Allez au contenu, Allez à la navigation



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

 

Gaz de France (GDF) - 9 mai

M. Olivier Lecointe, directeur Electricité

M. Bruno Sido, président - Nous avons le plaisir d'accueillir maintenant M. Olivier Lecointe, qui est Directeur Electricité de Gaz de France (GDF). Nous vous remercions d'être venu nous parler de gaz et d'électricité, sachant que nous avons bien noté, au cours de nos auditions et voyages à l'étranger, le lien très étroit entre le gaz et la production d'électricité. Nous sommes une mission commune d'information qui a pour objet d'étudier et d'émettre des propositions sur la sécurité d'approvisionnement en électricité. Cet après midi, nous partons dans le Nord de la France, avec vous, pour visiter un certain nombre d'installations. Nous vous proposons, dans un premier temps, de nous présenter un exposé liminaire sur la problématique de Gaz de France dans le domaine de la maîtrise de l'électricité. Nous vous poserons ensuite un certain nombre de questions, sachant que nous devrons stopper cet échange à 11 heures pour prendre le train, mais que nous pourrons poursuivre nos discussions ultérieurement.

M. Olivier Lecointe, directeur Electricité de Gaz de France - M. le président, je vous remercie de ce petit mot d'introduction et de m'avoir laissé l'opportunité d'exprimer le point de vue d'un nouvel acteur dans le domaine de l'électricité. Gaz de France est, bien sûr, un acteur bien implanté sur la scène énergétique française, mais le groupe a désormais étendu son activité au secteur électrique. Je vous propose déjà de présenter rapidement les objectifs qu'il poursuit dans ce domaine : pourquoi a-t-il décidé de se lancer dans ce développement ? Par quels moyens compte-t-il y parvenir ?

La convergence entre le gaz et l'électricité, désormais bien connue, résulte principalement de deux éléments. Le premier, c'est que les clients sont très demandeurs d'une offre globale et duale en matière d'énergie. On a pu observer, sur les marchés ayant depuis plus longtemps que nous ouvert à la concurrence leur secteur des particuliers, qu'il existe un avantage concurrentiel fort à être en mesure de proposer une offre duale de gaz et d'électricité. A l'inverse, en ne fournissant que du gaz naturel, nous courrions le risque de perdre des parts de marché importantes, en particulier chez les petits clients. Pour les grands clients, la logique est un peu différente puisque nous proposons des solutions énergétiques associant l'électricité, le gaz, éventuellement l'exploitation de moyens de production pour le compte des clients, ainsi qu'une optimisation énergétique plus globale.

Le second élément important de convergence repose sur l'émergence des cycles combinés à gaz (CCG). Ce moyen de production a pris une part considérable dans les développements en Europe depuis une quinzaine d'années, et ce pour différentes raisons : son coût d'investissement est relativement faible et son rendement élevé ; l'équipement est assez rapide à construire puisque sa durée de construction est à peine supérieure à deux ans ; il présente un certain nombre d'atouts environnementaux - ainsi, il n'émet pas de dioxyde de soufre (SO2) ; les émissions d'oxyde d'azote peuvent être réduites et les émissions de dioxyde de carbone (CO2) sont relativement faibles par rapport à son concurrent naturel, le charbon, puisque je rappellerai que le rapport est légèrement supérieur à deux entre les émissions de CO2 par kWh électrique d'une centrale à charbon et celles d'une centrale à gaz - ; enfin, le moyen est relativement souple car il peut être démarré et arrêté assez facilement. Le CCG a donc pris une place prédominante dans le développement des nouvelles capacités de production en Europe et dans le monde ces quinze dernières années. Ainsi, en Europe, il y a eu très peu de nouvelles centrales à charbon, les développements nucléaires se sont limités à la France, en dehors du projet qui vient d'être lancé en Finlande, et dans les productions non conventionnelles, les seuls accroissements significatifs ont concernés l'éolien. Le CCG est donc une technologie majeure pour le développement de capacités de production et un groupe comme Gaz de France trouve naturellement sa place dans ce domaine en tant que fournisseur de gaz. Il faut savoir que la part du coût du combustible représente environ les deux tiers du coût de production d'un CCG. Enfin, au niveau national, des besoins sont identifiés par Réseau de Transport d'Electricité (RTE) et les pouvoirs publics, notamment pour la production de semi-base.

L'objectif que nous poursuivons en France vise à préserver nos ventes de gaz naturel et à accroître la valeur de nos offres en fidélisant, sur ses 11 millions de clients, les 7,7 millions de particuliers chauffés au gaz naturel qui sont, bien entendu, ceux qui consomment le plus et qui sont les plus importants en termes de marge. Nous entendons également enrichir l'offre que nous proposons aux industriels. D'une manière générale, la logique existant en France se retrouve dans les autres pays européens, où nous cherchons également à développer nos parts de marché tant sur le gaz que sur l'électricité puisque, pour les mêmes motifs qu'en France, il existe un avantage assez fort à développer simultanément une fourniture dans les deux types d'énergie. Nous avons environ 350 000 clients électricité en Europe et visons un objectif de commercialisation de 35 térawattheures (TWh).

Pour y parvenir, nous devons avant tout développer un portefeuille d'approvisionnement constitué de différents éléments. D'une part, il faut citer les moyens de production que nous détenons en propre. C'est le cas de la centrale DK6 située à Dunkerque, dans laquelle je vais avoir le plaisir de vous accompagner lors de votre visite de cet après-midi. Il s'agit d'un prototype puisque cette centrale brûle, à la fois, du gaz naturel et un combustible fatal issu de l'aciérie. Nous avons, bien sûr, d'autres projets. Notre portefeuille est également constitué de contrats à long terme, qui peuvent représenter 20 % à 30 % de notre capacité. Pour boucler l'ensemble, nous avons recours au marché de court terme, mais cette part doit être limitée en proportion puisque nous sommes exposés, dans ce cadre, à la volatilité des marchés. Aujourd'hui, nous avons un objectif de 5 000 mégawatts (MW) de capacité de production en Europe, située pour moitié en France et pour moitié à l'étranger, et dont 10 % du total correspond à de l'énergie renouvelable.

En France, plus précisément, DK6 a une capacité assez importante de 800 MW, dont un peu plus de 250 MW est dédié à l'aciérie voisine d'Arcelor Mittal, dont nous transformons en électricité les gaz des hauts fourneaux pour la lui restituer. Celle-ci n'est donc pas disponible pour nos besoins propres et seul le complément, soit 550 MW, est vendu à nos clients ou sur le marché de gros. En partenariat avec la société Maïa Sonnier, nous avons également créé une entité de développement et d'exploitation d'éolien : Maïa Eolis. Nous détenons 49 % de cette structure qui gère, d'ores et déjà, environ 50 MW en exploitation en Lorraine et qui développe des projets assez importants dans différentes régions (Nord Pas de Calais, Picardie, Champagne Ardennes, etc.).

En 2006, nous avons vendu 2,3 TWh aux clients finaux. Ce volume est encore modeste puisque nous représentons environ 0,5 % de la consommation totale française. Mais nous avons une ambition de croissance forte. Par ailleurs, nous avons commercialisé une partie de notre électricité sur les marchés de gros. Enfin, nous exploitons et optimisons un certain nombre d'actifs industriels situés chez nos clients comme, par exemple, des centrales de cogénération ne bénéficiant plus de l'obligation d'achat ou qui n'en ont pas bénéficié car elles sont antérieures aux dispositions existantes à cet égard.

Nous sommes également présents au Royaume-Uni. C'est même dans ce pays que nous vendons le plus d'électricité et nous apprenons beaucoup de l'expérience que nous tirons de ce marché. Nous y disposons d'un CCG d'un peu plus de 200 MW qui a été la première centrale appartenant à Gaz de France, et nos ventes, qui atteignent environ 10 TWh, sont plutôt destinées à des clients industriels. En Espagne, nous avons également une position importante puisque nous sommes partenaire d'AES, un électricien américain : nous détenons en commun un CCG de 1 200 MW. Nous détenons également une part de 25,5 % dans la société SPE, deuxième électricien belge, dont la capacité de production atteint 1 600 MW. Enfin, en Italie, nous sommes en phase de développement commercial important avec la création d'une filiale, Energi Investimenti, destinée à la vente de gaz mais aussi d'électricité. De ce fait, elle aura des besoins d'approvisionnement que nous satisferons en utilisant les installations de cogénération ou de biomasse qui ont été développées par notre filiale Cofathec.

En ce qui concerne nos projets nouveaux, le plus avancé est celui de Cycofos, près de Fos-sur-Mer, qui associe un cycle combiné au gaz naturel de 420 MW et une centrale classique de 60 MW valorisant les gaz sidérurgiques. Cette centrale a, de nouveau, été réalisée en partenariat avec Arcelor Mittal. Sa mise en service est prévue à la fin de l'année prochaine. Par ailleurs, nous avons remporté l'appel d'offre lancé par RTE pour la réalisation d'une centrale de pointe de 200 MW à Saint-Brieuc, en Bretagne, qui entrera en service vers 2010. Ayant pour vocation de sécuriser l'alimentation de la Bretagne Nord, elle sera aussi disponible pour nos clients, notamment pendant les périodes de pointe. Enfin, un troisième projet sera proposé au conseil d'administration de Gaz de France avant la fin de ce semestre : il s'agit d'un CCG de 420 MW situé à Montoir-de-Bretagne et dont la mise en service est prévue pour la fin de 2009.

Je précise que nous n'entendons pas fonder notre développement sur le seul CCG : il ne serait en effet pas souhaitable que notre parc soit constitué par une seule technologie. Nous examinons donc d'autres éventualités, comme le développement du charbon propre, et avons des ambitions importantes dans le domaine des énergies renouvelables (ENR) : avec Maïa Eolis, nos objectifs pour 2012 représentent 500 MW en France et autant à l'étranger, et en matière de biomasse, nous avons répondu à l'appel d'offre lancé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) et qui devrait déboucher au cours de l'été.

Pour en venir à votre centre d'intérêt essentiel, à savoir la sécurité de l'approvisionnement en électricité, je vais introduire rapidement le débat car de nombreux éléments ont déjà été apportés par des intervenants éminents : ayant pris connaissance du compte-rendu de certaines interventions, il me semble réellement difficile d'être original à ce stade de vos auditions ! Je vais donc simplement insister sur quelques points qui peuvent paraître importants pour un nouvel entrant sur le secteur de la production d'électricité.

Tout d'abord, je pense important de distinguer les différents horizons de temps et les problématiques qui s'y réfèrent. Ce point a été relevé à plusieurs reprises au cours de vos auditions. A court terme, la principale problématique porte sur l'exploitation du système électrique et, notamment, sur la coordination entre les gestionnaires des réseaux électriques en Europe. A long terme, des questions plus lourdes au plan de la politique énergétique se posent en matière d'investissement dans les domaines de la production et des réseaux. Au-delà, l'horizon à très long terme, celui de la recherche, est également essentiel : il concerne des sujets comme le nucléaire du futur, la capture et le stockage du CO2, ou encore les ENR de demain.

Pour le court terme, notre sécurité d'approvisionnement est aujourd'hui fondée sur le système électrique européen interconnecté. Cette interconnexion entraîne une solidarité forte et ancienne entre les différents pays, ce qui permet une meilleure sécurité à moindre coût. Cette solidarité s'est développée à partir des années 50 dans un contexte très différent de celui que nous connaissons aujourd'hui : en effet, en l'absence de concurrence entre les opérateurs, il s'agissait d'un système de coopération visant à mettre en commun un certain nombre de réserves, dont la réserve primaire qui permet de réagir instantanément aux différents évènements pouvant affecter le système électrique. Ce dispositif permet d'assurer une meilleure sécurité puisque chacun peut se fonder sur une capacité de production plus importante que celle dont il disposerait seul. Par ailleurs, la mutualisation de la réserve au niveau de l'ensemble des pays interconnectés offre de meilleures conditions économiques : nous avons donc pu observer un niveau de qualité de service élevé sur le territoire européen. Ce système électrique global fonctionne bien et les évènements ayant affecté le client final ont été relativement peu nombreux au cours des dernières années. Certains incidents sont toutefois survenus en Italie et il faut noter l'incident important qui a récemment été enregistré en Allemagne.

Depuis que ce réseau s'est développé, le contexte a donc évolué de manière importante. D'une part, avec l'ouverture des marchés, nous avons enregistré une intensification considérable des échanges commerciaux au bénéfice de l'économie globale du système. En effet, le bon fonctionnement des marchés permet de mobiliser les moyens les moins coûteux. En revanche, cela complexifie un peu leur gestion. D'autre part, un deuxième élément de contexte important apparaît avec le développement d'une production décentralisée, particulièrement au niveau des ENR. Cette évolution est évidemment souhaitable du point de vue de la politique énergétique puisqu'elle contribue à traiter les problèmes environnementaux et à assurer une diversité énergétique. Mais elle soulève parallèlement des problèmes particuliers et va notamment renforcer les exigences en matière de comportement des équipements de génération décentralisée sur le réseau. Nous avons effectivement pu constater qu'en certaines circonstances, ceux-ci pouvaient avoir tendance à aggraver certains phénomènes car ils se déclenchent ou réenclenchent de manière moins contrôlée que les moyens centralisés. Il faudra donc certainement prévoir des évolutions dans ce sens. Enfin, il faut une cohérence forte dans les actions des gestionnaires de réseau. Celle-ci existe au travers de certains organismes mais, alors que nous ressentons la nécessité d'une gestion de ces réseaux à l'échelle supranationale, il n'existe pas réellement d'organisme ayant autorité pour organiser le dispositif. Ce constat posera probablement la question d'un organe de régulation qui n'aura pas pour vocation de se substituer aux organisations nationales, mais qui devra faire en sorte que chacun respecte les engagements pris en matière de sécurité du système électrique européen. On peut citer, en particulier, la participation aux réserves ou une gestion satisfaisante des accès aux interconnexions.

A long terme, le sujet a également été largement commenté mais deux aspects principaux paraissent devoir être soulignés. D'une part, le développement des capacités de production doit répondre à la fois à un objectif de sécurité d'approvisionnement dans la durée, à un objectif économique et aux objectifs environnementaux retenus au plan communautaire. Je pense qu'il faudra, dans ce cadre, rechercher un bouquet énergétique équilibré dont aucune source d'énergie ne peut être exclue. Claude Mandil explique, d'une manière remarquable, que le problème ne consiste pas à choisir entre les différentes solutions que représentent le nucléaire, les ENR, les économies d'énergie ou le développement de productions propres, mais que si nous voulons atteindre les objectifs évoqués et, en particulier, maîtriser le développement des émissions de CO2, ces quatre voies doivent être poursuivies simultanément. Ensuite, il faudra trouver un équilibre en termes de compétitivité et de risques : en effet, chaque type d'équipement présente un certain nombre de caractéristiques et de risques qui lui sont propres. Ces choix reviendront donc, d'abord, aux pouvoirs publics qui, en France, ont un pouvoir d'orientation fort sur le développement des capacités de production. Ensuite, les opérateurs devront rechercher un bon équilibre entre ces différentes filières de production. A ce sujet, je voudrais évoquer une caractéristique du système français qui est tout à fait positive : il s'agit de la programmation pluriannuelle des investissements. Je ne m'étends pas sur ce sujet car je pense que tous les intervenants devant votre mission ont souligné le caractère positif de cette disposition. Celle-ci gagnerait, par la visibilité qu'elle donne et le pouvoir d'orientation qu'elle offre aux pouvoirs publics, à être plus développée en Europe.

Je voudrais évoquer quelques points pour conclure et, en particulier, la nécessité d'avoir un cadre réglementaire stable dans la durée afin de donner de la visibilité aux opérateurs : si nous voulons sécuriser les investissements, il est tout à fait essentiel que ceux-ci aient une vision claire sur ce cadre. Par ailleurs, la problématique des prix est également sensible : si nous voulons un système qui tienne debout, les tarifs doivent permettre a minima de couvrir le coût de renouvellement des équipements. En outre, la question de la valorisation des capacités et, en particulier, de la rémunération des capacités de pointe est majeure : il s'agit de centrales qui vont être appelées quelques centaines d'heures par an, voire moins, mais qui constituent pourtant un élément déterminant dans la sécurité des systèmes. Or, ces problématiques ne sont pas complètement résolues. De plus, il faut être en mesure d'équilibrer, à chaque instant, l'offre et la demande d'électricité, ce qui engendre des besoins en flexibilité importants, qui vont du reste être accrus par le développement des productions non pilotables telles que les éoliennes. Pour le gaz, ceci renvoie à la question des stockages, qu'il va falloir être en mesure d'accroître si nous voulons que les CCG puissent répondre au fonctionnement de semi-base aujourd'hui nécessaire. Enfin, le développement des réseaux, et particulièrement des interconnexions qui contribueront à améliorer la sécurité du dispositif, est essentiel. Certains pays, comme l'Espagne, sont mal connectés. Et dans ces problématiques de réseau, il faut également tenir compte de l'amélioration de l'approvisionnement de certaines régions, aujourd'hui fragilisées, et de la question de la décentralisation de la production.

M. Bruno Sido, président - Le gaz est en train de réussir le tour de force de se faire passer pour une énergie propre. Nous aimerions bien avoir des chiffres précis sur cette question afin de pouvoir comparer cette énergie à d'autres énergies.

M. Olivier Lecointe - Je ne crois pas avoir dit que le gaz n'émettait pas de CO2 : j'ai simplement indiqué que son exploitation émettait moins de CO2 qu'une centrale à charbon. J'ai en tête des chiffres arrondis : je crois que, pour chaque kWh produit, une CCG émet 0,4 kilogramme de CO2 et une centrale à charbon 0,9 kilogramme. Ceci correspond bien à un rapport du simple à plus du double. Deux éléments entrent en compte : en particulier, la combustion du méthane ne produit pas uniquement du CO2 mais également de la vapeur d'eau, alors que le charbon est essentiellement composé de carbone.

M. Jackie Pierre - Vos chiffres se rapportent-ils à du charbon propre ou à du charbon moins propre ?

M. Olivier Lecointe - Il faut s'entendre sur ces sujets car il existe une certaine ambiguïté sur le terme de « charbon propre ». J'estime que le charbon a toute sa place dans le bouquet énergétique. Mais lorsqu'on parle de charbon propre, on évoque deux choses différentes. D'une part, il y a les polluants classiques qu'on sait traiter, avec une grande efficacité, depuis assez longtemps. Il en existe principalement trois : les poussières, les oxydes de souffre et les oxydes d'azote. Certains procédés industriels actuels permettent d'assurer la captation de 99 % des poussières, de plus de 95 % des oxydes de souffre et de plus de 90 % des oxydes d'azote. Les normes, en vigueur pour les installations neuves et dont l'application va être étendue aux installations existantes d'ici à 2015, correspondent à l'utilisation des meilleures technologies pour ces polluants. En conséquence, toutes les centrales à charbon actuellement développées en Europe sont propres selon ce critère précis. D'autre part, il faut considérer la question de la capture et du stockage du CO2. Ce débat concerne la centrale à charbon propre de demain car, aujourd'hui, il n'en existe aucune. Nous n'en sommes qu'à un stade de développement et ne disposons que de prototypes, sachant que ceci est valable pour le charbon comme pour le gaz.

M. Michel Billout, rapporteur - Après la question visant à déterminer si le gaz est une énergie propre, nous pouvons nous interroger sur le point suivant : le gaz est-il une énergie durable ? C'est bien une interrogation qu'il faut soulever. On a le sentiment que la plupart des pays de l'Union Européenne ne misent pas sur le gaz uniquement en tant qu'énergie de pointe, mais aussi pour la base, ce qui pose deux types de problématiques. D'une part, si on sait que les réserves de gaz sur la planète sont supérieures aux réserves de pétrole, elles n'en demeurent pas moins limitées. Si le gaz devient une énergie très consommée parce qu'on aura misé plus fortement sur lui que sur d'autres sources, parce que l'investissement central est modéré ou parce qu'il représente une certaine rapidité de construction, donc de rentabilité, ne va-t-on pas réduire encore plus rapidement la durée de ces réserves ? D'autre part, il n'existe pas des réserves de gaz partout dans le monde et quelques gros producteurs jouent un rôle géostratégique au niveau planétaire, ce qui pose la question de l'indépendance de l'Union Européenne. En conséquence, n'est-ce pas dangereux de trop compter sur le gaz ?

M. Olivier Lecointe - Je crois qu'il serait dangereux de miser, de manière prépondérante, sur le gaz. Mais ceci est valable pour les autres moyens de production. S'agissant de la France, il faut déjà examiner d'où nous partons. La part du gaz dans la production d'électricité y est extrêmement faible. En dehors de la cogénération, le pays ne dispose que d'une seule centrale à gaz de grande taille, celle de DK6. La puissance installée totale est supérieure à 100 GW et les projets de cycles combinés à gaz ne représentent que quelques milliers de MW : le pays n'es donc pas dans une situation où les risques d'approvisionnement en gaz pour la production d'électricité ont atteint un niveau critique. Cependant, avoir un développement du parc de production uniquement fondé sur le gaz n'est pas souhaitable et il faudra effectivement trouver un équilibre.

Quant aux réserves de gaz, elles sont certes limitées, ne représentant que vingt ans de plus que les réserves pétrolières et étant plus réduites, dans le temps, que celles de charbon. Il est également vrai que le gaz est une énergie importée. Mais, j'insiste sur le fait que Gaz de France veillant à maintenir une diversification de ses approvisionnements, nous disposons d'un équilibre très satisfaisant par rapport à bon nombre de nos voisins. Notre fournisseur le plus important est, d'ailleurs, la Norvège, pays européen et relativement proche de nous, qui représente 26 % de nos approvisionnements. Ensuite se succèdent la Russie, l'Algérie et un certain nombre de producteurs comme l'Egypte et les Pays-Bas : nous avons donc veillé à assurer une diversification de nos fournitures.

Encore une fois, le fait de viser un dispositif reposant entièrement sur le CCG ne serait pas raisonnable. Mais le gaz a toute sa place dans l'activité de pointe et de semi-base.

M. Marcel Deneux, rapporteur - Je souhaite vous interroger sur votre stratégie d'entreprise. Vous êtes un nouvel arrivant sur le secteur et les ENR n'entrent pas du tout dans votre coeur de métier. Vous avez cherché et jeté votre dévolu sur une structure dans laquelle vous n'êtes pas majoritaire. De son côté, EDF a opté pour un autre dispositif en introduisant en bourse sa filiale. Existe-t-il des parallélismes entre ces stratégies d'entreprise ? En d'autres termes, avec Maïa Sonnier, vous avez créé une filiale dédiée à l'éolien. Que faites-vous pour les autres ENR ? Etes-vous acheteurs des autres entreprises qui sont à vendre sur le marché et dont vous faites fortement monter les prix ? Enfin, le centre de gestion de Maïa Eolis, en Haute Picardie, affirme gérer en télécommande toutes les éoliennes situées entre Dunkerque et Nancy, soit 500 MW. Ceci signifie-t-il, sachant que l'éolien pose quelques problèmes en termes d'équilibre de réseau en cas de disjonction non prévue, que le démarrage et l'arrêt de ces 500 MW resteront aux mains d'un seul opérateur ? Est-ce là l'objectif poursuivi ?

M. Olivier Lecointe - Notre développement dans les ENR n'est pas limité à l'éolien, même si Maïa Eolis représente bien, pour nous, un véhicule de développement dans ce secteur. Nous sommes, certes, partis plus tard que EDF, mais notre démarche n'est pas si différente que la sienne. Au départ, EDF a cherché un partenariat avec une entreprise ayant déjà développé des compétences et des projets. De la même manière, nous cherchons à nous appuyer sur un acteur aux caractéristiques similaires en matière d'énergie éolienne, et nous sommes également présents dans le domaine de la biomasse. Nous répondons aux appels d'offre lancés par la CRE et, à travers notre filiale de services Cofathec, nous intervenons également dans le secteur en France et en Italie, où nous exploitons plusieurs installations et développons des projets. Pour le moment, nous n'avons pas prévu de faire évoluer le capital de Maïa Eolis : la société vient à peine d'être créée et ses fonds propres lui permettent d'atteindre les objectifs de développement de 1 000 MW que nous nous sommes fixés. Même si cette situation peut évoluer à l'avenir, il n'est pour l'instant pas question d'une évolution capitalistique de la structure. Par ailleurs, comme beaucoup d'acteurs, nous examinons les différentes opportunités pouvant se présenter, en France et ailleurs, dans le domaine des ENR. Gaz de France est un acheteur raisonnable et je pense qu'il le restera. Enfin, le centre d'Estrées, en Picardie, est le centre d'exploitation et de maintenance de Maïa Eolis. Si l'ensemble de la téléexploitation est effectivement réalisé depuis ce centre, il ne s'agit pas réellement de téléconduite, puisque les éoliennes démarrent de manière autonome, mais plutôt de télésurveillance. De nouveau, je ne sais pas ce que deviendra cette organisation à l'avenir : son évolution dépendra certainement de notre développement. En tout état de cause, les projets de Maïa Eolis qui arriveront prochainement en exploitation sont situés dans la partie Nord de la France, le Nord-Pas-de-Calais, la Picardie et la Champagne-Ardennes étant concernés à court terme. Nous restons donc sur une dominante géographique axée sur le Nord de la France et, à ce titre, le centre d'Estrées est bien situé pour assurer la télésurveillance des machines. Si nous étions conduits à nous développer, de manière significative, dans d'autres régions, ce dispositif pourrait évidemment être revu.

Mme Nicole Bricq - Concernant la flexibilité, pouvez-vous nous expliquer ce que vous entendez par l'accroissement des capacités de stockage de gaz ? Que représente concrètement cet accroissement ? Entendez-vous créer de nouveaux centres de stockage ?

M. Olivier Lecointe - D'une manière générale, il faudra de nouveaux stockages et nous allons nous retrouver, en Europe, avec un problème d'insuffisance des capacités de stockage. En effet, un certain nombre de ressources en gaz est situé à proximité des zones de consommation, notamment le gaz britannique de la mer du Nord. Pour cet approvisionnement, nous n'avons pas besoin de capacités de stockage car le gisement est suffisamment proche des lieux de consommation pour pouvoir jouer ce rôle. Mais ces réserves décroissent, la production diminue, et nous nous tournons désormais vers des productions lointaines qui seront approvisionnées par des infrastructures coûteuses qu'il faudra rentabiliser par une utilisation aussi régulière que possible. Par ailleurs, si les CCG se développent en utilisation de semi-base, il faudra être en mesure de stocker le gaz lorsqu'il n'est pas utilisé pour la production d'électricité. Ce développement répond, d'une part, aux besoins d'investissement des systèmes électriques européens et à la croissance de la demande, mais il est, d'autre part, accru par l'essor de productions telles que les éoliennes.

M. Bruno Sido, président - Je vous remercie pour cette intervention.