positionné, et attiré l'attention sur l'importance de mettre en place un système qui répartisse de manière rationnelle les droits à émission de CO2 entre les secteurs économiques. Il a enfin relevé les coûts colossaux d'adaptation des unités de production existantes aux nouvelles normes communautaires, venant après ceux déjà consentis pour satisfaire aux obligations imposées sur la période 2004-2008.

Après que Mme Alfreda Switek a estimé que la diminution de 29 % du total d'allocation de droit d'émission envisagé pour la période 2008-2012 allait en effet poser des problèmes considérables aux électriciens polonais, M. Philippe Vavasseur a expliqué que le futur projet de loi sur la suppression des contrats à long terme allait également créer un certain nombre de difficultés en remettant en cause les conditions d'entrée des opérateurs sur le marché. Puis, il a estimé que, compte tenu des enjeux de croissance et de renouvellement du parc électrique polonais, toutes les options de production devaient être envisagées, y compris le nucléaire et le charbon propre, puisque cette dernière ressource, très abondante en Pologne, est un atout pour le pays et contribue à son indépendance énergétique.

M. Jean-Pierre Corbin a ensuite abordé le double discours des autorités polonaises qui, tout en déclarant bienvenus les investisseurs étrangers, stigmatisent les « voleurs » qui viendraient piller l'économie du pays à la faveur des privatisations. Indiquant que des demandes d'investissements dans des capacités de production avaient été récemment refusées, il en a trouvé la cause dans la volonté récente du gouvernement de créer, par son projet de restructuration du secteur, un champion national, tout en observant que les capitaux polonais ne semblaient pas en mesure de satisfaire aux besoins potentiels.

Enfin, Mme Alfreda Switek a fait part de ses craintes vis-à-vis de la consolidation envisagée du secteur électrique, estimant qu'il n'était pas propice pour le développement du marché de l'électricité que 60 % du secteur énergétique demeure la propriété de l'Etat, fut-ce en quatre entités distinctes.

Compte rendu du déplacement au Royaume-Uni
(18 et 19 avril 2007)

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Jean-Marc Pastor et Michel Billout, rapporteurs, Mme Nicole Bricq, secrétaire, et MM. Philippe Dominati et Jackie Pierre.

Mercredi 18 avril

14 h 30 - 16 h 30

Entretien avec MM. William Rickett, directeur général de l'énergie, Tim Abraham, directeur des marchés européens de l'énergie, Bryan Paynes, chargé de mission Politique durable de l'énergie, Steve Davies, chef du service de la sécurité de l'approvisionnement énergétique, Mme Sue Harrison, responsable des marchés européens de l'énergie, et M. Nick Trowell, analyste

Ministère du commerce et de l'industrie
(DTI)

17 h 00 - 18 h 30

Entretien avec M. Steve Smith, Manager Director Markets de l'Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM), Mme Sonia Brown, directrice de la stratégie européenne et des marchés durables, et M. Philipp Davies, directeur des marchés britanniques

OFGEM
(Régulateur des marchés du gaz et de l'électricité)

20 h 00

Dîner à l'invitation de S.E. M. Gérard Errera, Ambassadeur de France, en présence de M. Jacques Audibert, ministre conseiller à la Chancellerie diplomatique, Mme Alice Guitton, première secrétaire à la Chancellerie diplomatique, M. Diégo Cola, premier secrétaire à la Chancellerie diplomatique, M. Pierre Grandjouan, conseiller économique à la mission économique, et M. Saïd Rahmani, attaché économique à la mission économique

Ambassade de France

Jeudi 19 avril

10 h 30 - 12 h 30

Entretien avec MM. Jean-Louis Malon, Executive director de Morgan Stanley, John Woodley, Managing Director, et Benjamin Amsallem, Vice President, Mme Irene Otero-Novas, Executive Director, et M. François de Nanteuil, analyste

Morgan Stanley

12 h 45 - 14 h 15

Déjeuner de travail, à l'invitation de M. Jean-Pierre Laboureix, ministre conseiller, chef des services économiques, avec Mme Nicola Pitts, Head of UK and EU Public Policy du National Grid (gestionnaire du réseau de transport du gaz et de l'électricité)

Mission économique

14 h 30 - 16 h 00

Entretien avec M. Paddy Tipping, député du Labour Party, président du Parliamentary Group on Energy Sudies (PGES)

House of Commons

Mercredi 18 avril

I. Entretien avec MM. William Rickett, directeur général de l'énergie au ministère du commerce et de l'industrie (DTI), Tim Abraham, directeur des marchés européens de l'énergie, Bryan Paynes, chargé de mission Politique durable de l'énergie, Steve Davies, chef du service de la sécurité de l'approvisionnement énergétique, Mme Sue Harrison, responsable des marchés européens de l'énergie, et M. Nick Trowell, analyste

M. William Rickett a indiqué que le Royaume-Uni faisait face à deux « grands défis » : la sécurité d'approvisionnement et la lutte contre le changement climatique. Le pays s'inscrit depuis toujours dans un cadre concurrentiel et ne souhaite pas « créer d'obstacles inutiles aux investisseurs ». Ainsi, le gouvernement ne définit pas lui-même le bouquet de production électrique, l'ensemble des nouvelles installations (de production, de transport, etc.) devant être le fruit de l'initiative des acteurs privés. Mais pour parvenir aux objectifs fixés pour répondre aux défis, il convient d'orienter le marché, en particulier en « reflétant le coût du carbone » dans ses mécanismes.

M. William Rickett a estimé que l'analyse de la libéralisation du secteur au Royaume-Uni, engagée il y a 17 ans et dont le principe fait l'objet d'un consensus dans l'opinion publique, démontre que le marché répond de façon adéquate aux besoins du pays, même si des tensions sont apparues au cours de l'hiver 2005-2006 en raison de la crise gazière, et si certaines infrastructures peuvent sembler devoir être modernisées ou augmentées. Le gouvernement britannique doit publier à la mi-mai 2007 un livre blanc exprimant ses grandes orientations stratégiques en matière d'énergie. Ce document devrait évoquer la question de la production d'électricité par des centrales nucléaires, mode sur lequel les consultations doivent reprendre afin d'aboutir à une décision définitive à l'automne 2007.

S'agissant de la prise en charge du démantèlement des sites nucléaires, M. William Rickett a distingué le présent du futur. Il a ainsi expliqué que le solde de l'héritage du passé relevait de l'Autorité de démantèlement nucléaire (NDA), créée par la loi en 2005 et dont le budget, soit 3 milliards de livres (environ 4,5 milliards d'euros) par an, provient pour moitié d'une subvention du gouvernement et pour l'autre moitié du revenu de ses activités commerciales, la NDA possédant les centrales nucléaires (de ce fait, la part des subventions est appelée à croître au fur et à mesure que les centrales fermeront). Quant à l'avenir, le secteur privé choisissant d'exploiter de nouvelles centrales devra en assumer le coût complet, démantèlement et coût de gestion des déchets inclus.

Puis il est convenu que, les ressources gazières de la mer du Nord déclinant et n'assurant d'ores et déjà plus l'autosuffisance du pays, la sécurité d'approvisionnement constituera un défi. Marginale aujourd'hui (de l'ordre de 4 %, contre environ 35 % pour le charbon, 40 % pour le gaz et 20 % pour le nucléaire), la production d'électricité à partir de sources d'énergies renouvelables (ENR) devra, grâce à un mécanisme de soutien, passer à 10 % en 2010 et 20 % en 2020.

La question de la création d'un régulateur européen de l'électricité et du gaz lui semble prématurée pour ce qui concerne la « régulation normative ». Elle ne paraît même pas souhaitable s'il entrait dans les compétences d'un tel organisme de réguler le fonctionnement des marchés, qui restent largement à harmoniser. Puis, expliquant la hausse des prix de l'électricité par celle du pétrole et du gaz, M. William Rickett a exprimé sa conviction qu'un marché libre était le meilleur moyen d'avoir des prix bas sur le long terme. Admettant l'impact sur les prix que devrait avoir la taxe carbone, il a estimé possible que le seul jeu du marché permette la construction de nouvelles centrales nucléaires.

Interrogé par les sénateurs sur la façon dont le Royaume-Uni entendait atteindre les objectifs européens en matière d'ENR tout en laissant agir le marché, il a résumé l'action du gouvernement en trois points : obligation pour les fournisseurs d'électricité d'acheter une proportion d'électricité d'origine renouvelable ; obligation, pour ces mêmes acteurs, d'investir dans les économies d'énergie ; régulation en matière de normes de construction et d'appareils électriques. Le livre blanc devrait cependant préconiser un traitement différencié entre les ENR, le système actuel favorisant surtout les sources « presque » matures, comme les éoliennes. En outre, ont précisé ses collaborateurs, le Gouvernement publie une documentation abondante et précise sur l'évolution des besoins et du marché afin que les acteurs de la filière puissent faire leurs choix de façon rationnelle et optimale.

Ceux-ci ont ensuite défendu la séparation patrimoniale entre producteurs d'électricité et gestionnaires de réseaux de transport (GRT) de façon à éviter les situations de conflits d'intérêts et à assurer un jeu de la concurrence transparent. Il revient, d'autre part, au régulateur de s'assurer du respect des normes de fonctionnement du réseau et de contrôler l'adéquation des investissements.

Puis, ayant constaté que le réseau britannique avait été construit de façon à assurer l'autosuffisance d'un pays insulaire, ils se sont déclarés favorables au principe de développement des interconnexions avec le continent, tout en laissant au marché la responsabilité de la construction de telles infrastructures. Au sujet de l'opérateur British Energy, exploitant de centrales nucléaires qui a dû être sauvé de la faillite par l'Etat en 2002, six ans après sa privatisation, ils sont convenus qu'une telle faillite n'aurait pas été acceptable, tout en la situant dans le cadre d'un passé regrettable qu'il convenait de solder.

Enfin, pour ce qui concerne la recherche en matière d'énergie, les collaborateurs de M. William Rickett ont reconnu une baisse des investissements ces dix dernières années, à laquelle le gouvernement compte répondre par des partenariats public-privé et par la création d'un Institut de l'énergie (Energy Technology Institute - ETI) réunissant des chercheurs des secteurs public et privé. Au niveau international, le Royaume-Uni joue un rôle au sein de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) et participe à des programmes-cadres, notamment sur les ENR. La philosophie générale du gouvernement concernant la recherche est qu'il revient aux entreprises de faire de la R&D proche du marché et à l'Etat d'opérer une recherche plus en amont, le Royaume-Uni consacrant environ 3 milliards de livres (4,5 milliards d'euros) par an à cet effort.

II. Entretien avec M. Steve Smith, Manager Director Markets de l'Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM), Mme Sonia Brown, directrice de la stratégie européenne et des marchés durables, et M. Philip Davies, directeur des marchés britanniques

Après avoir affirmé que la réussite de la libéralisation du marché de l'électricité et du gaz engagée il y a dix-sept ans - qui a permis le remplacement des centrales à charbon par des centrales à gaz, le maintien d'un prix moyen de l'électricité très bas, de hauts niveaux d'investissement et le développement d'une large gamme de produits bien adaptés aux besoins des industriels et des consommateurs - confirme que le marché et la concurrence permettent de répondre de façon adéquate aux défis actuels du remplacement du parc nucléaire et de l'amélioration de l'efficacité énergétique, M. Steve Smith a estimé que le marché de l'électricité britannique fonctionne désormais comme le marché hypothécaire. Puis il a précisé que si l'OFGEM a le pouvoir, en tant que régulateur, d'imposer ou de suivre un plan pluriannuel d'investissement, notamment par l'émission des licences d'exploitation, il avait renoncé à l'exercer de manière délibérée, pariant sur le fait que le marché serait à même de procéder aux choix les plus efficients en la matière, y compris en ce qui concerne les investissements dans les capacités de pointe. Dans ce contexte, le rôle de l'OFGEM se borne à informer les acteurs du marché de la manière la plus précise possible, en particulier par la publication de rapports prospectifs, et la plus rapide, puisque le temps de réaction des investisseurs est très raccourci face à la volatilité toujours plus grande des prix.

Puis, M. Philip Davies a expliqué le fonctionnement de l'OFGEM, qui est financé par un prélèvement sur les factures des consommateurs particuliers et industriels de gaz et d'électricité. Il a précisé que son président, nommé par une autorité indépendante du pouvoir et ne pouvant être démis, est totalement indépendant du Gouvernement, qu'il peut du reste critiquer s'il estime que la protection des clients actuels et futurs des marchés du gaz et de l'électricité n'est pas assurée par les décisions publiques.

En ce qui concerne les prix, M. Steve Smith a reconnu que l'insuffisance des capacités de production, comme une organisation du marché qui était inflationniste, ont pu faire craindre, au début, une hausse pour les industriels. Mais la transparence et la compétitivité sur le marché de gros, ainsi que les capacités de négociation des industriels, tant sur les prix que sur l'adaptation à la demande des produits offerts, ont rapidement conduit à un équilibre satisfaisant. Quant aux ménages, dont la moitié a changé de fournisseur depuis la libéralisation du marché des particuliers, il y a neuf ans, le rôle des pouvoirs publics se limite à les informer et les éduquer pour les aider à effectuer le meilleur choix, et à s'assurer que les groupes de clients vulnérables, tels les retraités ou les personnes de revenus modestes, peuvent accéder correctement au marché, sans être victimes d'abus de faiblesse.

Après que Mme Sonia Brown eut indiqué que la séparation patrimoniale (unbundling) en Angleterre et au Pays de Galle avait été plus facile à réaliser dans le secteur du gaz que dans celui de l'électricité, et que l'Ecosse avait choisi le modèle ISO, M. Steve Smith a précisé qu'une étude universitaire avait démonté que les investissements guidés par le marché avaient spontanément fait émerger un bouquet énergétique ne se distinguant que de quelques dixièmes de points de ce que serait le modèle théorique optimal pour la Grande-Bretagne, y compris en ce qui concerne les sources d'approvisionnement en gaz, qui sont nombreuses et diversifiées. Il a ajouté que seuls les réseaux de transport, qui sont des monopoles, font tous les cinq ans, à l'issue d'un long processus de dix-huit mois d'enquêtes tous azimuts, l'objet d'une décision publique, susceptible d'appel, sur la rentabilité des investissements qui, dans l'électricité, est de l'ordre de 4 % après impôt. Ayant observé que les gestionnaires de réseaux semblent satisfaits de ce mécanisme puisqu'ils investissent, qu'aucune décision de l'OFGEM n'a donné lieu à un appel depuis dix ans et que pratiquement toutes les sociétés de réseaux ont changé de propriétaire, il a précisé que les amendes décidées par l'OFGEM en cas d'inobservation de certains obligations de la licence pouvaient représenter jusqu'à 10 % du chiffre d'affaires et que leur produit était versé au ministère des finances.

Indiquant ensuite que plus de trois millions de foyers consacrent plus de 10 % de leurs revenus à leur facture énergétique, il a estimé que c'est principalement la conception de l'habitat qui posait problème car elle conduit à une forte déperdition de l'énergie. Il a donc jugé qu'il revenait à la puissance publique d'engager une politique d'aide à l'amélioration de l'efficacité énergétique de l'habitat et non d'influer artificiellement sur le marché pour faire baisser le prix de l'électricité, voire d'aider financièrement des clients dits vulnérables à la payer.

S'agissant enfin de la perspective de créer un régulateur européen, M. Steve Smith, après avoir rappelé que le président en exercice de l'ERGEG est Sir John Mogg, le président de l'OFGEM, et souligné la nécessité que des régulateurs efficaces et indépendants promeuvent les mécanismes de marché et luttent contre des « géants » qui s'opposent à ces mécanismes, a estimé que, face aux obstacles politiques manifestes, le pragmatisme devait l'emporter et se satisfaire d'une situation où les régulateurs nationaux, les coopérations régionales et le partage des expériences permettent d'assurer une régulation globalement correcte.

Jeudi 19 avril

III. Entretien avec M. Vincent de Rivaz, directeur général d'EDF Energy

A l'occasion de sa présentation de l'activité d'EDF Energy -qui, au Royaume-Uni, est notamment le leader de la distribution et l'entreprise qui alimente le plus grand nombre de clients industriels- et de l'organisation du marché britannique de l'électricité, qui s'est fortement consolidé avec la libéralisation engagée il y a plus de quinze ans M. Vincent de Rivaz a souligné l'âpreté de la compétition concurrentielle dans le pays, qui lui semble être la plus dure en Europe. Il a toutefois relevé la très grande crédibilité du régulateur, qui dispose des outils adaptés à sa mission et les utilise avec efficacité, notamment lors de la fixation, tous les cinq ans, du régime tarifaire d'accès et d'utilisation des réseaux. Il a ajouté que, pour ce qui concerne les activités non régulées, l'OFGEM s'efforce d'intervenir le moins possible, s'attachant à vérifier que le marché fonctionne correctement, que la concurrence est respectée par tous les acteurs et que les prix, qui se forment librement, ne sont suspects d'aucune entente.

Après avoir considéré que les prix britanniques de l'électricité s'inscrivaient dans la moyenne européenne, il a indiqué que le taux de retour sur investissement dans les réseaux de transport, en s'établissant à environ 9 %, était très supérieur à la limite inférieure fixée par le régulateur. A cet égard, il a observé que la bonne santé de National Grid, le le gestionnaire du réseau de transport, s'exprime par sa cotation en bourse et par le fait qu'il réalise hors du Royaume-Uni la moitié de son chiffre d'affaire. Il a par ailleurs estimé que la liaison sous-marine transmanche, qui fonctionne dans les deux sens puisqu'il arrive que le Royaume-Uni approvisionne la France, avait vocation à voir sa capacité augmenter pour améliorer la connexion entre la Grande-Bretagne et le continent.

Puis M. Vincent de Rivaz a expliqué le contenu de l'Energy Rewiew, revue de politique énergétique du gouvernement britannique ayant pour fil conducteur que les réponses aux problèmes énergétiques du pays, en matière de sécurité d'approvisionnement, d'impact environnemental et de compétitivité des prix, doivent être conçues comme un accompagnement du marché. S'agissant plus particulièrement de la sécurité d'approvisionnement, il a souligné que le gouvernement prenait en compte, depuis deux ans environ, les conséquences géopolitiques d'un recours massif aux importations de gaz entraîné par l'arrêt programmé des centrales à charbon et la fermeture des centrales nucléaires à partir de 2017, qui font courir au pays un risque portant sur près du tiers de ses capacités de production actuelles. Il est donc nécessaire de donner dès aujourd'hui aux investisseurs les signaux leur permettant d'engager un programme, notamment nucléaire, visant à éviter que, dans les années 2020, 80 % de la production britannique d'électricité soit assurée par du gaz importé.

Soulignant que jamais les conditions n'avaient été aussi favorables à la relance de la filière nucléaire au Royaume-Uni, il a indiqué qu'EDF Energy était d'ores et déjà en mesure de proposer un projet de centrale répondant aux critères fixés par le gouvernement pour garantir son acceptation politique et sociale. En particulier, ce projet ne nécessite aucune subvention publique, le marché étant à même de le financer totalement, y compris ses phases de démantèlement et de stockage des déchets (les coûts anticipés figurant au bilan de l'exploitant en tant qu'actifs dédiés, sous le contrôle d'une autorité de régulation). Après avoir souligné que le nucléaire contribuait, au sein d'un bouquet électrique, à une moindre volatilité des prix, M. Vincent de Rivaz a estimé que l'avenir dépendrait pour beaucoup de la capacité des pouvoirs publics à construire un système de tarification des émissions de CO2 qui soit crédible et permette aux investisseurs de bâtir des plans de financement stables, observant à cet égard que le coût prévisionnel du mégawattheure produit par l'EPR de Flamanville (46 euros) était parfaitement compétitif par rapport au coût de l'électricité produite au gaz ou charbon, y compris si le prix du carbone reste peu élevé. Il a cependant reconnu que l'acceptabilité sociale constituait également un élément essentiel de la problématique du nucléaire, observant que l'environnement était devenu un enjeu politique majeur au Royaume-Uni et que la défiance des Britanniques envers l'atome tenait pour beaucoup à la confusion historique, résultant de l'organisation de la filière dans le pays, entre le civil et le militaire. Sur ce dernier point, il a ajouté que si une Autorité de sûreté nucléaire, forte, indépendante et compétente, existe, l'effort de recherche et développement dans la filière est à la fois modeste et trop dispersé pour être efficace (inexistence d'un organisme comparable au CEA).

Enfin, aux questions des sénateurs, M. Vincent de Rivaz a répondu que les Britanniques, tout en prêtant au marché toutes les vertus, n'étaient pas opposés à des ajustements dans le domaine de l'énergie, comme en témoignent l'appel d'offres récemment lancé pour développer un prototype de centrale à charbon propre ou les efforts consentis en faveur de l'éolien, malgré les faiblesses et le coût élevé de ce mode de production. Puis, après avoir estimé que l'optimisation du marché européen de l'électricité passait par le développement des interconnexions, il a jugé que la séparation patrimoniale (unbundling) ne constituait pas un sujet pertinent et que la Commission européenne devrait davantage se préoccuper de la coordination entre les gestionnaires de transports comme entre les régulateurs, de l'harmonisation de leurs règles et de la mutualisation de leurs expériences.

IV. Entretien avec MM. Jean-Louis Malon, Executive director de Morgan Stanley, John Woodley, Managing Director, Benjamin Amsallem, Vice President, Mme Irene Otero-Novas, Executive Director, et M. François de Nanteuil, analyste

Après avoir brièvement présenté les activités de Morgan Stanley sur les marchés énergétiques depuis 25 ans, précisant notamment que sa société traite chaque année des volumes correspondant à la production d'EDF et qu'elle intervient également en tant qu'acteur sur le marché physique (cogénération aux Pays-Bas et aux Etats-Unis, réseau de transport, méthaniers...), M. Jean-Louis Malon a estimé que la sécurité de l'approvisionnement en électricité résultait essentiellement de l'efficacité du fonctionnement du marché.

Puis, expliquant qu'à l'instar de l'ensemble des prix, ceux de l'électricité se formaient, à tout moment, par la rencontre d'une offre et d'une demande sur un marché, M. Benjamin Amsallem a souligné la spécificité de la courbe de la demande d'électricité : sa grande inélasticité aux prix (cette courbe ne varie de façon significative qu'en cas de très forte hausse des prix). Cette caractéristique, combinée avec le caractère non stockable de l'électricité, explique la volatilité importante du prix de cette commodité, qui s'aligne sur le coût marginal d'exploitation de la dernière unité nécessaire pour satisfaire à la demande. Il a estimé qu'un tel fonctionnement était le seul possible dans un marché concurrentiel, tout autre calcul (en particulier celui du coût moyen pondéré) ne pouvant, faute de rentabilité garantie, inciter les opérateurs à investir dans des infrastructures qui, bien qu'elles ne fonctionnent que quelques heures par an, assurent la sécurité d'approvisionnement électrique du pays. Si ces « signaux » du marché sont donc indispensables, les acteurs ont toutefois la possibilité de se « couvrir » par des contrats à terme (contrats de base et contrats de pointe) pouvant servir de base, par la maîtrise des risques qu'ils autorisent, à la construction de nouveaux moyens de production.

M. Jean-Louis Malon a ensuite décrit l'action de National Grid, le gestionnaire du réseau de transport, responsable de la sécurité physique du système, qui gère les congestions internes en modifiant la répartition des producteurs et en achetant de la capacité de réserve, chaque jour ou à l'avance.

A cet égard, M. Benjamin Amsallem a exprimé l'opposition de Morgan Stanley au développement de l'intégration verticale (i.e. producteurs / fournisseurs) des acteurs du marché britannique de l'électricité, y voyant le signe d'un mauvais fonctionnement du marché de l'ajustement (i.e. les échanges marginaux effectués sous l'égide de National Grid pour ajuster à tout instant l'offre à la demande). A l'image de ce qui se passe en France, le système actuel propose deux prix différents pour les déviations à la hausse et à la baisse des programmes annoncés la veille par les opérateurs, qu'ils soient producteurs ou fournisseurs. Les prix sont déterminés par une enchère, les participants qui offrent une modification de leur programme obtenant dès lors un prix ne correspondant pas au prix marginal. Un tel système découragerait l'offre de services d'ajustement tant les nouveaux entrants non intégrés (car il augmente leur risque d'erreur) que les producteurs indépendants (une défaillance devenant trop pénalisante). De plus, il envoie un mauvais signal à d'éventuels nouveaux producteurs, qui ne pourraient vendre leurs éventuels excédents au prix « normal » du marché. Aussi, contestant que l'intégration verticale soit une tendance de fond plutôt positive, du fait de la lourdeur des investissements productifs à consentir, il a jugé qu'elle s'opposait à l'optimisation du marché, estimant qu'un producteur privilégiera les contrats à long terme et à coût complet, tandis qu'un fournisseur de détail voudra, lui, être payé pour la seule capacité qu'il utilise.

Enfin, après avoir montré la forte corrélation entre les prix du gaz et de l'électricité au Royaume-Uni, les centrales au gaz assurant la production marginale durant la grande majorité des heures de l'année, M. Benjamin Amsallem a insisté sur l'importance d'avoir une forte visibilité sur les courbes à terme à la fois sur l'électricité et sur les combustibles, et sur la nécessité de diminuer le risque politique. A cet égard, il a jugé indispensable de clarifier le fonctionnement du marché du carbone au-delà de 2012.

A l'issue de cet entretien, les responsables de Morgan Stanley ont fait visiter aux membres de la délégation sénatoriale la salle des marchés « Energie ».

V. Déjeuner de travail avec Mme Nicola Pitts, Head of UK and EU Public Policy de National Grid

Mme Nicola Pitts a tout d'abord précisé que National Grid gérait les réseaux de transport du gaz et de l'électricité en Angleterre et au Pays de Galle, une partie du réseau écossais et, en liaison avec RTE, l'interconnexion entre le Royaume-Uni et la France, dont la capacité pourrait être prochainement augmentée, ainsi que, dans un proche avenir, la liaison avec les Pays-Bas. Elle a ajouté que l'entreprise avait aussi une importante activité à l'étranger, notamment aux Etats-Unis où sa filiale occupe la deuxième place sur un marché extrêmement fragmenté et organisé autour du modèle ISO.

Puis elle a expliqué qu'alors que la responsabilité de la sécurité d'approvisionnement du Royaume-Uni en électricité dépend exclusivement, s'agissant du transport, de National Grid et des deux transporteurs écossais, la situation est plus partagée en ce qui concerne l'équilibre entre l'offre et la demande : en effet, si le marché est seul responsable à moyen et long terme, l'équilibrage à court terme dépend à la fois du marché et de l'ajustement réalisé par National Grid en flux tendu (on compte environ six cents actions par jour, les producteurs annonçant leur offre une heure avant l'horaire de référence et l'équilibre étant réalisé dans la demi-heure le précédant).

Après avoir considéré que l'adoption du nouveau « Paquet énergie » par l'Union européenne aurait un impact sur l'approvisionnement du Royaume-Uni en électricité, Mme Nicola Pitts a estimé que le terme de sept ans retenu pour les prévisions effectuées en matière de production et de consommation d'électricité était trop court, indiquant que des négociations étaient menées avec le ministère du commerce et de l'industrie (DTI) pour au moins rapprocher ce terme de celui en usage pour le gaz (dix ans), matière première dont la production d'électricité est du reste très dépendante, voire le porter à un plus long terme encore.

Elle a ensuite expliqué les modalités du contrôle du régulateur (l'OFGEM) sur les prix et la qualité de l'accès au réseau de transport (décision quinquennale après enquête sur l'établissement du tarif et adaptation annuelle), la manière dont tout producteur défaillant par rapport à son offre prévisionnelle est sanctionné par une amende, les contraintes du marché d'ajustement et leurs effets sur le prix de l'électricité lorsque la demande s'accroît brutalement (effet « five o'clock tea »), et les difficultés résultant des interconnexions entre des systèmes relativement différents, notamment en termes de régulation (la future liaison entre le Royaume-Uni et les Pays-Bas étant citée comme exemple). S'agissant du mix énergétique et de la localisation des centrales de génération, Mme Nicola Pitts a considéré qu'il revenait aux producteur d'en décider en fonction des indications du marché et sous la seule contrainte régalienne du respect des normes techniques permettant la connexion aux réseaux, lequel est vérifié par l'OFGEM lors de l'attribution de la licence d'exploitation. Elle a cependant reconnu que la question du nucléaire dépendait pour beaucoup des prochaines décisions politiques du Gouvernement en la matière, et que des paramètres « naturels » devaient également être pris en compte (le développement de l'électricité éolienne se faisant essentiellement dans le nord de l'Ecosse, où il y a beaucoup de vent mais peu de consommateurs, ce qui va nécessiter la constructions de nouvelles lignes de transport vers le sud du Royaume-Uni).

Elle a conclu sur la nécessité de faciliter, par la modernisation des procédures de consultation publique et le raccourcissement de leurs délais, la construction des ouvrages de génération comme de transport d'électricité, observant que les besoins seraient considérables au Royaume-Uni dans les quinze prochaines années pour satisfaire à l'accroissement de la demande d'électricité malgré la fin de la production charbonnière et l'arrêt progressif des centrales nucléaires actuellement en activité.

VI. Entretien avec M. Paddy Tipping, député du Labour Party, président du Parliamentary Group on Energy Sudies (PGES)

Abordant en premier lieu la question du nucléaire, M. Paddy Tipping a estimé que l'objectif du gouvernement britannique était clair : faire remplacer les centrales devant être démantelées par de nouvelles unités nucléaires exclusivement financées par le secteur privé, le soutien public devant s'exprimer par des moyens autres que financiers, tels que des facilités pour l'obtention des permis de construire ou l'encouragement au débat public sur des sujets controversés comme la gestion des déchets. Indiquant que la part de 20 % du bouquet électrique du pays représentée par du nucléaire serait très difficile à compenser si elle devait faire défaut à l'avenir, il a reconnu que 60 % des Britanniques étaient opposés à cette source de production électrique.

Puis il a relevé qu'en raison du déclin des ressources d'hydrocarbures de la mer du Nord, la sécurité de l'approvisionnement électrique du pays tendait à préoccuper les autorités britanniques davantage qu'auparavant. En effet, selon les estimations les plus récentes, 80 % de l'électricité du royaume aurait une origine gazière en 2050, 90 % du gaz devant alors être importé. Or, le pays « est en bout de pipe-line », les récentes crises ukrainienne et bélarusse ayant été particulièrement inquiétantes en illustrant sa dépendance à l'égard de la Russie. M. Paddy Tipping a d'ailleurs souligné que lorsque Gazprom a essayé d'acquérir l'énergéticien britannique Centrica, le gouvernement, afin de ne pas accroître davantage la dépendance du Royaume-Uni envers le gaz russe, a fait connaître son opposition à une telle opération, en contradiction complète avec sa politique traditionnellement libérale et non interventionniste à l'égard des investissements étrangers.

Il a ensuite déclaré que le Livre blanc du gouvernement sur l'énergie devant être publié dans le courant du mois de mai 2007 préconiserait sans doute une efficacité énergétique accrue ainsi qu'une augmentation substantielle de la part des énergies renouvelables (ENR) dans le bouquet énergétique. A cet égard, il a estimé que le premier objectif de 10 % d'ENR dès 2010 que fixera probablement ce Livre blanc serait plus sûrement atteignable en 2012 ou 2013, et que le second objectif de 20 % en 2020 semble lui aussi très ambitieux, au moment où l'éolien suscite une hostilité croissante des citoyens. En tout état de cause, il a indiqué que le gaz continuerait à être prépondérant dans le bouquet électrique britannique.

M. Paddy Tipping a, par ailleurs, estimé que la libéralisation du marché avait plutôt bien servi le consommateur britannique, malgré la hausse récente des prix dans le sillage de ceux du pétrole et du gaz, jugeant toutefois que la problématique de sécurité d'approvisionnement contraindrait peut-être les autorités à se montrer plus interventionnistes à l'avenir. Ainsi, il a souhaité que le Royaume-Uni soit mieux connecté avec le continent, ce qui diminuerait quelque peu la dépendance du pays à l'égard de la Russie. Invité à réagir sur la notion d'indépendance énergétique, après avoir jugé irréaliste l'ambitieux le plan britannique en faveur des ENR et relevé que le charbon dont dispose encore le pays présente le défaut d'être fortement émetteur de CO2, il a réaffirmé sa conviction qu'il est nécessaire pour le Royaume-Uni d'engager la construction de nouvelles centrales nucléaires. Se félicitant que le gouvernement ne cherche pas esquiver le sujet et qu'un groupe comme EDF soit prêt, avec sa filiale EDF Energy, à réaliser des investissements dans ce domaine, il a toutefois rappelé que la question est au coeur du débat politique, le parti travailliste se montrant à présent plus pro-nucléaire que le parti conservateur et surtout que le parti libéral-démocrate, et que le principal défi restait de vaincre les réticences des citoyens face au nucléaire.

Concernant l'hypothèse de la rédaction d'une programmation pluriannuelle des investissements de production électrique au Royaume-Uni, M. Paddy Tipping a souligné que pendant longtemps, le marché a défini seul et de façon efficace la taille et la composition de l'outil de production. Il a donc jugé que, si le gouvernement peut préconiser au moins certains éléments du bouquet électrique tels que la part des ENR, l'approche la plus efficace est celle d'un marché orienté, en particulier par la définition d'un coût du CO2 propre à inciter les investissements dans les nouvelles technologies.

Puis, au sujet de l'Europe de l'énergie, exprimant sa conviction que la tendance à la constitution d'un marché européen libéralisé de l'électricité, dominé par quelques entreprises de grande taille, ne se démentirait pas, il a estimé que le sentiment d'avoir été « trop loin » en matière de dérégulation grandissait, y compris au Royaume-Uni, et qu'il était de plus en plus reconnu que la responsabilité politique incombant à la puissance publique était majeure en matière d'électricité. Interrogé sur l'idée de créer un régulateur européen de l'électricité, il l'a jugée prématurée tout en estimant qu'elle devait constituer un objectif à terme.

Enfin, à propos des mesures prises en faveur de l'efficacité énergétique, M. Paddy Tipping a fait part d'un plan national d'isolation des logements d'ici à 2017 qui devrait figurer dans le Livre blanc, ainsi que de l'existence de subventions gouvernementales aidant les plus démunis à engager des travaux destinés à économiser l'énergie.

Compte rendu du déplacement en Italie
(23 et 24 avril 2007)

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Jean-Marc Pastor et Michel Billout, rapporteurs, Ambroise Dupont, Mme Elisabeth Lamure et M. Jackie Pierre.

Lundi 23 avril 2007

13 h 00 - 14 h 45

Déjeuner de travail avec MM. Bruno d'Onghia, président d'EDF Italia, Umberto Quadrino, administrateur délégué d'Edison, Jean-Marie Metzger, ministre-conseiller, chef de la mission économique de Rome, Ludovic Doyonnette, chef de secteur, et Mlle Caroline Rey, attachée sectorielle

Ristorante Da Fortunato

15 h 00 - 16 h 30

Entretien avec MM. Alessandro Ortis, président de l'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

Autorité pour l'énergie électrique et le gaz (AEEG)

17 h 00 - 18 h 00

Entretien avec M. Luigi Fiorentino, chef de cabinet du président de l'AGCM, Mme Roberta Angelini, assistante du chef de cabinet, Mme Ombretta Main, directeur énergie, et M. Andrea Venanzetti, directeur adjoint énergie

Autorité de garantie de la concurrence et des marchés (AGCM)

Mardi 24 avril 2007

9 h 00 - 10 h 30

Entretien avec M. Luigi de Francisci, directeur des affaires réglementaires de TERNA, M. Luca d'Agnese, directeur des opérations Italie, Mme Cristina Pascucci et M. Sebastien Bumbolo, direction des affaires réglementaires

TERNA (gestionnaire du réseau de transport d'électricité)

11 h 00 - 12 h 30

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

AceaElectrabel

13 h 00 - 14 h 45

Déjeuner de travail avec SE M. Yves Aubin de la Messuzière, Ambassadeur de France, MM. Fulvio Conti, administrateur délégué du groupe ENEL, M. Alberto Bradanini, responsable des relations institutionnelles et internationales d'ENEL, Mme Francesca di Carla, responsable stratégie du groupe, M. Jean-Marie Metzger, ministre-conseiller, chef de la mission économique de Rome, et Mme Isabelle de Frayssinet, premier secrétaire, chargée des affaires politiques

Ambassade de France
Palais Farnèse

15 h 00 - 16 h 30

Entretien avec M. Domenico Gaudioso, responsable des affaires internationales à la direction générale 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

Ministère du développement économique (MSE)

Lundi 23 avril

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 oeuvre (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.

Evoquant 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 Etats-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

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.

Evoquant 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.

Compte rendu du déplacement en Suisse
(25 avril 2007)

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Jean-Marc Pastor et Michel Billout, rapporteurs, Ambroise Dupont, Mme Elisabeth Lamure et M. Jackie Pierre.

Mercredi 25 avril 2007

9 h 30 - 11 h 00

Entretien avec MM. Giovanni Leonardi, directeur général d'ATEL (producteur d'électricité), et Stefan Aeschimann, direction des affaires publiques

ATEL

13 h 30 - 14 h 45

Entretien avec M. Thomas Tillwicks, responsable de la gestion du réseau de transport électrique Swissgrid

Mission économique
à Berne

15 h 00 - 15 h 30

Entretien avec M. Moritz Leuenberger, conseiller fédéral, chef du département fédéral de l'environnement, des transports, de l'énergie et de la communication

Département fédéral de l'environnement, des transports, de l'énergie
et de la communication

15 h 30 - 17 h 00

Entretien avec M. Walter Steinmann, directeur de l'Office fédéral de l'énergie, et

M. Jean-Christophe Füeg, représentant spécial pour les affaires énergétiques internationales

19 h 00

Dîner à l'invitation de SE M. Jean-Didier Roisin, Ambassadeur de France, avec MM. Walter Steinmann, directeur de l'Office fédéral de l'énergie, Jean-Christophe Füeg, représentant spécial pour les affaires énergétiques internationales, Thomas Tillwicks, responsable de la gestion de Swissgrid, Michel Rouffet, administrateur délégué d'EDF Helvetica, Thierry Schoenahl, chef de secteur, et Mme Monique Arribet, attachée sectorielle à la mission économique de Berne

Résidence de France

Mercredi 25 avril

I. Entretien avec MM. Giovanni Leonardi, directeur général d'ATEL, et Stefan Aeschimann, direction des affaires publiques

Effectuant une brève présentation d'ATEL, M. Giovanni Leonardi a souligné qu'elle ne réalisait que 10 % de son chiffre d'affaires en Suisse, ses activités s'étendant de l'Espagne à la Pologne et de la Scandinavie à la Grèce. En Suisse, l'entreprise exploite un parc nucléaire et hydraulique, tandis qu'elle possède 20 % du capital d'Edipower en Italie, dispose de centrales thermiques en Hongrie et en République tchèque, et projette, d'ici 2010, de réaliser une centrale de cycle combiné à gaz (CCG) de 400 mégawatts (MW) en France, dans le Massif central. Ainsi, en 2006, ATEL a au total produit 116 térawattheures (TWh), échangé près de 202 TWh sur les marchés et réalisé un chiffre d'affaires de 11,3 milliards de francs suisses. Sa structure capitalistique va prochainement évoluer dans le but de constituer le premier électricien suisse au sein duquel Energie Ouest Suisse (EOS) possèderait 30 % du capital, EDF, qui constitue la référence industrielle stratégique de l'entreprise, 30 %, et un consortium d'actionnaires également 30 %. La réalisation de ce projet industriel permettra de développer une grande entreprise à vocation européenne.

Puis, M. Giovanni Leonardi a précisé que le mix énergétique actuel de la Suisse était performant au regard de la nécessité de réduire les émissions de CO2 : actuellement, 38 % de l'électricité suisse provient du nucléaire, 57 % de l'hydraulique et 5 % du thermique. Par ailleurs, notant que la Suisse devait être replacée dans son environnement européen puisqu'un flux d'électricité important transite par son réseau sans y être consommée, il a qualifié le pays de « plaque tournante » de l'électricité au service du système européen. A ce sujet, il a relevé que, dans la mesure où de nombreux moyens de production étaient directement raccordés aux réseaux à moyenne tension, la Suisse présentait d'importantes surcapacités de transport permettant à ces infrastructures de jouer un rôle de réserve de puissance. Dans ce cadre, le pays est importateur d'électricité pendant l'hiver et exportateur pendant l'été. Toutefois, alors que, globalement, il était un exportateur net d'électricité, cette tendance s'est inversée au cours des deux dernières années en raison, d'une part, du manque d'eau qui se répercute sur le productible des centrales hydrauliques et, d'autre part, de l'arrêt pendant six mois d'une des centrales nucléaires du pays.

En ce qui concerne le cadre législatif et réglementaire, tout en soulignant que la Suisse ne reprendrait pas l'acquis communautaire dans le domaine de l'électricité, il a indiqué que les autorités fédérales venaient d'élaborer une nouvelle législation -la loi sur l'approvisionnement en électricité- qui devrait entrer en vigueur en 2008.

Il a précisé que les grandes lignes de cette loi, qui s'inspirent très fortement des règles communautaires, prévoient :

- une ouverture du marché de l'électricité à la concurrence en deux temps, les clients consommant plus de 100 MWh par an étant concernés entre 2008 et 2013 et, à partir de cette date, tous les consommateurs devenant éligibles, l'entrée en vigueur de cette seconde étape étant toutefois susceptible d'être soumise à un référendum d'initiative populaire ;

- la constitution d'un gestionnaire de réseau de transport indépendant sur le modèle ISO (Independant System Operator), baptisé Swissgrid et qui, à l'issue d'un délai de cinq ans, deviendra propriétaire des réseaux, les électriciens actuellement propriétaires recevant en échange des actions ;

- la création d'une autorité de régulation ;

- l'obligation de compenser toute nouvelle émission de CO2 due à la production électrique, 70 % devant l'être grâce à des actions entreprises dans d'autres secteurs d'activité du pays et les 30 % restant, par le recours au marché d'échange des permis d'émissions de CO2 ;

- des objectifs de hausse de l'électricité d'origine renouvelable.

M. Giovanni Leonardi a souligné que les perspectives électriques à long terme laissaient apparaître le fait que la Suisse serait fortement déficitaire pour couvrir ses besoins à l'horizon 2030, des déficits commençant à apparaître dès 2020, et qu'en l'absence de décisions prochaines, le pays serait dans l'incapacité de couvrir la moitié de sa consommation en 2050. Jugeant que la Suisse ne pouvait raisonnablement compter sur un recours accru aux importations d'électricité, il a estimé indispensable que le pays se mette en mesure de produire entre 25 et 30 TWh supplémentaires à partir de 2035, cet objectif pouvant être atteint par la mise en service de capacités hydrauliques supplémentaires (5 TWh), de cinq nouvelles centrales à gaz (3 TWh) -même si leur construction sera difficile compte tenu de l'obligation de réduire les émissions de CO2- et de deux nouvelles centrales nucléaires (20 TWh), le montant total de ces investissements étant compris entre 25 et 30 milliards de francs suisses.

Pour respecter ce calendrier, il sera nécessaire, avant la fin 2008, de constituer un consortium industriel pour planifier et réaliser ces capacités nucléaires supplémentaires. En tenant compte des délais liés à l'obtention des autorisations et à la tenue d'un référendum d'initiative populaire, qui ne manquera pas d'être organisé compte tenu de la sensibilité du sujet, la mise en service de ces centrales nucléaires ne pourra intervenir avant un délai compris entre 12 et 15 ans. ATEL est prêt à investir dans le nucléaire et cette stratégie semble avoir l'appui du Conseil fédéral qui estime qu'il s'agit de l'option la plus sérieuse pour répondre aux besoins en électricité du pays.

Sur la question des déchets nucléaires, M. Giovanni Leonardi a indiqué que les autorités fédérales avaient donné leur accord de principe à la solution d'enfouissement en couche géologique profonde. Au stade actuel de la procédure, trois sites ont été sélectionnés et il appartient aux autorités de déterminer le lieu définitif d'enfouissement. En outre, la Suisse a décidé un moratoire de 10 ans sur le retraitement à l'étranger de ses déchets nucléaires.

Enfin, interrogé sur les raisons du black-out italien du 28 septembre 2003, il a indiqué ne pas être en mesure d'expliquer les raisons de cet accident dans la mesure où le réseau suisse avait parfaitement respecté la règle du N-1 malgré la perte accidentelle d'un élément du réseau de transport.

II. Entretien avec M. Thomas Tillwicks, responsable de la gestion du réseau de transport électrique Swissgrid

M. Thomas Tillwicks a tout d'abord présenté les principales caractéristiques du réseau de transport d'électricité suisse qui se compose de 6.700 kilomètres de lignes à haute tension (1.780 km à 380 kilovolts et 4.920 km à 220 kilovolts) et présente une capacité d'échanges transfrontaliers de 26.000 MW, volume très élevé au regard de la production et de la consommation nationales. Par ailleurs, il a relevé que la Suisse consommait 2,6 % de l'électricité des pays membres de l'UCTE mais possédait 10 % des interconnexions utilisables.

Il a ensuite rappelé que Swissgrid, dont la création récente résulte de l'adoption de la loi sur l'approvisionnement électrique, dont le capital est détenu par sept entreprises, et qui possède 90 % des lignes à haute tension, succédait à ETRANS SA, qui n'était qu'une simple structure de coordination. Reprenant les 135 salariés de cette société, Swissgrid est au contraire un véritable gestionnaire de réseau, indépendant des propriétaires des infrastructures et bâti sur le modèle ISO, la majorité des membres du conseil d'administration étant par exemple indépendants. L'entreprise s'est ainsi vu confier les missions habituellement dévolues à un GRT : gestion et exploitation des lignes, dispatching, contrôle et surveillance, gestion des activités de trading d'électricité...

Puis M. Thomas Tillwicks a souligné que l'existence en Suisse d'un parc hydroélectrique important présentait une valeur considérable puisqu'il permet d'exporter de l'électricité vers les pays voisins en cas de période de pointe. En revanche, la Suisse importe de l'électricité pendant la nuit, notamment depuis la France, pour recharger les bassins supérieurs des stations de transfert d'énergie par pompage (STEP). Par ailleurs, elle joue un rôle de réserve de puissance pour l'Allemagne quand l'électricité d'origine éolienne fait défaut dans ce pays.

Après avoir confirmé que Swissgrid entretenait des rapports très étroits avec les autres GRT européens et que l'entreprise était membre de l'UCTE et de l'ETSO, il a indiqué qu'elle coopérait plus particulièrement avec les GRT des quatre pays frontaliers, étant notamment liée par des accords de coopération avec les GRT allemand, autrichien et français (RTE). Interrogé sur la question de l'insuffisance des interconnexions en Europe, il a reconnu que certaines liaisons transfrontalières faisaient l'objet de fortes congestions et que l'ensemble du maillage européen devait être renforcé. Ayant également considéré qu'une vingtaine d'éléments du réseau suisse devait faire l'objet de renforcements, il a ensuite insisté sur la nécessité de favoriser une meilleure coordination en temps réel des informations détenues par les différents GRT, préconisant à cet égard la création d'un centre européen de contrôle des réseaux de transport.

S'agissant des prix du transport d'électricité, M. Thomas Tillwicks a expliqué qu'ils seraient désormais fixés selon un principe de péréquation arrêtés par la loi sur l'approvisionnement électrique. Interrogé sur la pertinence du système tarifaire pour inciter à la réalisation des investissements nécessaires, il a estimé indispensable de garantir la neutralité et l'indépendance des GRT, jugeant que les producteurs d'électricité se préoccupaient plus du court terme que d'assurer le développement du réseau sur le long terme pour en garantir la viabilité. En ce qui concerne le système de mise aux enchères des capacités d'interconnexions, tout en le jugeant imparfait, il a considéré qu'il n'existait pas d'alternative satisfaisante.

Enfin, évoquant le black-out ayant frappé l'Italie le 28 septembre 2003 en replaçant cet incident dans son contexte, M. Thomas Tillwicks a tout d'abord souligné que le fonctionnement du réseau pouvait conduire à des mouvements importants et brutaux des flux d'électricité : ce sont parfois plus de 1.000 MW qui peuvent changer de sens de circulation en quelques instants. Observant que ces phénomènes rendaient d'autant plus délicate la gestion des réseaux et supposaient des échanges d'informations en temps réel entre les GRT puisque le temps de réaction en cas d'incident devient de plus en plus court, et expliquant que, le 28 septembre 2003, la charge sur le réseau était particulièrement forte, il a estimé qu'ETRANS SA avait réagi en respectant pleinement les règles de sécurité, notamment celle du N-1, après la perte d'un élément du réseau de transport suisse. Il s'est alors interrogé sur la réaction des autorités italiennes après qu'elles ont été prévenues de la situation sur le réseau suisse, relevant que l'Italie n'avait pas cherché à diminuer son volume d'importation alors qu'il couvrait environ 25 % de sa consommation.

III. Entretien avec M. Moritz Leuenberger, conseiller fédéral, chef du département fédéral de l'environnement, des transports, de l'énergie et de la communication

M. Moritz Leuenberger a déclaré que l'élaboration de la loi sur l'approvisionnement en électricité, dont l'entrée en vigueur est programmée en 2008, avait été guidée par le souhait de libéraliser le marché de l'électricité, afin d'ancrer pleinement le secteur énergétique suisse dans le marché européen, tout en maintenant des garde-fous. Le rapprochement avec le droit communautaire s'opère par la création d'un régulateur, la création d'un GRT indépendant, la promotion des énergies renouvelables (ENR) et des incitations à l'amélioration de l'efficacité énergétique. L'ouverture du marché se fera en deux étapes avec, dans un premier temps, une libéralisation du marché pour les plus gros consommateurs. Estimant que cette initiative était délicate à mettre en oeuvre dans la mesure où « la foi dans le marché » n'est pas immense en Suisse, il a souligné qu'une telle proposition de libéralisation du secteur énergétique, déjà discutée il y a cinq ans, avait été alors rejetée faute d'accord entre les partis politiques.

Puis, il a expliqué que la création d'une taxe sur les émissions de CO2 avait pour objectif de diminuer la consommation d'énergies fossiles et de renforcer les usages de l'électricité, notamment en développant les pompes à chaleur pour les systèmes de chauffage.

Relevant que la principale crainte des autorités était celle d'une pénurie d'énergie d'ici vingt ans, M. Moritz Leuenberger a indiqué que le Conseil fédéral avait décidé d'élaborer des perspectives énergétiques à long terme et à définir un programme d'actions s'appuyant sur quatre piliers : la promotion des ENR, l'amélioration de l'efficacité énergétique, le développement de centrales à gaz et une relance du programme nucléaire, ces deux derniers points faisant débat. En effet, la relance du programme électro-nucléaire est loin d'être acquise dans la mesure où elle sera soumise à un référendum d'initiative populaire dont l'issue dépendra pour l'essentiel de la capacité à atteindre les objectifs en matière d'ENR et d'efficacité énergétique, et de la résolution de la question des déchets nucléaires. A cet égard, il a expliqué que les autorités suisses s'attachaient à trouver une solution durable à ce problème, notant que si le choix de procéder à leur enfouissement en couche géologique profonde avait été effectué, il convenait désormais de trouver un site d'accueil, qui sera sélectionné à l'issue d'une procédure démocratique.

M. Moritz Leuenberger a ensuite insisté sur l'absolue nécessité pour la Suisse de voir honorer les contrats à long terme de livraison d'électricité conclus avec EDF, les jugeant indispensables pour assurer la sécurité d'approvisionnement du pays et soulignant qu'il s'était récemment entretenu de cette question avec le Président de la République française, lequel lui avait donné des assurances sur ce point.

A une question de la délégation portant sur les objectifs de la Suisse en matière de réduction des émissions de CO2, il a enfin répondu que le Parlement helvétique avait, à l'occasion de la discussion de la loi sur l'approvisionnement en électricité, introduit l'obligation de compenser toute nouvelle émission de CO2 due à la production électrique, ce qui risquait d'obérer les projets de développement des cycles combinés à gaz. S'agissant des perspectives d'amélioration du potentiel hydroélectrique du pays, il a estimé que l'augmentation de la puissance des installations existantes était envisageable mais que la création de nouveaux ouvrages hydrauliques se heurterait aux conflits d'usage de l'eau et aux contraintes écologiques, notamment celles liées à la préservation de la vie aquatique.

IV. Entretien avec MM. Walter Steinmann, directeur de l'Office fédéral de l'énergie, et Jean-Christophe Füeg, représentant spécial pour les affaires énergétiques internationales

M. Walter Steinmann a tout d'abord expliqué que l'élaboration de la nouvelle législation suisse sur l'électricité avait été rendue obligatoire par la libéralisation des marchés énergétiques décidée par l'Union européenne. Ce nouveau corpus juridique, qui rend le droit suisse compatible avec le droit communautaire, prévoit l'ouverture à la concurrence des deux tiers du marché électrique national en 2008, la création d'un GRT indépendant ainsi que d'un régulateur, et la promotion des énergies renouvelables (ENR).

Puis, rappelant que la Suisse est la « plaque tournante du réseau européen d'électricité », il a indiqué que ses capacités d'interconnexion s'élevaient à 26 000 MW, ce qui représente 20 % du total des pays membres de l'UCTE, et que les flux physiques transfrontaliers s'élevaient à 50 TWh par an (10 % des échanges UCTE), soit à peu près autant que les 60 TWh annuels de la consommation d'électricité intérieure (2,5 % du total UCTE). Exposant ensuite d'un déficit de production apparaîtrait dès 2020 et excluant toute solution fondée sur un accroissement des importations, il a évoqué les pistes suivies pour tenter de répondre à ce défi :

- la promotion des ENR afin accroître la production de 1 à 5,4 TWh par an, la rétribution couvrant les surcoûts de production de l'électricité verte, qui est financée par un prélèvement sur le tarif d'utilisation des réseaux, passant en conséquence de 28 à 320 millions de francs suisses ;

- la préparation d'un plan d'action très volontariste de renforcement de l'efficacité énergétique pour assurer la maîtrise de la demande d'énergie face à la croissance tendancielle de la consommation d'électricité de 2 % par an ;

- la mise en place rapide de centrales à gaz, en dépit des interrogations pesant sur les avantages apportés par ces installations en termes de sécurité d'approvisionnement, compte tenu des réalités géopolitiques de la fourniture en gaz, et de la contrainte résultant de l'obligation de compenser intégralement les émissions supplémentaires de CO2 qu'elles généreront ;

- la relance du programme électro-nucléaire, même si des incertitudes entourent cette stratégie. D'une part, l'acceptation politique est un préalable nécessaire puisque, même dans le cas où l'autorisation serait accordée par le gouvernement et entérinée par le Parlement, un référendum d'initiative populaire pourrait être organisé ; or, le choix de l'énergie nucléaire reste contesté au sein de la population. D'autre part, la question du stockage des déchets n'a pas encore trouvée de solution définitive, la Suisse ayant pour l'instant simplement voté un moratoire de dix ans sur le retraitement des déchets à l'étranger.

En conclusion, M. Walter Steinmann a souligné que la mise en place de centrales à gaz était absolument nécessaire pour assurer une transition sûre avant la construction de nouvelles centrales nucléaires.

Enfin, interrogé sur l'intérêt de la libéralisation du marché de l'électricité pour la Suisse, il a indiqué que le pays avait procédé à la libéralisation de plusieurs autres types de marchés avec succès et qu'il était important de s'aligner sur le droit communautaire. En effet, les Suisses ne peuvent être présents dans l'ERGEG et leurs entreprises ne peuvent exporter aisément dans certains pays de l'Union si le marché helvétique n'est pas libre. Il a aussi estimé que des gains de rationalisation de l'activité pourraient éventuellement en être retirés.

Compte rendu du déplacement en Espagne
(26 et 27 avril 2007)

Espagne - 26 et 27 avril

Composition de la délégation : MM. Bruno Sido, président, Jean-Marc Pastor et Michel Billout, rapporteurs, Ambroise Dupont, Mme Elisabeth Lamure et M. Jackie Pierre.

Jeudi 26 avril 2007

11 h 30 - 12 h 45

Entretien avec des députés : M. Antonio Cuevas Delgado, président de la commission industrie, tourisme et commerce, M. José Ramón Beloki Guerra, premier vice-président, M. Héctor Esteve Ferrer, deuxième secrétaire, M. Manuel Mas i Estela, porte-parole, Mme Arantza Mendizábal Gorostiaga, porte-parole, et Mme Rosario Velasco García

Chambre des députés

13 h 00 - 13 h 45

Entretien avec MM. Jorge Sanz Oliva, directeur général de la politique énergétique et des mines au ministère de l'industrie, du tourisme et du commerce, Eduardo Ramos García, sous-directeur général de l'énergie électrique, Juan Guía García, sous-directeur général des hydrocarbures, Antonio Torres, responsable des affaires internationales, David Pérez, unité d'appui, et Manuel García, coordinateur du cabinet du directeur général

Ministère de l'industrie, du tourisme et du commerce

14 h 00 - 16 h 00

Déjeuner de travail avec SE M. Claude Blanchemaison, Ambassadeur de France, MM. Francisco Xabier Albistur Marin, président de la commission industrie du Sénat, et José Segui Diaz, porte-parole de cette commission, MM. José Ramón Beloki Guerra, premier vice-président de la commission industrie, tourisme et commerce de la Chambre des députés, et José Muñoz Martin, deuxième vice-président, Héctor Esteve Ferrer, deuxième secrétaire, et Manuel Mas i Estela, porte-parole de cette commission, MM. Alberto Carbajo Josa, directeur général des opérations Red Eléctrica de España (REE), José Donoso, directeur du développement de GAMESA, José Pablo Feijoo, directeur du développement d'Endesa Europa, Eduardo González, président de l'association professionnelle Foro Nuclear, José Luis Martinez, directeur général du Club espagnol de l'énergie, Miguel Angel Navarro, secrétaire général « Union Européenne » au ministère des affaires étrangères, José María Paz Boday, secrétaire général régulation Unión Fenosa, Dominique de Riberolles, directeur général de la Compania Espanola de Petroleo SA (CEPSA), Pascual Sala Atienza, secrétaire général de l'UNESA

(association espagnole de l'industrie électrique), Jorge Sanz Oliva, directeur général de la politique énergétique et des mines du ministère de l'industrie, du tourisme et du commerce, Pierre Didier, directeur de Gaz de France Comercializadora, Yves Jourdain, directeur général d'Electrabel-Suez, Mme Florence Delettre, directrice générale d'EDF Península Ibérica, M. Marc Maupas-Oudinot, ministre conseiller chargé des affaires économiques, Mme Anne Suard, conseillère, MM. Gérard Arfinengo, conseiller financier, et Thomas Vial, attaché économique

Résidence de France

16 h 30 - 18 h 30

Entretien avec MM. Luis Atienza, président de REE, Alberto Carbajo Josa, directeur général des opérations, et Luis Imaz Monforte, directeur du développement du réseau

Visite du centre de contrôle

Red Eléctrica de España
(gestionnaire du
réseau de transport)

20 h 00 - 21 h 00

Présentation sur le développement des énergies renouvelables et sur le plan en faveur de l'efficacité énergétique par Mme Marisa Olano, chef du département des relations internationales à l'Institut pour la diversification et les économies d'énergie (IDAE), et M. Hugo Lucas Porta, département des relations internationales

Hôtel El Prado

Vendredi 27 avril 2007

9 h 30 - 10 h 30

Entretien avec Mme Marina Serrano, secrétaire du conseil, M. Alberto de Frutos González, sous-directeur des marchés électriques, et M. Rafael Gómez-Elvira, sous-directeur des affaires européennes

Comisión Nacional de Energía (CNE)

10 h 45 - 11 h 30

Entretien avec MM. Javier Penacho, vice-président de l'association des entreprises fortement consommatrices d'énergie (AEGE), et Alberto Garcia Alvarez, secrétaire général de l'association des grands consommateurs d'énergie électrique du secteur des services (GRANCESS)

Mission économique

12 h 00 - 13 h 30

Entretien avec MM. José Gasset Loring, directeur des relations internationales d'Iberdrola, Gonzalo Sáenz de Miera, directeur de la prospective réglementaire, Rodolfo Martínez Campillo, chef de la planification et des offres, Marcos López-Brea, manager des relations internationales, Rodrigo Sousa Suárez, chargé des activités électriques libéralisées, Carlos Gascó, chargé de la prospective, et Mme Leyre La Casta Muñoa, gérante des achats

Visite du centre de contrôle

Iberdrola

Jeudi 26 avril

I. Entretien avec des députés : MM. Antonio Cuevas Delgado, président de la commission industrie, tourisme et commerce, José Ramón Beloki Guerra, premier vice-président, Héctor Esteve Ferrer, deuxième secrétaire, Manuel Mas i Estela, porte-parole, et Mmes Arantza Mendizábal Gorostiaga, porte-parole, et Rosario Velasco García

M. Antonio Cuevas Delgado a exposé les bénéfices que l'Espagne tirerait de l'émergence d'une politique communautaire de l'énergie, plus particulièrement dans le domaine de la régulation et des interconnexions, ces dernières étant vitales pour assurer la sécurité d'approvisionnement du pays. Relevant que l'opinion était favorable à la constitution d'un marché intérieur de l'électricité et du gaz ainsi qu'à la fixation d'objectifs contraignants en matière d'augmentation des énergies renouvelables et d'amélioration de l'efficacité énergétique, il a considéré que la diversification des sources d'approvisionnement énergétiques constituait un défi pour l'ensemble des pays européens, notamment en matière gazière. Il a enfin rappelé que l'Espagne avait décrété un moratoire provisoire, prolongé de facto, sur la construction de nouvelles centrales nucléaires.

S'interrogeant sur la manière la plus efficace de mener une politique européenne de l'énergie permettant de satisfaire à la fois aux trois objectifs du « paquet énergie »  - garantir la compétitivité de l'économie, assurer la sécurité d'approvisionnement et préserver l'environnement -, Mme Arantza Mendizábal Gorostiaga a indiqué que l'Espagne, qui approuve ces trois axes, cherche ainsi à augmenter la part de l'électricité d'origine renouvelable, à accroître la compétitivité du secteur par la promotion d'un marché concurrentiel de l'électricité et - bien qu'elle soit déjà le pays d'Europe disposant du plus large éventail d'approvisionnement gazier, qui couvre dix pays - à diversifier encore ses sources d'approvisionnements en gaz, un nouveau terminal de regazéification du gaz naturel liquéfié (GNL) devant notamment venir bientôt s'ajouter aux six unités existantes. Observant néanmoins que l'Espagne, péninsule électrique, éprouvait des difficultés d'approvisionnement en électricité, elle a jugé fondamentale la mise en service d'une nouvelle interconnexion avec la France et salué la décision de l'Union européenne de nommer un coordonnateur européen chargé de faire aboutir ce projet. Elle a par ailleurs estimé que la création, avec le Portugal, du marché ibérique de l'électricité (MIBEL) permettrait de mieux assurer la sécurité d'approvisionnement des deux pays.

S'agissant du développement des énergies renouvelables (ENR), Mme Arantza Mendizábal Gorostiaga a considéré que, si elle avait pris de l'avance dans le secteur de l'éolien grâce à un système avantageux de tarif de rachat de cette électricité, l'Espagne connaissait en revanche du retard dans la promotion des autres types d'ENR, comme la biomasse ou le photovoltaïque, que la prolongation de l'arrêté réglementant les prix de soutien aux ENR devrait permettre de combler en favorisant le développement de ces deux filières. Puis, elle a expliqué que le pays déployait d'importants efforts pour renforcer l'efficacité énergétique, l'élaboration d'un plan portant sur la période 2005-2007 pouvant, selon elle, constituer une source d'inspiration pour la politique communautaire en ce domaine. Elle a enfin mis en exergue l'importance de mener des réflexions prospectives à long terme sur la situation énergétique, rappelant que des comités d'experts travaillaient actuellement à l'élaboration de scénarios énergétiques à l'horizon 2030.

Relevant que l'importance de l'électricité d'origine éolienne dans le mix énergétique pouvait créer des difficultés en raison notamment de l'inégale répartition des installations éoliennes sur le territoire national, M. Hector Esteve Ferrer a indiqué que si le potentiel éolien couvrait largement les besoins en électricité de la province dont il est l'élu, cette situation était loin d'être similaire dans toutes les communautés autonomes espagnoles. Puis il s'est félicité que le nouveau code technique des bâtiments, récemment entré en vigueur, prévoie l'obligation d'équiper les constructions nouvelles en panneaux photovoltaïques, car cela permettra d'accroître la production électrique d'origine solaire.

M. José Ramon Beloki Guerra a souligné que le respect des trois objectifs de la politique énergétique européenne constituait une équation compliquée à résoudre, en particulier pour l'Espagne en raison du moratoire provisoire respecté de facto par les entreprises sur la construction de toute nouvelle centrale nucléaire sur le territoire espagno. Indiquant que son groupe politique craignait que le pays ne soit pas, en l'état, en mesure de parvenir à satisfaire tous ces objectifs, il a estimé indispensable de prendre de nouvelles décisions à moyen terme en matière nucléaire, qualifiant à cet égard de très important le travail prospectif mené actuellement sur la situation énergétique espagnole à l'horizon 2030. Puis il a jugé nécessaire de parvenir, avant cette date, à la construction d'un marché européen de l'énergie, considérant que les décisions du Conseil des ministres de l'Union européenne des 8 et 9 mars 2007 devraient être de nature à la favoriser. Enfin, après avoir appelé non seulement l'Espagne, mais l'Union européenne dans son ensemble, à sortir de la situation de dépendance énergétique qui la caractérise actuellement, il a estimé indispensable d'améliorer les interconnexions.

Relevant qu'au contraire de la France, qui a clairement misé sur l'énergie nucléaire, l'Espagne était réticente à cette technologie en raison de l'opposition de son opinion publique, Mme Rosario Velasco García a estimé important le travail que doivent réaliser les responsables politiques pour expliquer objectivement à la population les risques réels de cette énergie.

Qualifiant d'éminemment politiques les questions énergétiques, M. Antonio Cuevas Delgado a estimé que, pour les traiter efficacement, l'Union européenne devait résoudre un certain nombre de problèmes politiques, en matière notamment d'approvisionnement. Puis il a indiqué que la question de la composition du capital des entreprises énergétiques ne le préoccupait pas dès lors qu'était assurée la sécurité de fourniture aux clients : la circulation du capital est une donnée naturelle de l'économie de marché et l'important est de garantir une concurrence suffisante sur le marché de l'électricité pour offrir au consommateur des prix compétitifs et assurer les investissements nécessaires. A cet égard, il a souligné que la tentative d'OPA d'E.ON sur ENDESA intervenait à un moment où il n'existe pas encore de règles claires et respectées par tous les acteurs au niveau européen.

Mme Rosario Velasco García a fait valoir que les consommateurs électro-intensifs négociaient des offres de fourniture avec les producteurs d'électricité et que leur situation ne posait pas, au niveau national, de problème à court terme. Indiquant que le tarif réglementé serait toutefois supprimé définitivement en 2011, y compris pour les consommateurs domestiques, elle a précisé que la Commission nationale de l'énergie aurait pour mission de protéger les intérêts des consommateurs et des utilisateurs du système électrique.

II. Entretien avec MM. Jorge Sanz Oliva, directeur général de la politique énergétique et des mines au ministère de l'industrie, du tourisme et du commerce, Eduardo Ramos García, sous-directeur général de l'énergie électrique, Juan Guía García, sous-directeur général des hydrocarbures, Antonio Torres, responsable des affaires internationales, David Pérez, unité d'appui, et Manuel García, coordinateur du cabinet du directeur général

Après avoir rappelé que les principales sources d'énergie primaire en Espagne étaient le pétrole (50 %), le gaz naturel (20 %), le charbon (12 %, dont les deux tiers sont importés), le nucléaire (10 %) et les énergies renouvelables (8 %), M. Jorge Sanz Oliva a indiqué que le remplacement du charbon par le gaz et le développement des énergies renouvelables étaient deux objectifs fondamentaux pour l'Espagne. Il a souligné que l'augmentation de la production d'électricité était d'autant plus nécessaire que la consommation d'énergie, inférieure à la moyenne européenne, est en hausse permanente, notamment du fait du développement de la climatisation.

Il s'est ensuite félicité que le ministère de l'industrie, du tourisme et du commerce ait élaboré des outils de planification permettant de répondre aux trois défis de la politique énergétique que sont la sécurité d'approvisionnement, l'amélioration de la compétitivité et le développement durable. L'évolution de la demande de consommation est ainsi analysée précisément par région afin notamment de prévoir, avec le gestionnaire du réseau de transport (REE), les renforcements du réseau à effectuer en priorité. Les principales difficultés en matière d'approvisionnement résidant dans le développement de ces réseaux, du fait des oppositions locales s'élevant face à la construction de nouvelles infrastructures, l'Espagne pourrait, pour les lever, mettre en place, à l'instar de la France, un Fonds d'amortissement des charges d'électrification. La planification permet également, grâce des systèmes de primes et de garanties de prix, d'orienter les décisions d'investissement dans les capacités de production, et notamment les technologies utilisées.

S'agissant du système d'interruptibilité (ou d'effacement) des grands consommateurs en cas de problème sur le réseau, dont l'intérêt n'est plus à démontrer, M. Jorge Sanz Oliva, après avoir expliqué que la rétribution de ce service était jusqu'à présent assurée par des remises sur la facture d'électricité, a annoncé qu'un marché de l'interruptibilité serait mis en place afin de respecter les contraintes imposées par le cadre européen. Puis, soulignant que l'isolement de l'Espagne dans le maillage électrique européen constituait l'une des préoccupations majeures du ministère, il a indiqué que la création d'une nouvelle interconnexion avec la France était un objectif essentiel car aujourd'hui, la faiblesse des interconnexions impose, pour des raisons de sécurité, une augmentation de la puissance installée à un niveau bien supérieur aux besoins, et donc une hausse significative des prix de l'électricité.

S'agissant des approvisionnements en gaz, il a relevé que si l'utilisation des gazoducs était moins chère que la construction des usines de regazéification, elle augmentait la dépendance vis-à-vis des pays producteurs, notamment de l'Algérie, alors que le transport de GNL par bateau méthanier permet non seulement de diversifier les fournisseurs mais également d'apporter de la flexibilité dans leurs choix. Se félicitant ainsi de l'actuel équilibre espagnol entre ces deux sources de fourniture en gaz, qui offre un bon niveau de sécurité d'approvisionnement, il a cependant jugé nécessaire d'accroître le nombre ou les capacités des sites de stockage de gaz.

Un débat s'est enfin engagé sur le nucléaire, au cours duquel M. Jorge Sanz Oliva, admettant que des opinions diverses traversaient le Gouvernement, a indiqué que le sujet ne serait pas publiquement débattu avant que le problème du renouvellement des centrales actuelles ne se pose.

III. Entretien avec MM. Luis Atienza, président de Red Eléctrica de España (REE), Alberto Carbajo Josa, directeur général des opérations, et Luis Imaz Monforte, directeur du développement du réseau

Présentant la société Red Eléctrica de España (REE), gestionnaire du réseau de transport d'électricité dont la mission générale est d'assurer le bon fonctionnement du système électrique espagnol, M. Luis Atienza a exposé les grands principes régissant son activité : l'indépendance, la transparence de gestion du système, la neutralité dans la prise de décisions, l'engagement sur la question environnementale et l'excellence dans la gestion. L'indépendance est garantie par la composition de l'actionnariat : 70 % des actions, possédées en majorité par des fonds de pension, sont cotées en Bourse, 20 % sont détenues par l'Etat et 10 % appartiennent à de grandes sociétés espagnoles, lesquelles ne sont cependant pas présentes au conseil d'administration afin d'éviter tout conflit d'intérêt.

M. Luis Atienza a ensuite évoqué la question de la hausse de la demande en électricité, notamment de pointe, qui constitue un défi pour l'appareil productif espagnol mais aussi pour la gestion du réseau. Le premier élément d'équilibre peut être le développement des interconnexions, qui constitue un impératif pour la sécurité d'approvisionnement de l'Espagne. Entre celle-ci et le Portugal, deux nouvelles lignes à haute tension ont ainsi été construites au cours des trois dernières années, mais la péninsule ibérique restera une « île électrique » tant que la nouvelle interconnexion projetée avec la France ne sera pas réalisée. Le second élément d'équilibre est la maîtrise de l'énergie éolienne, qui est intermittente, ce que le système interconnecté doit prendre en compte. A ce titre, la mise en service d'un centre de contrôle des énergies renouvelables a permis d'améliorer la gestion de cette électricité et autorisé une augmentation de la puissance d'origine éolienne.

Puis, après avoir estimé que les objectifs de l'Union européenne imposaient aux réseaux, s'agissant de la libéralisation, une augmentation de leurs capacités afin que l'électricité puisse être acheminée de divers centres de production, et, en ce qui concerne l'accroissement des énergies renouvelables (ENR), leur sécurisation, M. Luis Atienza a présenté les trois objectifs de REE pour les prochaines années : le développement et le renforcement du maillage du réseau de transport, qui impose de suivre la croissance de la demande, d'évacuer l'énergie des cycles combinés et des parcs éoliens, d'alimenter les infrastructures des trains à grande vitesse et d'augmenter les interconnexions ; la continuité de la fourniture ; la création de valeur dans les activités de diversification.

MM. Alberto Carbajo Josa et Luis Imaz Monforte ont ensuite expliqué aux membres de la délégation l'organisation de la gestion journalière du réseau de transport, notamment celle des marchés d'ajustement infra-journaliers, ainsi le fonctionnement du centre de dispatching national et celui du centre de contrôle des énergies renouvelables.

IV. Présentation sur le développement des énergies renouvelables et sur le plan en faveur de l'efficacité énergétique par Mme Marisa Olano, chef du département des relations internationales à l'Institut pour la diversification et les économies d'énergie (IDAE), et M. Hugo Lucas Porta, du département des relations internationales

Après avoir rappelé que l'Institut pour la diversification et les économies d'énergie (IDAE) est un établissement public à caractère industriel et commercial rattaché au ministère de l'industrie, du tourisme et du commerce, Mme Marisa Olano en a présenté les grandes missions : promotion de l'efficacité énergétique, soutien à la diversification des sources d'énergie et lancement de projets innovants dans ces domaines. Concrètement, l'IDAE apporte un soutien technique et financier aux projets concernant les énergies renouvelables (ENR) et une assistance technique à l'administration publique, mène des actions visant à introduire de nouvelles technologies plus efficaces sur le marché, promeut l'efficacité énergétique, participe à la gestion des programmes communautaires et joue enfin un rôle en matière de diffusion de la technologie espagnole à l'étranger.

Après avoir souligné, pour s'en féliciter, que les ENR ont représenté 18,8 % de la production d'électricité en 2006 (dont 9,7 % pour l'hydraulique et 7,5 % pour les éoliennes), Mme Marisa Olano a expliqué l'importante croissance de la production éolienne ces dernières années au Danemark, en Allemagne et en Espagne par le niveau élevé du tarif de rachat, indiquant à cet égard que les gouvernements allemand et espagnol avaient engagé une coopération visant à améliorer le régime de ces tarifs dans chaque pays.

Puis elle a présenté le plan des ENR pour 2005-2010 défini par le Gouvernement espagnol, dont les objectifs tendent à porter leur part à hauteur de 30,3 % de la consommation brute d'électricité et de 12,1 % de la demande d'énergie primaire, et à élever à 5,83 % la proportion des biocarburants dans la consommation totale d'essence. Les investissements prévus sur cette période s'élèvent à près de 26,6 milliards d'euros. S'agissant de l'énergie éolienne, un objectif ambitieux de 20 155 mégawatts (MW) installés en 2010 est visé.

M. Hugo Lucas Porta a ensuite détaillé la stratégie d'efficacité énergétique en Espagne pour la période 2004-2012, le potentiel d'économie estimé en fin de période étant de 15 500 ktep/an en termes d'énergie primaire. S'agissant de la période 2005-2007, il a établi la typologie des mesures mises en oeuvre afin d'atteindre cet objectif :

- adaptations législatives et réglementaires : une conduite écologique est désormais nécessaire pour obtenir un permis de construire ; à titre d'exemple, le code technique des bâtiments a été révisé afin de rendre obligatoire l'installation de panneaux solaires sur les constructions nouvelles ;

- soutien économique et financier : subventions à l'achat électroménager (aide à l'acquisition d'appareils de classe A égale à 60 % du surcoût par rapport à la classe D, dans la limite de 50 euros) ; aides publiques pour cofinancer les audits énergétiques dans l'industrie (à hauteur de 75 % avec un maximum de 276 audits par an et une priorité accordée à certains secteurs) ; participation, pouvant aller jusqu'à 22 % des coûts, à l'installation dans l'industrie d'équipements permettant des économies de chauffage ou d'éclairage ; financement d'études et de programmes de formation destinés aux responsables et gestionnaires municipaux, et aux agriculteurs en ce qui concerne la consommation des tracteurs ou le recours aux systèmes d'irrigation ;

- mise en place d'expériences pilotes : certains plans de déplacement urbain ont été revus selon les directives de l'IDAE, des études et projets pilotes ont été menés en matière de plans de déplacement des entreprises pour les centres d'activités de plus de 200 employés, et des programmes d'aides à l'achat de véhicules utilisant des carburants alternatifs ont été lancés ;

- diffusion de l'information : des campagnes publicitaires générales et spécifiques ont été menées (notamment dans l'agriculture), même si quelques doutes peuvent être émis sur leur efficacité ;

- définition de comportements exemplaires : un plan d'économie d'énergie et d'efficacité énergétique dans les bâtiments de l'administration centrale a été mis en oeuvre ;

- promotion de la recherche et développement : par exemple, financement, jusqu'à 75 % de leur coût, d'études de viabilité pour la cogénération.

M. Hugo Lucas Porta a précisé que ce plan d'action, dont le coût est estimé à 722 millions d'euros - les mesures concernant le transport, la construction et le résidentiel concentrant 77 % des fonds -, est financé à hauteur de 50 % par le tarif électrique, de 35 % par les administrations locales et régionales, de 13 % par l'IDAE et du solde par les autres ministères. Il a estimé important son effet de levier, un volume d'environ 8 milliards d'euros devant ainsi être investi dans le secteur des économies d'énergie pendant la période. En retenant l'hypothèse d'un coût du baril de pétrole à 45 dollars et d'une tonne de CO2 à 10 euros, il a indiqué que le bénéfice net susceptible d'être tiré de sa mise en oeuvre pouvait être estimé à 4,3 milliards d'euros.

Aussi, appelant de ses voeux une « culture d'efficacité énergétique » de la société, M. Hugo Lucas Porta a conclu son intervention en notant qu'il s'agissait du plan d'efficacité énergétique le plus ambitieux jamais adopté en Espagne, avec un budget neuf fois supérieur aux précédents, mais que son succès nécessiterait la collaboration active des communautés autonomes et une participation indispensable des entrepreneurs et des citoyens.

Vendredi 27 avril

V. Entretien avec Mme Marina Serrano, secrétaire du conseil de la Comisión Nacional de Energía, M. Alberto de Frutos González, sous-directeur des marchés électriques, et M. Rafael Gómez-Elvira, sous-directeur des affaires européennes

Après avoir rapidement présenté la Comisión Nacional de Energía (CNE), le régulateur énergétique espagnol qui fête cette année ses dix ans d'activité, Mme Marina Serrano a souligné que l'une de ses missions était de contribuer à l'élaboration d'une planification à long terme des besoins en matière de développement des réseaux : après consultation de tous les opérateurs, un plan obligatoire est ainsi soumis aux transporteurs d'électricité et de gaz, qui doivent réaliser les investissements nécessaires. Elle a estimé que le développement d'« autoroutes de l'énergie » permettrait d'obtenir une concurrence réelle sur le marché de l'énergie en Espagne. En revanche, contrairement à la France, aucune procédure n'est définie pour programmer le développement des capacités de production : dans ce secteur, le système de fixation des prix sur les marchés est considéré comme suffisant pour assurer la réalisation des investissements nécessaires.

Afin de créer un marché européen de l'énergie, Mme Marina Serrano a jugé nécessaire d'augmenter le nombre de gazoducs et de renforcer les interconnexions électriques entre la France et l'Espagne, et s'est déclarée favorable à la séparation patrimoniale (« unbundling ») entre le gestionnaire du réseau et les producteurs. Puis, interrogée sur la situation d'ENDESA, elle a expliqué qu'au regard de ses missions en matière de respect des règles concurrentielles -informer les autorités chargées de veiller à la bonne application de ces règles, élaborer un rapport sur les opérations de concentration d'entreprises dans le secteur énergétique et autoriser les opérations de fusions/acquisitions d'entreprises ayant en charge des activités régulées-, la CNE devrait être appelée à donner un avis sur la prise de contrôle de l'entreprise espagnole par ENEL.

VI. Entretien avec MM. Javier Penacho, vice-président de l'Association des entreprises fortement consommatrices d'énergie (AEGE), et Alberto Garcia Alvarez, secrétaire général de l'Association des grands consommateurs d'énergie électrique du secteur des services (GRANCESS)

M. Javier Penacho a tout d'abord expliqué que l'AEGE regroupait des entreprises fortement consommatrices d'énergie qui, relevant notamment des secteurs du ciment, des métaux, de la chimie ou de la sidérurgie et constituant le socle industriel de l'Espagne, représentent 15 % de sa consommation électrique et 10 % de sa consommation de gaz. Indiquant que l'électricité était pour ces entreprises une matière première au coût parfois trois fois supérieur à celui de la main d'oeuvre (notamment pour la production de chlore ou d'aluminium), il a fait valoir que l'explosion de son prix en Espagne était, en raison de la dégradation de compétitivité en résultant, de nature à inciter certains industriels à délocaliser leurs activités. Notant en outre que le marché européen de l'électricité, loin d'être unique, était constitué de multiples sous-marchés régionaux aux prix et aux règles très différents, il a, en conséquence, dénoncé les conditions dans lesquelles a été effectuée la libéralisation des marchés énergétiques dans l'Union européenne qui, selon lui, ne permet pas aux clients de choisir librement leur producteur. Il a de plus déploré qu'en Espagne, l'essentiel des nouvelles capacités de production électrique programmées à court terme soient des unités de cycle combiné à gaz (CCG), technologie qui présente certes le mérite d'être opérationnelle très rapidement mais dont les coûts variables de fonctionnement sont les plus élevés en raison de la volatilité des prix du gaz.

M. Javier Penacho a par ailleurs contesté l'alignement systématique des prix de l'électricité sur le coût du dernier kilowattheure produit, qui est le plus cher, jugeant que, dans ces conditions, ils ne pouvaient légitimement être qualifiés de « prix de marché ». Observant que les producteurs d'électricité sont aujourd'hui en situation d'oligopole alors qu'au contraire, les entreprises électro-intensives sont soumises à une concurrence internationale très vive, il a mis en évidence le paradoxe selon lequel il serait plus rentable, pour certaines industries, de constituer leurs propres capacités de production que d'avoir recours au marché de l'électricité, et jugé qu'une telle démarche était contraire à toute logique économique. Il a également critiqué la faiblesse des interconnexions européennes, qui limite considérablement les possibilités offertes aux consommateurs de s'alimenter dans des pays où l'électricité est meilleur marché : à cet égard, il a déploré les difficultés à construire de nouvelles interconnexions, regrettant qu'en Espagne, il soit possible de réaliser de nombreux types d'infrastructures, telles que les routes, mais pas de lignes électriques, alors qu'elles sont pourtant essentielles à l'activité économique.

Enfin, distinguant les consommateurs domestiques, pour qui l'électricité est une nécessité, et les entreprises, notamment électro-intensives, pour qui elle est une matière première, il a considéré que ces deux types de profils de consommation justifiaient une organisation de marché permettant de différencier ces situations, qui ne sauraient, selon lui, être soumises aux mêmes règles, et jugé qu'une visibilité à moyen terme, notamment par des contrats à long terme, devait être garantie aux adhérents de l'AEGE.

Estimant que les 21 entreprises de service membres de la GRANCESS, qui consomment 9,5 gigawattheures (GWh) par an, soit 4 % de l'électricité consommée en Espagne, ne subissent pas les mêmes risques que celles de l'AEGE, M. Alberto Garcia Alvarez a toutefois émis des critiques sur le fonctionnement du marché électrique. Il a ainsi regretté que les sociétés de transport ferroviaire ne soient pas rémunérées pour l'énergie qu'elles renvoient dans le réseau (notamment lorsque fonctionnent les systèmes de freinage) et que les effets perturbateurs ne soient pas intégrés, ce qui ne les encourage pas à améliorer leurs équipements. Après avoir également déploré l'absence d'incitation à la cogénération, il a enfin fortement critiqué la situation oligopolistique du marché électrique dont l'organisation actuelle ne permet pas, selon lui, la fixation d'un prix raisonnable de l'électricité. Ayant illustré son propos en expliquant que la suppression de certains tarifs administrés en 2006 s'était immédiatement traduite, pour ceux qui en bénéficiaient, par une hausse de leurs coûts d'approvisionnement en électricité, il a appelé de ses voeux une action rapide de l'Union européenne pour construire un marché de l'électricité cohérent et concurrentiel, dont le fonctionnement soit efficace pour les consommateurs.

VII. Entretien avec MM. José Gasset Loring, directeur des relations internationales d'Iberdrola, Gonzalo Sáenz de Miera, directeur de la prospective réglementaire, Rodolfo Martínez Campillo, chef de la planification et des offres, Marcos López-Brea, manager des relations internationales, Rodrigo Sousa Suárez, chargé des activités électriques libéralisées, Carlos Gascó, chargé de la prospective, et Mme Leyre La Casta Muñoa, gérante des achats

M. José Gasset Loring a tout d'abord présenté Iberdrola, société centenaire devenue, avec l'acquisition récente de la société Scottish Power, le troisième électricien européen après EDF et E.ON, et disposant d'une capacité installée de 40.000 MW, d'une capitalisation boursière de 67 milliards d'euros et d'un portefeuille de 22 millions de clients dans le monde. De plus, l'entreprise est aujourd'hui, avec une capacité installée de 7 000 MW, l'un des leaders mondiaux en matière d'électricité éolienne, et a pour stratégie de se spécialiser dans le domaine des énergies renouvelables (ENR) afin d'y disposer d'un avantage compétitif.

M. José Gasset Loring a ensuite souligné que les décisions d'investissement de l'entreprise étaient commandées par la prévisibilité des prix, afin d'assurer à ces investissements la rentabilité nécessaire, la stabilité des normes et celle des profits attendus de la vente d'électricité. De ce fait, 90 % du développement d'Iberdrola a lieu dans des pays disposant de systèmes où le tarif de l'électricité issue des ENR, et notamment des éoliennes, est garanti (Espagne, France, Portugal, Grèce et Allemagne), ou dans lesquels des avantages fiscaux favorisent la production des ENR (Etats-unis et Grèce). Dès lors, en l'état actuel du cadre législatif et réglementaire, Iberdrola serait en mesure d'atteindre ses objectifs d'augmentation de ses capacités de production éolienne, qui sont de l'ordre de 20.000 MW à l'horizon 2010.

Par ailleurs, tout en jugeant que des améliorations pourraient être apportées au fonctionnement du marché avec la réalisation de nouvelles interconnexions entre la France et l'Espagne, il a considéré que les modalités actuelles de fixation des prix sur les marchés étaient pertinentes. Il a conclu sur la nécessité de parvenir, à moyen terme, à ce que les prix de l'électricité soient d'un niveau suffisant pour garantir la rentabilité des investissements.

Mme Leyre La Casta Muñoa a ensuite présenté le fonctionnement des six marchés infra-journaliers de l'électricité qui existent en Espagne pour permettre aux distributeurs de diversifier leurs sources d'approvisionnement et d'acquérir de l'électricité en fonction de leurs besoins.

Enfin, après avoir déclaré ne pas comprendre l'obsession de la direction de la concurrence de la Commission européenne à l'égard de l'unbundling, les interlocuteurs d'Iberdrola ont estimé impératif que l'organisation du secteur de l'électricité garantisse à la fois l'indépendance énergétique, avec un bouquet énergétique diversifié, et la transparence des échanges.