Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) - 11 avril
M. Xavier Pintat, président
M. Bruno Sido , président - Nous avons maintenant le plaisir d'auditionner notre collègue Xavier Pintat, sénateur de la Gironde et président de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR). Nous souhaitons savoir ce que peuvent faire ces collectivités concédantes pour assurer la sécurité de l'approvisionnement électrique en France.
M. Xavier Pintat, président de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) - Je vous remercie de bien vouloir m'auditionner. Je suis ravi que la mission s'intéresse à la distribution de l'électricité. La distribution est importante, parce qu'une fois que l'électricité est arrivée aux postes sources, la qualité des réseaux de distribution fait la qualité de l'électricité. Les microcoupures qui touchent les consommateurs d'électricité sont du ressort de la distribution. Je vous remercie donc encore une fois de nous entendre. Je salue mes collègues présents, dont un vice-président et un membre de la FNCCR. Je suis venu avec Pascal Sokoloff, directeur de la Fédération et spécialiste des problèmes d'électricité. Peu de gens en France sont capables de comprendre ce qui se passe avec l'ouverture des marchés !
J'évoquerai tout d'abord le schéma de principe du système électrique, de la production à la distribution en passant par le transport. L'approvisionnement en électricité est le fait d'une chaîne d'investissements et d'équipements qui part de la production de l'électricité, essentiellement nucléaire en France, passe par un réseau de transport de tension supérieure à 50 000 volts, pour parvenir, en dessous de 50 000 volts, à la distribution : l'électricité arrive au poste source avant d'être distribuée dans les maisons, les immeubles ou les entreprises locales -sachant qu'un certain nombre de gros clients sont directement approvisionnés par le transport. Une chaîne ne valant que par son maillon le plus faible, il ne faut négliger aucun de ces maillons, sauf à courir le risque de créer des goulots d'étranglement. Il est donc indispensable de mener une politique électrique équilibrée qui lève, de façon concomitante, les contraintes.
Notre fédération représente la plupart des syndicats d'électricité, ainsi que la moitié des consommateurs d'eau -et nous nous lançons de plus en plus dans le traitement des déchets. Mais comme, historiquement, nous nous occupons de l'énergie, la FNCCR veille tout particulièrement à la qualité de la distribution d'électricité. Il s'agit d'une compétence des collectivités locales ou des groupements de collectivités qui adhèrent tous à notre fédération.
Je souhaiterais aborder plusieurs points. Tout d'abord, expliquer le rôle des autorités concédantes et de leurs gestionnaires de réseaux de distribution (GRD). Ensuite, démontrer que nos réseaux de distribution sont très, voire trop, vulnérables aux risques climatiques, ce qui s'explique par la chute des investissements d'EDF sur ces réseaux ces dernières années, chute à laquelle il faut remédier rapidement. Enfin, il serait bon d'édicter, conformément à la loi initiée au Sénat, une réglementation ambitieuse de la qualité de l'électricité. Si nous voulons éviter que les incidents que nous avons connus se reproduisent, il faut surveiller l'ensemble du schéma électrique. Nous avions proposé un système qui me semble vertueux et qui encourage la qualité de l'électricité.
J'aborderai tout abord la distribution de l'électricité et le rôle des autorités concédantes et de leurs GRD. Je rappellerai que, depuis la loi du 15 juin 1906, les communes ou leurs groupements sont propriétaires des réseaux de distribution. Cette solution a résisté à toutes les formules, à la formule ouverte à la concurrence avant 1946 comme à la nationalisation d'après-guerre... Je note au passage que le débat sur l'énergie au Sénat s'est tenu le 15 juin 2006, soit exactement cent ans après la loi fondatrice.
Il existe aujourd'hui 1,2 million de kilomètres de réseaux de distribution, 600 000 en moyenne tension (MT) et 600 000 en basse tension (BT), qui sont confiés par les communes ou groupements propriétaires à des délégataires du service public, les GRD, par un contrat de concession de 25 à 30 ans. EDF est devenue le concessionnaire de la quasi-totalité des autorités organisatrices communales ou intercommunales, exception faite des réseaux relevant des régies, des sociétés d'intérêt collectif agricole d'électricité (SICAE) et des sociétés d'économie mixte locale (SEML), qui alimentent environ 5 % des consommateurs. Notre fédération a élaboré un modèle national de contrat qui est décliné département par département. Il incombe aux autorités concédantes de contrôler le gestionnaire de distribution, de réaliser des investissements, qu'il s'agisse des extensions de BT et MT ou des renforcements de BT en zone rurale, d'améliorer l'esthétique des réseaux en zones urbaine et rurale -l'esthétique touche d'ailleurs souvent la sécurité- et de sécuriser physiquement, en complément de ce que fait le concessionnaire, les fils nus isolés, c'est-à-dire en pratique de les supprimer. La loi d'orientation sur l'énergie incite également aux travaux de maîtrise de la demande d'énergie et de production d'électricité par les énergies renouvelables, notamment en sites isolés, pour éviter les extensions de réseaux. Il revient au GRD de renouveler régulièrement l'ensemble du réseau en zone rurale comme en milieu urbain, de réaliser des travaux neufs rentables, c'est-à-dire des extensions et des renforcements en zone urbaine et des renforcements de MT en zone rurale, ainsi que des travaux de branchement sur l'ensemble du territoire, puisque EDF procède aux travaux de renforcement dans toute la France. Bien entendu, il existe, comme dans toute organisation, des exceptions : dix-huit départements sont en régime totalement urbain et certains branchements, ici ou là, sont réalisés directement par l'autorité concédante.
Nos réseaux s'avèrent trop vulnérables aux intempéries, car il existe trop de lignes aériennes et pas assez de lignes souterraines. En moyenne, les lignes souterraines connaissent deux fois moins d'incidents que les lignes aériennes. Pourtant, en France, seulement un tiers des lignes de distribution sont souterraines en MT et 30 % en BT, contre les trois quarts en Allemagne (65 % en MT et 81 % en BT) et près des deux tiers au Royaume-Uni (56 % en MT et 82 % en BT). Nous connaissons donc un retard important par rapport à ces pays. De plus, 25 % des lignes BT, soit 150 000 kilomètres, sont encore en fils nus : il s'agit d'une technique de fil non isolé, archaïque et, depuis 1991, interdite pour les nouveaux ouvrages, dont je signale qu'elle a totalement disparu en Allemagne. La conséquence est que, chaque fois que des incidents climatiques surviennent, des lignes sont à terre, des branches d'arbres les touchent dessus et provoquent des coupures, ce qui exaspère nos concitoyens. Pourquoi existe-t-il encore autant de fils nus dans notre pays ? Comme il s'agit de lignes anciennes, âgées parfois de 60 à 70 ans, la cause principale de leur persistance est bien l'absence de renouvellement en temps utile par EDF, alors que ces ouvrages sont amortis en 40 ans. Je comparerais la situation à celle que nous avons connue avec les fontes grises de GDF, qui étaient dangereuses : il a fallu quelques explosions malheureuses, comme à Mulhouse, pour que nous nous préoccupions de ce problème et pour que GDF se décide à éradiquer ces fontes grises. Il a donc suffi d'une volonté politique de l'entreprise. Avec les fils nus, le quart du linéaire de BT se trouve fragilisé. La conséquence principale en est qu'une résignation s'installe : nous nous habituons chaque année à voir de très nombreux foyers victimes de coupures pour intempéries. Les chiffres sont parlants : lors de la tempête de décembre 1999, 3,5 millions de foyers n'ont pas eu d'électricité pendant quinze jours ; en 2003, ce chiffre était de 2,3 millions de foyers, et il était de 2,1 millions en 2004, 2 millions en 2005 et encore 2,6 millions en 2006. Nous estimons que, dans ces conditions, il faut un effort volontariste de renforcement visible des réseaux de distribution.
Quelles sont les raisons de ces problèmes ? Elles résultent de l'infléchissement à la baisse de la courbe d'investissements. Je ne veux pas faire de procès à nos interlocuteurs, avec qui nous entretenons d'excellentes relations, en particulier EDF-Réseaux de distribution et M. Michel Francony. Malheureusement, il faut bien remarquer que, durant les dernières décennies, la courbe des investissements d'EDF est allée dans le mauvais sens. Nous nous approchions de zéro en 2003. Tout ceci a des conséquences. M. Pierre Gadonneix dit qu'il a redressé la courbe d'investissements qui était au point mort. Je crois que ce n'est pas suffisant. La diminution d'un tiers des investissements d'EDF entre 1992 et 2003 corrobore une relation de cause à effet entre l'insuffisance des renouvellements et la présence beaucoup trop importante de lignes aériennes fragiles.
Le tableau de financement de la distribution électrique en France montre que le système électrique ne peut pas se passer actuellement de l'apport du financement extérieur. Le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution (TURP) proposé par la Commission de la régulation (CRE) et fixé par le ministre chargé de l'industrie couvre les trois quarts des besoins en investissement des réseaux de distribution, le dernier quart étant assuré par des financements hors de ce tarif, comme des subventions ou la taxe sur l'électricité... Les services publics industriels et commerciaux (SPIC) devant normalement s'équilibrer, il est important d'augmenter le TURP dans des proportions nous permettant d'entretenir correctement nos réseaux.
Alors que le taux de lignes BT souterraines est actuellement de 30 % du réseau, nous pensons qu'il faudrait procéder rapidement à l'enfouissement de 200 000 kilomètres de lignes afin d'atteindre un taux égal au deux tiers du réseau. Cela représenterait un investissement d'environ 25 milliards d'euros, soit en pratique un surcroît d'investissement de l'ordre de 1,8 milliard par an pendant dix ans ou de 0,5 à 0,6 milliard pendant vingt ans. Cet effort est consistant. Et si nous souhaitons porter la part de lignes MT au même niveau des deux tiers, il conviendrait de doubler au moins ces chiffres d'investissements additionnels. EDF et les collectivités concédantes assurent aujourd'hui chaque année 2,5 milliards d'euros d'investissement : nous pensons que, pour arriver à l'objectif raisonnable d'un enfouissement des deux tiers des lignes, et se rapprocher ainsi de l'Allemagne, il faudrait porter ce chiffre à 3,5 milliards d'euros.
Dans la distribution, il est très important de faire attention à la qualité de l'électricité. La loi d'orientation sur l'énergie de juillet 2005 a prévu de mettre en place un objectif réglementaire de qualité de l'électricité : fixation nationale de niveaux de qualité-plancher et minimisation des coupures et des chutes de tension. Je crois qu'il faudra se donner des objectifs suffisamment ambitieux. La loi de juillet 2005 précise que les cahiers des charges des concessions peuvent être plus ambitieux que les niveaux nationaux de qualité-plancher. Elle prévoit en outre, en cas de non respect de la qualité minimale par le concessionnaire des réseaux de distribution, des pénalités financières, la mise en consignation et le remboursement lorsque la qualité du courant est revenue. Mais les projets actuels de décrets sont vraiment très vagues, ce qui nous inquiète : nous avons le choix entre, soit un zonage de la qualité qui va créer une France à deux vitesses dans le domaine de l'électricité, soit, ce qui nous fait encore plus peur, un alignement par le bas. Cela serait inacceptable : certains départements sont beaucoup plus en avance que d'autres en termes de qualité et, si nous nous mettons à aligner par le bas, les efforts sur la qualité diminueront progressivement alors qu'il faudrait au contraire atteindre des objectifs plus élevés. La grande majorité du territoire étant aujourd'hui au-dessus du niveau de qualité minimum envisagé, la fixation d'un tel niveau risque de dissuader les GRD de maintenir leurs efforts et de tirer la qualité de l'électricité vers le bas. En outre, les critères de qualité envisagés n'intègrent pas les microcoupures, alors que celles-ci sont un réel problème pour tous les utilisateurs d'électricité. Nous demandons donc une révision à la hausse des objectifs de qualité sous-jacents, et naturellement la parution rapide de ces textes.
Nous souhaitons donc trois choses : EDF doit engager une véritable politique de renouvellement des réseaux de distribution d'électricité afin d'améliorer rapidement les anciens ouvrages, et en particulier tous ceux de plus de quarante ans. Pour le financement, des moyens supplémentaires doivent être prévus par l'intermédiaire d'une augmentation du TURP. Enfin, des textes ambitieux sur la qualité de l'électricité, et non a minima, doivent être rapidement publiés.
M. Bruno Sido , président - Je vous remercie pour toutes ces précisions. Naturellement, des questions vont être posées.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Nous, parlementaires et élus locaux, nous connaissons les différentes organisations et les réseaux, mais le grand public ne les connaît pas et les pannes sont imputées à EDF uniquement. Même ceux qui sont administrateurs de syndicats d'électrification ont de la peine à comprendre.
M. Xavier Pintat - Les communes connaissent les responsabilités de chacun.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Les communes qui paient les connaissent. Où se situent les Sociétés d'intérêt collectif agricole d'électricité (SICAE) dans le schéma que vous avez dressé ?
M. Pascal Sokoloff , directeur de la FNCCR - EDF représente 95 % des usagers. Là où nous trouvons des entreprises non nationalisées, comme une SICAE ou une société d'économie mixte locale, c'est-à-dire dans les 5 % restants, la SICAE assure les mêmes prestations qu'EDF offre sur 95 % du territoire. De manière un peu empirique, nous observons que les distributeurs non nationalisés ont, en termes de qualité, des performances supérieures à celles d'EDF : ainsi, la SICAE fait mieux qu'EDF en matière de minimisation des coupures ou de tenue des tensions.
M. Xavier Pintat - La promotion préoccupe beaucoup la Fédération. Nous disposons d'un site internet et sommes en train de développer un autre site qui, dénommé « Energie 2007 », s'adressera aux consommateurs. Sa mise en place devrait être annoncée par voie de presse dans les jours qui viennent. La loi organisant l'ouverture du marché au 1er juillet 2007 nous autorise à contrôler le service public local de distribution de l'électricité. A ce titre, nous allons être obligés de nous faire connaître et nous envisageons même des sigles département par département, tels que « service local électricité » ou « service local énergie ». En partenariat avec nos syndicats, nous allons éditer environ deux millions de petits guides consacrés à l'ouverture du marché au 1 er juillet 2007, comme nous en avons déjà publié un sur les économies d'énergie. Ainsi, par voie de publication, de presse et par le biais d'internet avec un blog, nous allons mieux nous faire connaître du grand public.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Si nous voulons dégager des moyens supplémentaires pour enterrer les lignes, qui va payer ? Sur qui cela va-t-il se répercuter ?
M. Xavier Pintat - Cette opération se répercute sur le consommateur, via le tarif d'utilisation des réseaux. Le TURP est le tarif facturé pour l'acheminement de l'électricité entre le lieu de production et celui de consommation. Il existe trois tarifs : celui de la production, qui est ouverte au marché, le TURP, qui correspond à un monopole, et le tarif réglementé de vente, qui correspond à l'ancien tarif intégré du service public, maintenu pour les clients qui n'exercent pas leur éligibilité.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Pourquoi n'enterrons-nous pas aujourd'hui les lignes ?
M. Pascal Sokoloff - Le différentiel de coût entre les lignes aériennes et les lignes souterraines est très variable et dépend de la nature des terrains : il peut aller du simple au double. Il s'agit donc essentiellement d'un problème de moyens de financement. Les investissements ont diminué de 30 % en un peu plus de dix ans. Donc, si nous revenions au système électrique français du début des années 90, à un rythme d'investissement d'EDF de 30 % supérieur, cela répondrait au moins en partie à la question du surcoût de l'enfouissement.
M. Bruno Sido , président - Au-delà de l'esthétique, combien coûtent ces pannes à EDF, en prenant en compte les réparations, le manque à gagner ? A combien s'élève ce coût rapporté au coût de l'enfouissement ?
M. Pascal Sokoloff - Le coût que vous évoquez doit être complété par le coût économique et social que subissent les entreprises et les consommateurs confrontés à des coupures d'alimentation et à des variations de tension. Il faudrait quantifier l'impact de tous ces défauts sur l'activité économique et sur l'activité sociale. Malheureusement, nous ne disposons pas de cette évaluation.
M. Bruno Sido , président - Mais pendant les coupures, le compteur ne tourne pas !
M. Xavier Pintat - Cela ne doit pas si bien fonctionner que cela, puisque toutes les associations départementales des maires de France créent des commissions pour réfléchir aux problèmes liés à l'approvisionnement en électricité. Il existe des problèmes relatifs aux coupures de courant dans notre pays.
M. Bruno Sido , président - En 1999, j'ai en même temps subi la coupure d'électricité et une coupure d'eau. EDF nous dit que trouver les pannes et les réparer quand le système est enfoui est beaucoup plus compliqué et plus coûteux. Qu'en est-il ?
M. Pascal Sokoloff - C'est exact, mais les pannes sont beaucoup moins fréquentes. Selon une étude que nous avons fait réaliser il y a quelques années, les coupures brèves et les variations de tension sont divisées par deux dans les réseaux souterrains.
M. Xavier Pintat - Nous pouvons également rappeler la différence de nombre de coupures par an entre la France et l'Allemagne.
M. Pascal Sokoloff - En effet ! Une estimation datant de 2002 établit que la durée cumulée des coupures d'électricité en France était de l'ordre d'une heure, contre environ quinze minutes en Allemagne.
M. Bruno Sido , président - Cela s'élève maintenant à trois heures en France.
M. Pascal Sokoloff - Nous ne sommes en effet plus à une heure.
M. Xavier Pintat - Il faut bien quantifier et analyser le coût de l'enfouissement. Nous parvenons même à enfouir les lignes à haute tension. D'ailleurs, dans certains pays, ce type de lignes est enfoui. En Gironde, il nous a été proposé, afin de construire un golf et sans participation des collectivités, d'enterrer 30 kilomètres de lignes de 63 000 MW. Il existe donc des possibilités. Certes, des conditions techniques s'imposent cependant, mais quand elles sont réunies, RTE préfère alors enfouir.
M. Bruno Sido , président - En 1999, dans la Marne, en Champagne-Ardenne, des poteaux se sont couchés sous l'effet de la tempête. Savez-vous si EDF a retravaillé ces pylônes ?
M. Pascal Sokoloff - Cette situation nous avait aussi frappés. Dans les années ayant précédé les tempêtes, les normes de fabrication des pylônes de transport avaient été modifiées dans le sens d'un allègement. A ma connaissance, RTE est revenu sur le réseau de transport à des pratiques constructives intégrant les enseignements de la tempête de 1999. La préoccupation de nos collectivités concerne la distribution : or, sur ce point, le débat ne porte pas sur la solidité des pylônes mais sur l'alternative entre aérien et souterrain. L'alternative à des supports fragiles n'est pas d'installer des supports plus robustes mais d'enterrer les réseaux, même si ceux-ci ont aussi leur fragilité, liée en particulier aux inondations. Cependant, nous savons concevoir des réseaux souterrains qui résistent aux inondations et, technologiquement, ces problèmes se maîtrisent aujourd'hui très bien. En Angleterre, où une partie importante du réseau a été enfouie il y a déjà longtemps, les technologies utilisées alors étaient beaucoup plus fragiles et ne sont plus adaptées à notre époque.
M. Bruno Sido , président - Historiquement, pourquoi la MT est-elle propriété des collectivités ou de leurs groupements et pas le transport ? Pourquoi nous sommes-nous arrêtés là ? Ou, à l'inverse, pourquoi les collectivités ne sont-elles pas seulement propriétaires de la BT ?
M. Pascal Sokoloff - Le réseau de distribution de l'électricité s'est constitué très rapidement sur des bases intercommunales. Juridiquement, la commune dans son sens le plus strict a compétence pour agir. Mais en pratique, rares ont été les communes, surtout celles de petite taille, à avoir exercé cette compétence toutes seules et, dès le début du XX ème siècle, le système s'est constitué sur des bases intercommunales : les ouvrages construits desservaient la grappe de collectivités regroupées dans un syndicat et alimentées par une ossature de MT et par des ramifications en BT.
M. Bruno Sido , président - Au moment de la nationalisation, en 1946, nous aurions pu revoir cette organisation. Si la distribution est de mauvaise qualité, n'est-ce pas parce qu'EDF n'est pas propriétaire de la MT ?
M. Marcel Deneux , rapporteur - Avant 1946, les exploitants étaient plus ou moins privés. En 1946, la coupure s'est faite clairement et la distribution en BT est passée aux communes.
M. Bruno Sido , président - Je parlais de la moyenne tension.
M. Pascal Sokoloff - Le constat de la Fédération est que si la qualité de l'électricité en France était et reste plutôt bonne en régime normal, une vulnérabilité est en revanche apparue ces dernières années dans un régime dégradé, c'est-à-dire un régime d'intempéries sévères. L'écart se creuse avec les pays voisins comme l'Allemagne, dont le réseau résiste infiniment mieux à des conditions climatiques un peu sévères. Notre diagnostic est que cet écart de performance en régime climatique dégradé provient d'un manque d'adaptation du réseau, et notamment des réseaux de MT. Il nous semble que si EDF était propriétaire des ces ouvrages, cela ne changerait rien : en effet, EDF, chargée du renouvellement et du renforcement des réseaux de MT avec des ressources financières venant du TURP, dispose d'ores et déjà de l'ensemble des moyens juridiques et financiers de réaliser ces travaux. Cela a été fait il y a dix ou quinze ans, quand le niveau d'investissements était plus élevé, et rien ne s'oppose à ce que nous revenions à ce rythme de croisière aujourd'hui.
M. Bruno Sido , président - Seriez-vous opposé à une loi qui déciderait que la MT redevienne la propriété d'EDF ?
M. Jacky Pierre - Si elle garantit une bonne qualité, nous n'avons rien contre.
M. Bruno Sido , président - Un locataire entretient toujours moins bien un appartement qu'un propriétaire.
M. Xavier Pintat - L'électricité n'est pas un bien comme un autre. Il existe dans ce domaine une vraie notion de service public et un contrôle est donc nécessaire. Nous avons parfois confondu le rôle du monopole appartenant à EDF et celui du propriétaire qu'est la collectivité concédante. Le contrat de concession établit un cadre très simple et très clair pour vérifier que les conditions de service public sont bien remplies : au plan local, je ne vois pas qui d'autre que les communes peut le vérifier. Aucun autre propriétaire ne vérifiera que les réseaux sont en bon état.
M. Pascal Sokoloff - Un point doit être pris en considération dans l'équilibre économique de cette question : en France, le réseau MT en milieu rural est beaucoup plus développé que celui existant en zone urbaine. Sur la base de la péréquation tarifaire que nous appliquons, la distribution de l'électricité en zone urbaine est bénéficiaire et celle en milieu rural structurellement très déficitaire. Dans ces conditions, un opérateur comme EDF, soumis à de puissantes contraintes de rentabilité, ne tirerait pas avantage à devenir propriétaire d'ouvrages structurellement déficitaires. Nous pouvons même imaginer que charger une société telle qu'EDF d'un actif déficitaire risquerait de créer un handicap structurel.
M. Bruno Sido , président - Cela me semble être un bon argument.
Mme Elisabeth Lamure - En ce qui concerne les enfouissements, combien d'années pouvons-nous raisonnablement envisager pour parvenir à se rapprocher des performances du Royaume-Uni, à quel coût, et quelle participation des collectivités doit être attendue ?
M. Xavier Pintat - Pour atteindre le pourcentage connu par l'Allemagne, soit deux tiers des lignes enfouies, il faudrait envisager une dépense de 25 milliards d'euros pour la BT, ce qui correspond à un surcoût d'investissement de 1,8 milliard d'euros pour dix ans ou de 0,5 ou 0,6 milliard pour vingt ans qui serait financer par une augmentation du TURP. Au rythme actuel, il faudrait compter quarante ans, voire cinquante ans.
Mme Elisabeth Lamure - Quelle serait la sollicitation des collectivités dans cette perspective ?
M. Xavier Pintat - Cela reste une question. Nous pensons que l'acteur électricien doit prendre en charge cet effort, plutôt que les collectivités locales. Mais il existe toujours la taxe d'électricité et des subventions...
M. Pascal Sokoloff - Le problème est que si nous faisons appel aux finances locales, nous remettons en cause la péréquation du système électrique. Dans le système actuel, tout consommateur d'électricité, quel que soit son lieu de résidence, a en principe le droit à une électricité de qualité puisqu'il paie un seul et unique tarif. Si nous sollicitons les finances des collectivités locales pour accompagner l'amélioration du réseau, nous remettons en cause cette logique de péréquation puisque, en fonction de l'opulence fiscale des collectivités, elles auront plus ou moins la capacité à investir et les usagers ne seront plus placés dans une situation équivalente, alors qu'ils paient le même tarif sur l'ensemble du territoire. Renvoyer à des investissements locaux, alors que le système reste dans une philosophie de péréquation nationale, poserait donc un problème politique.
Par ailleurs, la taxe sur l'électricité, qui permet actuellement de financer l'essentiel des investissements publics locaux, est très largement perçue au taux maximum de 8 % prévu par la loi. Etant déjà au maximum, nous n'avons donc plus de flexibilité et cette taxe ne pourra pas générer de ressources additionnelles dans les années qui viennent pour financer un effort d'enfouissement.
M. Xavier Pintat - Le département pourrait peut-être faire des efforts ? Il s'agit d'une recette non affectée qui n'est pas souvent attribuée à l'électricité.
M. Michel Billout , rapporteur - Je souhaiterais évoquer une question qui n'a pas été beaucoup abordée : ce système de péréquation peut-il encore résister longtemps à un marché qui est en train de se libéraliser ? Compte tenu des attaques répétées sur le tarif réglementé, nous pouvons imaginer demain des niveaux de prix différents, qui fassent disparaître la partie « péréquation ». Par ailleurs, vous attendez-vous au développement d'un marché concurrentiel sur les concessions du réseau de distribution ?
M. Xavier Pintat - Ce sont deux très bonnes questions, qui nous ont préoccupés. Nous ne souhaitons pas une libéralisation de la gestion du réseau de distribution mais, au contraire, le maintien du système du service public de distribution de l'électricité. Il semblerait que la Cour de justice européenne puisse un jour nous mettre en demeure de libéraliser ce réseau, mais je ne souhaite pas qu'elle le fasse. Car ce qui est possible pour le gaz ne l'est pas pour l'électricité, où existent des problèmes d'universalité de desserte : c'est ce qui devrait nous permettre de résister.
En ce qui concerne le maintien de la péréquation, c'est un sujet lui aussi préoccupant. Nous avons défendu l'idée de maintenir, dans le domaine de la distribution, une taille minimale, la taille départementale selon l'article 33 de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie. Nous maintenons ainsi dans une même entité, qui négocie avec le gestionnaire de la concession pour la distribution, des zones rurales et des zones urbaines, des zones éloignées et des zones proches, des zones réputées riches ou d'autres manifestement pauvres et donc moins rentables du point de vue électrique. Ainsi, nous maintenons cette solidarité dans la négociation. Si la distribution reste morcelée au sein des départements, ceux qui croiront faire de bonnes affaires n'en feront pas de si bonnes que cela. De plus, ils feront parfois face à un GRD qui ne sera pas départemental, mais interdépartemental. Enfin, certaines zones ne seront plus du tout intéressantes à desservir. La loi prévoit donc que la taille départementale soit préservée dans le domaine de la distribution. Les communautés d'agglomération, de communes ou urbaines ne doivent pas se mêler de la distribution de l'électricité, parce que cela risquerait de remettre tout le système en cause : la distribution ne s'arrête pas aux frontières des communes ou des communautés urbaines. En revanche, les communes ont vocation à s'intéresser à l'efficacité énergétique ou aux énergies renouvelables. Le principal souci de l'entité départementale est de maintenir la péréquation et le service public de distribution : cela permet de plus, en cas de problème juridique, d'obtenir une réponse au niveau départemental.
M. Marcel Deneux , rapporteur - En termes de qualité de service comme de prix au consommateur final, plusieurs zones géographiques différentes peuvent être distinguées, telles que les zones des SICAE. Que pouvons-nous en tirer comme enseignement ?
M. Pascal Sokoloff - Effectivement, sur la zone SICAE, à rémunération équivalente, nous observons des performances différentes. Il existe sans doute un certain nombre d'explications. L'une d'entre elles est que les SICAE sont des entreprises publiques locales, dans lesquelles les collectivités locales sont souvent très présentes. Nous croyons beaucoup à l'influence des collectivités pour surveiller les objectifs de qualité assignés à l'opérateur, et qui sont finalement plutôt bien atteints par les SICAE. Cela renvoie plus à des logiques de gouvernance de l'entreprise qu'à des considérations géographiques, parce que les SICAE sont présentes sur une grande partie du territoire français et sur des territoires qui ne sont pas forcément homogènes. La géographie n'est donc pas l'explication fondamentale, alors que le mode de gouvernance a en revanche d'indéniables conséquences sur les performances.
M. Bruno Sido , président - Je vous remercie.
Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - 16 mai
M. Gérard Vincent, président, et M. Gérard Lefranc, vice-président de la Fédération nationale des SICAE (FNSICAE)
M. Bruno SIDO, président - Nous accueillons maintenant Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG). Je vous remercie de venir devant cette mission commune d'information sur la sécurité d'approvisionnement d'électricité de la France et les moyens de la préserver, chargée d'émettre quelques préconisations en la matière. Pour notre dernière série d'auditions et afin que notre rapport soit le plus complet possible, nous souhaitions entendre l'UNELEG, représentant les distributeurs locaux, sur la libéralisation du marché, qui perturbe un certain nombre d'habitudes.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - Je vous remercie de nous avoir invités pour vous faire part de notre sentiment dans le domaine de l'électricité, et notamment sur l'une de nos préoccupations actuelles : la sécurité d'alimentation de nos clients et de nos secteurs de distribution. Je m'appelle Gérard Vincent et je suis directeur général de l'usine d'électricité de Metz. Gérard Lefranc, directeur de la Société d'intérêt collectif agricole d'électricité (SICAE) de l'Oise, vice-président de la Fédération nationale des SICAE (FNSICAE) et chargé d'autres fonctions dans le monde des industries électriques et gazières, va vous présenter rapidement l'UNELEG.
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - L'UNELEG est un syndicat professionnel d'entreprises de distribution récent, créé en 2000 dans le contexte des premières lois de modernisation du service public de l'électricité. Sa vocation sociale, lors de sa création, s'est étendue au monde économique. Il représente 75 entreprises non nationalisées, gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) aux formes juridiques différentes : régies, sociétés d'économie mixtes (SEM), SICAE ainsi qu'une société anonyme bien connue dans le monde des entreprises non nationalisées, Electricité de Strasbourg, qui est le plus gros distributeur non nationalisé. Ces entreprises exercent des activités de gestion du réseau de distribution sur leur zone de desserte et des missions de fournisseurs soit au tarif réglementé, soit dans le marché libre, certaines d'entre elles assurant également de la production. C'est un monde d'entreprises fortement sollicité actuellement par l'ouverture des marchés : en effet, en tant que GRD, nous devons mettre en oeuvre, sur nos zones de desserte, des moyens propres à assurer l'ouverture du marché, tout en étant fournisseurs. Nous devons donc assurer les transformations dans l'entreprise pour passer d'un marché réglementé à un marché libre.
Nos entreprises emploient 3 500 agents sur les 5 000 relevant du secteur non nationalisé de la distribution. Nous desservons 3 millions d'habitants, distribuons 17 térawattheures (TWh), exploitons 55 000 km de réseau. Les capacités de production de nos adhérents sont en revanche relativement faibles, de l'ordre de 300 mégawatts (MW). Enfin, nous figurons parmi les membres fondateurs de l'Union française de l'électricité (UFE) et sommes également membres actifs de la Confédération européenne des distributeurs d'électricité communaux (CEDEC), un groupe de distributeurs français, belges, italiens et autrichiens.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - Cette présentation appelle quelques remarques complémentaires. Dès le début des discussions sur la libéralisation de l'électricité, en 1986, nos entreprises ont suivi avec beaucoup d'intérêt et de perplexité ce qui allait se mettre en place. La concurrence existait déjà avant la nationalisation d'après-guerre et nous nous souvenons de l'organisation qui prévalait à l'époque : nous avions d'un côté des producteurs, de l'autre, des transporteurs ou des gestionnaires d'ouvrage de haute tension et des distributeurs qui géraient les réseaux de distribution publique mais assuraient également la fourniture d'énergie à la quasi-totalité des clients dans leurs zones d'action. Il pouvait y avoir quelques très gros clients qui dépendaient directement des réseaux de transport.
Le nouveau découpage amorcé nous rend donc perplexes : le producteur est également le fournisseur et les gestionnaires de réseau n'ont plus qu'une mission essentiellement technique, mais qui implique cependant une relation directe avec les clients. C'est un système extrêmement complexe qui présente un risque d'insécurité dans son fonctionnement global. Cette nouvelle organisation répond certes à une certaine logique de marché, mais je voudrais souligner qu'il s'agit d'un secteur stratégique et assez particulier puisque le produit à vendre est invisible à l'oeil nu.
Les principes d'organisation généraux au niveau européen nous ont perturbés : malgré l'évocation de règles de subsidiarité, nous ne comprenions pas comment allait pouvoir se constituer de façon simple un marché européen, fonctionnant correctement à partir d'organisations nationales aussi différentes les unes des autres : la production est parfois décentralisée ; certains Etats produisent de l'énergie nucléaire, ce que d'autres refusent ; la gestion des infrastructures de distribution ou de transport varie selon les pays : dans certains, elle dépend des producteurs, dans d'autres, de sociétés privées ou des pouvoirs publics (parfois l'Etat, parfois les communes). Nous ne comprenions donc pas comment tout cela pourrait fonctionner techniquement en harmonie.
Le « marché » a réagi immédiatement à la mise en place du système, les clients cherchant les prix les plus intéressants, les producteurs et les fournisseurs cherchant la meilleure marge possible. Cependant, les lieux de production et ceux de consommation étant souvent distants, un certain nombre de risques sont apparus. Lors de l'établissement des premières directives, la tendance était en effet de considérer qu'il existait un surinvestissement en production au niveau européen. L'utilisation de ces moyens de production pour alimenter, dans le cadre du « marché », des clients éloignés des lieux de production pose des problèmes sur les structures de transport et de distribution : en effet, les réseaux n'étant pas constitués pour de tels types d'échanges entre fournisseurs et consommateurs, des congestions apparaissent. A deux ou trois reprises ces dernières années, la catastrophe a été évitée de justesse, parfois en plein été. Le « marché » a donc bien réagi à son ouverture, mais les infrastructures de transport et de distribution ne suivaient pas. Aujourd'hui, c'est progressivement la production qui connaît des difficultés car, cette nouvelle organisation ayant créé des inquiétudes quant à la rentabilité des investissements dans la production, les investisseurs dans les outils de génération n'ont pas suivi aussi vite que nécessaire. Nous sommes donc assez inquiets de l'évolution de la situation, en matière d'approvisionnement, de localisation des outils de production, de localisation par rapport aux lieux de consommation, de localisation et de renforcement des outils de distribution, même si, en France, les pouvoirs publics ont mis en place des éléments très favorables pour pallier une partie des inconvénients précités : ainsi, la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) doit répondre en partie aux problèmes de la production et aux volumes d'énergie à mettre sur le marché.
Pour le client, ce sont les réseaux qui garantissent la sécurité d'approvisionnement, même si ce point de vue est incomplet : un producteur peut tomber en panne, les gestionnaires de réseau s'organisent pour trouver une solution et assurer l'alimentation de ses clients. C'est l'une de nos principales préoccupations : nous nous sentons responsables en matière d'approvisionnement des clients raccordés aux réseaux, mais nous n'auront peut-être pas toujours les moyens d'y répondre. En effet, notre activité dépend essentiellement du tarif d'utilisation des réseaux publics, le fameux TURP. Mais aujourd'hui, une partie des recettes d'acheminement est amputée par le coût des systèmes d'informations lourds que nous sommes obligés de mettre en place tant pour servir la clientèle que pour assurer la fiabilité de nos réseaux. Nos entreprises s'inquiètent donc des moyens financiers dont elles pourront disposer pour assurer la sécurité d'approvisionnement de la clientèle, indépendamment des volumes d'énergie disponibles sur le réseau. Elles sont préoccupées par le niveau du TURP. Je me permets d'autant plus d'évoquer cette question que la responsabilité en cas d'accident ou de non-qualité repose essentiellement sur le gestionnaire, alors qu'il ne maîtrise pas le niveau des recettes lui permettant d'assurer cette mission.
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Nous avons axé notre exposé sur quelques points qui nous paraissent fondamentaux pour la sécurité de l'alimentation électrique.
Le premier concerne les ouvrages d'interconnexion. Ceux-ci, essentiels pour assurer la sécurité énergétique, sont particulièrement vulnérables puisque des problèmes sur le réseau sont à l'origine de la quasi-totalité des incidents connus ces dernières années : ainsi, en 1999, le réseau belge a failli s'écrouler en raison de flux importants, suite à l'arrêt de production éolienne ; en 2003, une chute d'arbre sur une ligne à haute tension a provoqué des problèmes en Italie ; enfin, une fausse manoeuvre est à l'origine de la panne du 4 novembre dernier. Globalement, nous constatons que les lois de la physique ne sont pas celles du marché : lorsqu'on transporte de l'électricité de Bruxelles à Marseille, 5 % passent par la République tchèque, ce qui n'est pas tout à fait le sens de l'échange commercial voulu. Or, il nous semble que le développement des interconnexions est plus axé sur des besoins de marché que sur ceux de sécurisation. Par ailleurs, la production décentralisée de forte puissance s'installe de plus en plus, avec des puissances très élevées, sur des réseaux de distribution de haute tension A (HTA). En effet, il a été décidé -et je sais que le Sénat ne partageait pas ce choix- de mettre en place des zones de développement d'électricité (ZDE) de forte puissance en obligation d'achats. En pratique, ces parcs, malgré les fortes puissances, se raccrochent sur des réseaux de distribution. Il ne faut donc pas négliger l'interconnexion entre réseaux de distribution et réseaux de transport, qui limite fortement les capacités d'évacuation des centrales et créent d'autres problèmes. Enfin, en matière d'interconnexion, les procédures administratives sont particulièrement lourdes et il faut parfois entre cinq et sept ans pour construire une ligne : aussi faudrait-il peut-être, de notre point de vue, les simplifier ou, du moins, les alléger.
Le deuxième axe sur lequel nous souhaitions nous exprimer concerne la production décentralisée, dont le développement, je l'ai dit, se fait principalement sur les réseaux HTA de 20 000 volts. D'après le panorama des projets de production, si l'EPR ainsi que quelques centrales de cycle combiné à gaz (CCG) vont être raccordées en très haute tension (THT) ou haute tension B (HTB), les nombreux projets de nouvelle génération, hydrauliques ou éoliens, vont être raccordés sur les réseaux de distribution HTA. Il nous semble donc important d'optimiser d'abord les capacités existantes de ces réseaux puisqu'un bon projet éolien nécessite de rechercher non seulement un bon poste mais aussi le raccordement le moins onéreux possible. Il nous semble que ces projets devraient être optimisés.
Par ailleurs est apparue une problématique de gestion de coordonnées entre les producteurs, le Réseau de Transport d'Electricité (RTE) et les GRD. Auparavant, nous avions un réseau, un parc de production monolithique et le RTE qui commandait l'appel de centrales de forte puissance. Comme ce ne sera bientôt plus le cas, les GRD, RTE et les producteurs de faible puissance doivent être coordonnés, et une autre vision des réseaux de distribution s'avère nécessaire : alors qu'ils n'étaient dimensionnés qu'en soutirage, ils le seront demain en soutirage mais aussi en injection. Il faut donc réfléchir à la levée possible des limitations de capacité de ces réseaux de distribution, ainsi qu'à une approche technique nouvelle afin que l'augmentation de capacité ne se traduise pas par une dégradation. Sinon, dans le cas de la production décentralisée des éoliennes, par exemple, le gain obtenu grâce à l'accroissement de capacité va être en partie annihilé car ces éoliennes décrocheront dès le moindre incident sur le réseau. A cet égard, il me semble qu'il y a lieu d'ouvrir aussi un chantier sur ce point technique important : le maintien de la sécurité du réseau malgré l'installation de moyens de production décentralisée. Actuellement, je l'ai dit, ces moyens se désolidarisent très vite du réseau en raison de leur conception technique et ils sont donc des facteurs aggravants lorsqu'un problème survient. Aussi faudrait-il durcir les normes techniques pour maintenir le fonctionnement de ces productions le plus longtemps possible.
Mais d'autres missions se profilent : ainsi, pour mettre en place des moyens d'observabilité de la production éolienne, nous sommes en discussion avec RTE qui nous demande de rapatrier des mesures dans la minute afin de pouvoir prévenir un écroulement. Ces missions nouvelles faisant appel à des techniques de communication performantes dont il convient d'assurer la charge, il faudra veiller à assurer le financement, soit par le tarif, soit par des contrats annexes, de ces nouvelles missions confiées aux GRD dans le domaine de la sécurité d'approvisionnement. Concernant la sécurisation des raccordements des centrales de production décentralisées, nous avons actuellement recours à des solutions de moindre coût puisque ce sont les producteurs qui financent ces raccordements. Il existe pour nous un axe de travail autour de cette production décentralisée : des producteurs, souvent étrangers, ont des projets de production décentralisée qui, bénéficiant de conditions d'achat public, sont financés par des fonds publics au travers du mécanisme de compensation des charges de service public de l'électricité (CSPE). Or, en contrepartie, il y a peu de missions de service public attachées à l'obligation d'achat dont bénéficie la production décentralisée. Nous pensons pour notre part qu'il faudrait réfléchir à imposer à ces contrats un certain nombre de missions de service public en termes de sécurité d'approvisionnement ou de financement.
Afin d'assurer la sécurité énergétique, la maîtrise de la demande d'électricité (MDE) est un complément indispensable aux nouveaux investissements de production. Alors que la tendance est de renvoyer la MDE à la responsabilité des fournisseurs, nous ne partageons pas ce point de vue et souhaitons rappeler le rôle important des GRD en la matière : ils ont la connaissance du terrain, des opportunités, l'approche technique, les moyens techniques d'informer les utilisateurs et la télé-action. Nous menons actuellement des réflexions autour du compteur intelligent favorisant le télé-délestage individuel, point stratégique si l'approvisionnement de la France venait à être menacé. Nous considérons également qu'en tant qu'ELD, nous pouvons être des acteurs locaux importants de la maîtrise de la demande d'électricité, en raison de nos relations privilégiées avec les collectivités locales.
M. Daniel Raoul - Que signifie « ELD » ?
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - « Entreprises locales de distribution ». La loi parle d'« ENN », d'« entreprises non nationalisées » mais notre position est celle des ELD, sachant que certaines, parmi nous, sont cependant aussi productrices. Ainsi, à Metz, nous produisons de l'électricité et de la chaleur en cogénération.
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Il existe une forte tendance à inhiber le signal économique autour de la MDE, ne serait-ce que par la tarification de l'utilisation des réseaux. Parmi les différentes conceptions existantes, l'une considère que le réseau coûte le même prix toute l'année. Or, si ce coût de réseau est une composante du prix final, le signal économique n'est pas très fort pour l'usager. Il faudrait donc appliquer les dispositions prises par la loi et prévoir une tarification d'utilisation des réseaux incitant le consommateur à réduire sa consommation au moment où la demande est la plus forte. Ceci implique certes un transfert mais, pour le bien de la collectivité, cette piste ne doit pas être négligée. Il faudrait également assurer le financement des actions de MDE dès maintenant : la loi prévoit que les fournisseurs historiques, qui alimentent les clients aux tarifs réglementés, doivent bénéficier de la prise en compte dans les tarifs des coûts liés à l'accomplissement des obligations attachées aux certificats blancs mis en place l'année dernière. Ces obligations sont considérées par la plupart des opérateurs comme une nouvelle imposition. La finalité de ces opérations n'est pas évidente. Par ailleurs, nous nous étonnons que les pénalités éventuelles qui seront versées par les opérateurs en 2009 rentrent dans le budget de l'Etat : il eût été souhaitable que les amendes liées aux certificats d'économies d'énergie servent à des actions de MDE.
Pour en venir à la panne du 4 novembre 2006, nous nous félicitons de l'attitude exemplaire de la France, du RTE et d'EDF, relayée par les GRD qui ont contribué au délestage. Mais l'effort a été mal réparti entre les zones qu'ils desservent, certaines ayant été plus affectées que d'autres par le délestage. Aussi, il nous semble indispensable d'effectuer une révision des plans particuliers, des « plans électro-secours » ou des plans ORSEC, par le biais de mises à jour, dont les niveaux sont différents d'une région à l'autre, prenant en compte les nouvelles dynamiques. Je signale à cet égard qu'une nouvelle contrainte apparaît avec l'ouverture des marchés : actuellement, d'après la conception des plans de secours, la préfecture est en relation avec des entreprises intégrées, alors que demain, ce sera avec les GRD, qui disposent de moyens techniques, et les fournisseurs, qui connaissent la clientèle. Les GRD ne pouvant plus définir les besoins prioritaires puisqu'ils ne connaîtront que des points de service, il faudra donc les associer aux « plans électro-secours ». Il conviendrait également de mettre en place la coordination sur la prise en compte des nouveaux besoins prioritaires prévue par la loi sur la sécurité civile, et préciser les responsabilités individuelles lors des incidents de grande ampleur. Un cadre de responsabilité existe, mais il n'est pas très bien défini.
Nous entendons être des acteurs de la sécurité d'approvisionnement et, en premier lieu, profiter des évolutions réglementaires et tarifaires de manière à obtenir des ressources permettant d'assurer les nouvelles missions dans la gestion coordonnée du réseau. L'organisation créée pour l'ouverture à la concurrence a provoqué la scission des entreprises entre transporteur, distributeur, producteur et vendeur. En tant que gestionnaire de réseau, nous pensons que les relations avec le gestionnaire de réseau supérieur doivent permettre le maintien de la qualité pour le client final : aussi, nous devons avoir les moyens de mener une gestion coordonnée des réseaux. Nous voulons bien sûr continuer à assurer le financement des investissements sur les réseaux existants, le développement de nouvelles interconnexions, prendre en compte, soit par des fonds particuliers, soit par d'autres moyens, les caractéristiques locales de distribution. Mais l'approche actuelle de la CRE, qui considère que les GRD sont des utilisateurs, est réductrice et ne nous semble pas la bonne : chargés de missions de service public, nous ne pouvons être assimilés à des producteurs. Concernant les positions de la commission européenne, nous sommes opposés à la séparation patrimoniale des GRD et à l'extension de la séparation juridique des entreprises desservant moins de 100 000 clients. Avec cette obligation, les charges administratives deviendront insupportables, les structures ne seront plus optimales et les capacités financières seront réduites. Nous ne comprenons pas ces positions sur un plan technique, même si elles se conçoivent sur un plan dogmatique. En France, les risques d'atteinte à la concurrence sont faibles et la conception de la distribution diffère totalement de celle d'autres Etats membres, comme l'Allemagne. Enfin, il faut rappeler nous avons une autorité organisatrice assurant le contrôle des GRD : les collectivités locales. Le législateur leur a donné des moyens, sous la forme de procédures de départementalisation, pour accroître le contrôle du GRD, y compris dans sa contribution à la sécurité d'approvisionnement.
M. Marcel Deneux, rapporteur - Beaucoup de choses se recoupent avec les auditions précédentes. Quelle est votre position sur les nécessités en matière d'enfouissement des réseaux ? Vous avez parlé des délestages individuels, qui semblent être les techniques de demain mais qui appellent quelques éclaircissements : quels coûts ? Quelles réalités ? Quelles perspectives ?
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - Il me semble que dans les ELD, statistiquement, le taux d'enfouissement est plus élevé que la moyenne française. J'ignore s'il s'agit d'un fait urbain ou rural. A Metz, où nous avons 140 communes dont 130 rurales, le taux d'enfouissement des réseaux moyenne et basse tensions est de l'ordre de 65 % à 70 %.
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Dans l'Oise, nous desservons 185 communes rurales, dont la plus importante compte 7 000 habitants. Le taux d'enfouissement des réseaux HTA de 20 000 volts est de 86 %, celui des réseaux de basse tension de 57 %. Il existe une explication technique : les ressources des ELD ont toujours été consacrées aux zones de desserte. Pour les SICAE, nous avons eu de bonnes années au cours desquelles nos conseils d'administration, composés d'agriculteurs dans les SICAE, ont décidé d'affecter les excédents à l'amélioration des réseaux des zones desservies. En effet, si une entreprise en milieu rural est mal desservie, elle part et ne revient plus, provoquant un effet désastreux sur l'activité économique de la zone. Nous devons donc prendre soin de la qualité du réseau, ce qui explique des investissements qui pourraient parfois paraître discriminatoires, décidés pour le bien de la collectivité.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - Les collectivités locales nous demandent des enfouissements de réseaux par souci de sécurité en cas de tempête mais aussi afin d'améliorer l'esthétique de leur ville ou village.
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Il est parfois nécessaire d'enfouir les réseaux. Pour la HTA, le réseau de moyenne tension, il existe des zones plus favorables à l'enfouissement, par exemple en Picardie où les villages sont groupés. Dans des zones d'habitat dispersé, les coûts d'infrastructures sont beaucoup plus élevés.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - L'enfouissement est une très bonne solution en cas de tempête. En revanche, il présente des inconvénients en cas d'incidents mécaniques : effectuer une réparation sur un réseau souterrain prend plus de temps que sur un réseau aérien. Les incidents sont moins fréquents sur le réseau souterrain mais le temps de coupure pour effectuer la réparation est plus important.
M. Marcel Deneux, rapporteur - Que pouvez-vous nous dire concernant les délestages individuels ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Si le comptage électronique gagne du terrain, une partie importante du parc est encore équipée de compteurs électromagnétiques. Nous menons actuellement une réflexion sur des compteurs dotés de fonctionnalités plus modernes, les compteurs intelligents ou évolués, qui offrent des fonctionnalités comparables à l'informatique, notamment en termes de télé-action, de coupure ou de sélection à distance des appareils à éteindre.
M. Bruno Sido, président - Cela sera-t-il possible à partir du 1er juillet ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Non, puisque nous sommes toujours en phase d'expérimentation.
M. Bruno SIDO, président - Qu'en est-il d'un point de vue juridique ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Je ne pense pas qu'il existe de contraintes juridiques.
M. Bruno Sido, président - Quelles sont les réflexions à mener en matière de non-échange d'informations entre le distributeur et le fournisseur ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE -Concernant l'échange d'informations entre le fournisseur et le distributeur, plusieurs problèmes se posent : les flux de comptage étant des données commercialement sensibles, ils ne pourront être accessibles qu'au fournisseur en titre, pourvu qu'il soit mandaté et dispose de toutes les autorisations nécessaires. Ensuite, ces comptages permettent de nombreuses possibilités d'intervention et d'information : par exemple, un délestage ou un télé-délestage est possible sur demande du distributeur pour des questions de sécurité.
M. Marcel Deneux, rapporteur - Peut-on rêver d'une zone équipée de compteurs intelligents, où l'on pourrait délester en cas de besoin ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Cela peut s'imaginer.
M. Marcel Deneux, rapporteur - A des coûts raisonnables ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Le coût du comptage n'est pas prohibitif : il est d'environ 200 euros, avec une durée d'amortissement qui peut varier de cinq à dix ans. Le système de gestion pose plus de problèmes, notamment parce qu'il nécessite des moyens de communication très performants. Certaines zones rurales de France, plus sensibles aux incidents climatiques, sont encore victimes de la fracture numérique. Il faut donc disposer de moyens conséquents. Si le délestage concerne les villes, où les tempêtes n'entraînent pas de difficultés majeures, cela ne présente aucun intérêt.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - Les moyens de délestage individuel existent depuis longtemps, par exemple avec les systèmes de tarifs de nuit qui, en envoyant simplement une impulsion sur le réseau, mettaient en route les machines à laver, le chauffage et d'autres fonctionnalités. C'est une forme de délestage ou de mise en service à partir d'un système relativement simple mais qui relève d'un choix commercial. Quant à la question de la prise de décision pour les questions de sécurité, ce sont les Pouvoirs publics qui décident du délestage : nous délestons actuellement à partir de listes mises au point avec les pouvoirs publics.
M. Bruno Sido, président - Le tarif doit-il subsister à partir du 1 er juillet ?
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - S'il s'agit du signal tarifaire, les clients qui le souhaitent pourront le conserver. Savoir si nous sommes favorables au maintien d'un tarif Tempo relève de ce genre de problème nouveau que nous devons résoudre : d'une part, cela soulage les réseaux, d'autre part, cela évite de mettre en oeuvre des moyens de production en cas de surcharge. Jusqu'à présent, la façon de distribuer liait les deux missions « fourniture » et « réseau » en fonction des besoins du client. La nouvelle découpe -deux responsabilités distinctes- pose ce type de problème.
M. Bruno Sido, président - Avec la séparation entre GRD et fournisseurs, les premiers devant être neutres vis-à-vis des seconds, il ne sera plus possible d'envoyer le signal. Donc, a priori, le tarif de nuit est voué à disparaître.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - La problématique n'est pas là. En l'état actuel de la technique, les systèmes ne peuvent permettre l'émission d'ordre supplémentaire. Nous avons en effet un panel de possibilités de demandes d'émissions d'ordre tarifaire et ne pouvons en donner plus. Mais une question sous-jacente se pose : chaque fournisseur est-il maître de l'émission de ses ordres tarifaires ? Nous en avons discuté au sein de nos instances, puisqu'un partage est nécessaire, mais nous ne sommes parvenus à aucun consensus. EDF souhaite-t-elle ne plus faire d'heures creuses ? Je ne pense pas que telle soit sa position. En tant que fournisseur et pour attirer le client, EDF étudie au contraire d'autres formes tarifaires, telles l'heure creuse de week-end. Mais EDF souhaite surtout éviter des discussions avec les autres fournisseurs car, alors que tous devraient disposer de ces signaux tarifaires, ce n'est actuellement le cas que d'un seul opérateur.
M. Marcel Deneux, rapporteur - L'arrivée de l'éolien perturbe vos réseaux. Que préconisez-vous en cas de panne ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - L'éolien est actuellement un domaine en évolution. Il ne nous perturbe pas pour le moment, mais nous sentons les problèmes arriver. Les investisseurs ont choisi l'éolien de forte puissance, raccordé, pour des raisons économiques, sur le réseau de distribution, afin de profiter des capacités existantes. Sur un poste de distribution situé dans ma zone de desserte, nous avons au plus bas, en août, 2 000 KW de soutirage. Nous allons raccorder sur ce poste 23 000 KW d'éolien : ainsi, suivant les moments de l'année, ce poste sera soit en soutirage, soit en injection. Nous devrons donc gérer ces situations techniquement. Une autre optique serait de raccorder les ouvrages de production décentralisée sur des ouvrages dédiés en injection. Pour une zone qui injecterait 30 MW, les producteurs devraient financer un poste en injection, plus facile à gérer, et prévoir la coordination avec les services en charge de l'équilibre, en l'occurrence RTE.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - Il existe une grande différence entre les productions décentralisées telles qu'elles étaient jusqu'à présent conçues et celles qui apparaissent dans le cadre des obligations d'achats. Autrefois, la production décentralisée était surtout justifiée par une consommation locale et bénéficiait parfois de la vente des excédents renvoyés sur le réseau. Mais ces quantités étaient faibles. Les réseaux étaient constitués pour faire de la distribution et non de la récupération d'énergie renvoyée sur le réseau national. Les systèmes de protection et surtout la structure et le dimensionnement de nos réseaux ne sont pas prévus pour ce type de situation, ce qui pose problème. Par ailleurs, sauf cas particulier, l'éolien se situe sur des zones manquant de réseau : il s'agit en effet de zones ventées ayant une très faible densité de population. Les projets en discussion portent parfois sur des puissances de 20 MW, ce qui devient intéressant pour les communes compte tenu des taxes, mais il n'y a pas de réseaux -propriété de ces communes- suffisants à proximité pour évacuer de telles puissances vers les lieux d'utilisation qui sont éloignés.
M. Bruno Sido, président - Dans mon département, pourtant, on parle d'implanter de l'éolien là où il y a de la haute tension et non un réseau de distribution de 20 000 volts. Je vous accorde que ces derniers ne sont pas faits pour cela.
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Les producteurs et les investisseurs recherchent une implantation à proximité d'un poste permettant de passer de 20 000 à 63 000 volts.
M. Bruno Sido, président - Personne n'a parlé de brancher cela sur du 20 000 volts.
M. Marcel Deneux, rapporteur - Nous sommes encore dans le cadre de l'ancienne réglementation.
M. Gérard Vincent, président de l'Union nationale des entreprises locales d'électricité et de gaz (UNELEG) - En général, sur l'ensemble des réseaux, les protections sont faites en cascade descendante : dès l'instant où des énergies sont ramenées et remontent dans l'autre sens, cela pose des problèmes techniques pouvant, si tout n'est pas bien calculé, déclencher des incidents inopinés.
M. Jackie Pierre - S'agissant des éoliennes, qu'entendez-vous par le maintien de la solidarisation des productions ? Faut-il associer une centrale thermique aux éoliennes et l'imputer aux constructeurs d'éoliennes ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - C'est un problème technique : lorsque la sécurité d'approvisionnement est menacée, il y a une baisse de fréquence et, les machines déconnectant à un certain niveau de fréquence, les éoliennes se désolidarisent du réseau.
M. Marcel Deneux, rapporteur - Estimez-vous que l'éolien devrait obligatoirement être jumelé à une autre source d'énergie pour assurer la production en cas de défaillance ?
M. Jackie Pierre - Je considère que, dans la mesure où il y a un contrat avec un prix d'achat, le producteur éolien doit assurer une permanence par un biais ou par un autre. Sinon, comment pouvez-vous gérer les réseaux ?
M. Gérard Lefranc, vice-président de la FNSICAE - Vous rejoignez-là l'idée que nous avons évoquée d'assortir les obligations d'achat de conditions de mission de service public.
M. Bruno Sido, président - On nous a expliqué qu'en France, l'éolien produit tout le temps puisque, quand il n'y a pas de vent dans le nord, il y en a dans le sud.
M. Marcel Deneux, rapporteur - La production nationale est moins inconstante...
M. Bruno Sido, président - ...que ce qu'on veut bien dire. Je vous remercie, Messieurs, pour votre intervention très intéressante.