ENDESA France - 22 février
M. Alberto Martin Rivals, directeur général
M. Bruno Sido , président - Nous accueillons maintenant Alberto Martin Rivals, directeur général d'ENDESA France.
M. Alberto Martin Rivals , directeur général d'ENDESA France -Merci de nous donner cette opportunité de vous faire part de notre point de vue sur le secteur de l'électricité en France. Nous vous avons distribué un document qui présente ENDESA. Vous connaissez certainement notre entreprise à un niveau général, mais vous y trouverez des informations supplémentaires qui peuvent être utiles.
ENDESA est un grand opérateur global d'électricité et de gaz. C'est l'une des plus grandes compagnies électriques au monde, probablement la cinquième en Europe. C'est la première compagnie électrique en Espagne et la première compagnie électrique privée en Amérique latine. Nous avons également une forte présence en Italie. Notre présence est moindre en France.
ENDESA est une compagnie privée, dont l'Etat espagnol détient seulement 3 % du capital. Elle est cotée à la bourse de Madrid et de New York. Certaines de ses filiales sont cotées dans d'autres bourses, comme celle du Chili.
C'est une compagnie diversifiée, avec des productions assez équilibrées dans le charbon, le nucléaire, l'hydraulique, les énergies renouvelables et le gaz.
Elle emploie 27 000 personnes dans le monde, dont un peu moins de la moitié en Espagne et au Portugal et le reste dans d'autres pays. Son chiffre d'affaires en 2005 est de 18 milliards d'euros et, en 2006, de 20,58 milliards d'euros consolidés, ce chiffre venant d'être publié ce matin. Sa capacité installée de production est de 46 000 mégawatts (MW) ; ses ventes de 203 térawattheures (TWh) à 23 millions de clients dans le monde.
ENDESA France s'appelait auparavant « la SNET », la Société nationale d'électricité thermique, qui appartenait à Charbonnages de France et qui a été rachetée par le groupe ENDESA. C'est une filiale à 65 % d'ENDESA Europe, qui est la holding du groupe pour l'Europe hors Espagne.
Hors Espagne, ENDESA Europe est présent en Italie, où nous sommes le numéro 3 avec 6 500 MW installés ; en France avec 2 500 MW ; en Pologne avec 330 MW. L'énergie vendue en Pologne est d'ailleurs gérée depuis la France. Le Maroc est également administré à l'intérieur du groupe Europe, sans qu'il faille y voir une connotation politique.
L'effectif d'ENDESA France est de 1 072 personnes, dont 281 en Pologne, puisque la Pologne est rattachée à la France. Son chiffre d'affaires consolidé est de plus d'un milliard d'euros. Son résultat net en 2006 s'élève à 64,6 millions d'euros, pour une capacité installée de production de 2 800 MW, dont la plupart en France (2 500 MW) ; des ventes consolidées de 19 TWh, dont 4,5 correspondent à des ventes à des clients éligibles, donc sujettes au tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TARTAM), et 160 clients en France.
Nos capacités de production sont des centrales thermiques au charbon, héritées de Charbonnages de France. La plus grande, la centrale Emile Huchet, se trouve en Lorraine et produit 1 086 MW ; la deuxième plus importante, la centrale de Gardanne en Provence, produit un peu moins de 900 MW. La centrale d'Hornaing, dans le Nord, produit 250 MW et celle de Montceau-les-Mines, en Bourgogne, 270 MW.
Mme Nicole Bricq - Votre présentation n'inclut pas la composition du capital d'ENDESA.
M. Alberto Martin Rivals - La filiale française est détenue à 65 % par ENDESA Europa, qui est à 100 % une filiale d'ENDESA ; les 35 % restants appartiennent encore à EDF (18 %) et à Charbonnages de France (17 %). La holding ENDESA est composée à 97 % de capital privé et à 3 % de capitaux publics. Les principaux actionnaires privés sont : un groupe privé de BTP appelé Acciona, qui possède 21 % du capital ; la Caisse des dépôts de la région de Madrid, Caja Madrid (10 %) ; AXA (5 % en fonds de pension) ; le groupe Deutsche Bank (5 % en fonds d'investissements) ; les investisseurs institutionnels, qui détiennent des fonds d'investissement et des fonds de pension ; les petits actionnaires privés espagnols et étrangers, puisque nous sommes cotés à New York. Plus de la moitié du capital n'est pas espagnole. 25 % du capital est détenu par de petits actionnaires espagnols, c'est-à-dire par des ménages espagnols ayant investi dans des actions d'ENDESA
Mme Nicole Bricq - Quel dividende leur versez-vous ?
M. Alberto Martin Rivals - Nous leur versons 50 % du résultat récurrent et 100 % des résultats non récurrents. Les résultats annoncés ce matin étaient de 3 milliards d'euros : plus de la moitié du total sera versée sous forme de dividendes.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Quel est alors le capital total ?
M. Alberto Martin Rivals - La valeur en bourse du capital total s'élève, aujourd'hui, à environ 40 milliards de dollars. Ce montant est donc légèrement inférieur à la moitié du capital d'EDF. La rentabilité par les dividendes est en moyenne de 5 % ; elle dépend de la cotation de l'action.
M. Bruno Sido , président - Sauf à penser que la structure du capital a une incidence notable sur la sécurité d'approvisionnement, je pense que nous pouvons revenir à notre problématique.
Mme Nicole Bricq - Elle a une incidence sur la sécurité d'approvisionnement.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Elle permet de savoir comment les dirigeants sont désignés.
M. Bruno Sido , président - Nous pouvons néanmoins resserrer notre propos sur la question de la sécurité d'approvisionnement énergétique en France.
M. Alberto Martin Rivals - Sans revenir sur ce que RTE ou d'autres vous ont expliqué en détail, nous observons ces quinze dernières années sur le marché français une croissance de la demande de 2,2 %, que ce soit en moyenne ou en pointe. Une diminution a pu être observée l'année dernière, mais elle était essentiellement due à l'effet Eurodif et à certaines variations saisonnières : si on les supprime, la croissance de la demande était de 1,8 % l'année dernière, ce qui est conforme à la tendance générale.
Or, sur les mêmes quinze dernières années, seuls 5 000 MW additionnels de capacité en offre ont été installés dans le système, alors que la consommation de pointe a augmenté de 22 000 MW. La couverture, qui est la différence entre la pointe de la consommation et la capacité installée, a ainsi diminué de 17 gigawatts (GW) en quinze ans. Le phénomène s'est de plus accéléré : la réduction de couverture, donc de marge de manoeuvre du système, était sur les dix premières années de 5 GW ; elle a été de 12 GW sur les cinq dernières années. La réduction de la marge de manoeuvre du système s'accélère donc.
Le système français est très particulier puisqu'il comprend une base d'énergie nucléaire très importante qui n'existe pas dans d'autres pays. Un graphique l'illustre sur le document que je vous ai remis, en page 13 : la courbe « monotone » classe les jours de l'année en ordre décroissant d'importance de la production électrique et montre quelles technologies ont été nécessaires pour couvrir les besoins. L'hydraulique au fil de l'eau est la première technologie utilisée : sinon, l'eau serait gaspillée. Lorsqu'on l'ajoute au nucléaire, on ne parvient à couvrir la production d'électricité que 25 % des jours de l'année : 75 % du temps, l'hydraulique et le nucléaire ne suffisent pas à couvrir la demande. Couvrir la demande ne signifie donc pas couvrir la moyenne : il faut assurer de l'électricité pour le consommateur tous les jours de l'année, toutes les heures du jour.
Nous ne devons donc pas oublier le rôle fondamental que jouent d'autres technologies en complément du nucléaire. Le nucléaire ne peut pas prendre leur place : le coût de revient d'une centrale nucléaire qui fonctionne 7 500 ou 8 000 heures par an, comme les centrales d'EDF, est très faible. Cette technologie est donc économiquement très intéressante. En revanche, une centrale nucléaire qui fonctionnerait 3 000 heures par an, comme nos centrales à charbon, produirait une électricité plus chère qu'avec les éoliennes. Une centrale nucléaire est en effet un investissement fixe : il faut donc l'utiliser un maximum d'heures. Le nucléaire est donc une grande réponse au problème mais il ne peut pas suffire à couvrir la demande. Des capacités de semi-base et de pointe doivent être prévues en complément. Dans le cas contraire, la demande risque de ne pas être satisfaite les jours et les heures de pointe de consommation.
Lorsque le nucléaire et l'hydraulique au fil de l'eau ne suffisent plus, nous avons recours au gaz, mais les capacités françaises en électricité au gaz sont très faibles. Le charbon fournit 5 000 MW de capacités disponibles, dont nous produisons la moitié. L'hydraulique de lac peut permettre de couvrir des pointes très importantes de fonctionnement. Cependant, ce dispositif ne peut être utilisé que de manière restreinte, dans la mesure où la quantité d'eau est limitée. Nous devons donc minimiser son recours. Le fioul, enfin, est une technologie très flexible, mais elle est également la plus chère. Nous ne pouvons donc l'utiliser qu'un nombre limité d'heures par an.
En page 14 du document figure un diagramme de l'utilisation d'énergie pour l'électricité lors d'une journée de décembre de l'année dernière, où la consommation était assez forte même s'il ne s'agissait pas d'un jour de maximum de consommation. Ce jour-là, le nucléaire fournit 58 000 MW en continu ; le charbon et le gaz produisent de l'électricité toute la journée, même la nuit ; le fioul et l'hydraulique également, bien qu'ils soient économisés au maximum puisque la quantité d'eau disponible est limitée : il faut la gérer sur plusieurs jours, voire plusieurs semaines. Même ainsi, la demande n'est cependant pas couverte : la France a dû importer de l'électricité, d'Allemagne notamment, de nombreuses heures dans la journée.
Avec une croissance de 2 % de la consommation, le volume d'importation risque donc d'augmenter rapidement. La dépendance de la France serait donc de plus en plus forte, en particulier à l'égard de l'Allemagne, dont le marché a ses propres restrictions et comporte, à long terme, certaines incertitudes. Je peux citer, notamment, la volonté déclarée de fermer des centrales nucléaires et le souhait, annoncé il y a quelques jours, de réduire de 40 % les émissions de CO 2 , avec une augmentation phénoménale de la capacité éolienne. Ces éléments ne sont pas des garanties de puissance.
La France comporte donc deux systèmes de production d'électricité : un système de base qui ne pose pas problème (les week-ends, les nuits de printemps) ; un système de pointe qui commence à être fragile (les jours de semaine, à 19 heures, les jours de froid, de canicule...).
Or, même si nous avons de plus en plus recours à l'importation, EDF doit également honorer des engagements d'exportation Un diagramme page 15 du document présente le bilan des interconnexions (exportations moins importations) lors d'une semaine de consommation maximale de l'hiver 2006 en France. Même dans ce cas de figure, EDF a dû exporter.
La demande continuera donc à croître sur le marché français, même si cette croissance ne suivra probablement pas le même rythme que les dernières années. Nous fondons la planification de nos investissements sur une croissance de 1,5 % jusqu'en 2010 ; nous la réduisons ensuite progressivement pour parvenir à des taux de 1 % en 2020. Le système a donc besoin de capacités nouvelles, en particulier en semi-base et en pointe. Or, c'est là notre spécialité puisque nos centrales fonctionnent toutes moins de 3 000 heures par an, donc moins de 20 % de l'année.
Une analyse en page 17 du document de ces capacités non nucléaires pour la semi-base et la pointe en France montre qu'un certain nombre de centrales, produisant au total 4 500 MW, devront fermer avant 2015 en raison des restrictions de la norme « GIC » (grandes installations de combustion) sur les émissions d'oxyde de soufre et d'oxyde d'azote. Il s'agit de centrales vieilles et inadaptées. Nous en possédons nous-mêmes quelques unes qui produisent de l'ordre de 1 000 MW.
M. Stéphane Morel , directeur des moyens d'ENDESA France - Au total, 4 500 MW de capacité de réserve devront fermer.
M. Alberto Martin Rivals - 3 600 MW de capacités de réserve, généralement anciennes et au fioul, arrivent en fin de vie utile et devront fermer bientôt. 5 900 MW de capacités au fioul devront de plus fonctionner moins de 500 heures par an, toujours selon cette réglementation des émissions. Le parc thermique en France pour couvrir la semi-base est donc vieillissant et devra être renouvelé en grande partie.
Entre 2018 et 2029, le parc nucléaire atteindra également quarante années de fonctionnement et devra être renouvelé.
EDF a prévu de remplacer les groupes au fioul qui fermeront, pour un total de 2 600 MW de puissance, par de nouvelles capacités et 500 MW d'une turbine à gaz à cycle ouvert. Il s'agit donc de technologies à coût variable, donc très élevé, et qu'on ne peut faire fonctionner que peu d'heures par an. Bien sûr, 1 600 MW de nucléaire seront incorporés en base en 2013.
Selon les analyses de RTE l'année dernière, 1 600 MW supplémentaires seraient nécessaires avant l'été 2008 et 7 300 MW de capacités de semi-base et de pointe, donc de capacité thermique, avant 2015, pour maintenir la sécurité d'approvisionnement à un niveau raisonnable.
Nous avons donc mis en place un plan de développement, pour remplacer les centrales vieillissantes, mais aussi pour nous développer en France et fournir au système français une partie des capacités thermiques dont il aura besoin dans les prochaines années.
Nous avons pour objectif d'installer plus de 2 000 MW de cycles combinés et 200 MW d'éolienne dans les cinq prochaines années, pour un investissement total de 1,3 milliard d'euros. Ces capacités devraient entrer en fonctionnement avant 2011. En général, nous demandons des permis de construire sur les sites à charbon que nous possédons déjà aujourd'hui car des surfaces y sont disponibles ainsi qu'une connexion au réseau électrique et de l'eau pour le refroidissement. Ces sites sont donc très bien adaptés pour un développement. A l'heure actuelle, nous avons déjà obtenu les permis de construire pour 800 MW à la centrale Emile Huchet en Lorraine et pour 400 MW à Hornaing dans le Nord. La direction régionale de l'industrie, de la recherche et de l'environnement vient de déclarer notre dossier recevable pour 400 MW additionnels en Bourgogne : nous devrions obtenir le permis de construire au mois de mai. Nous sommes sur des marchés similaires en Provence, pour 400 MW, et sur le seul site nouveau où nous comptons nous implanter : Lacq, où nous avons acheté des terrains, dans une région particulièrement bien placée puisqu'elle comporte du gaz à proximité, de bonnes connexions électriques et de l'eau pour le refroidissement des centrales. Nous avons prévu d'y installer un cycle combiné de 800 MW. Nous produisons également de l'électricité éolienne, à un niveau plus modeste. Nous inaugurerons au mois de mars notre première centrale éolienne à Lehaucourt. Elle produira 10 MW. D'autres projets sont actuellement en cours, pour environ 40 MW additionnels.
Nous avons réservé des terrains au Havre pour construire une centrale au charbon de dernière génération. Propre, elle sera préparée dès son ouverture pour ne pas émettre de dioxyde de soufre, ni d'oxyde d'azote, ainsi que pour l'installation ultérieure de dispositifs de captage et de stockage du CO 2 . Le captage et le stockage du CO 2 dans des centrales au charbon est la prochaine grande vague de développement technologique dans le monde de l'électricité. C'est une technologie qui utilise des sources abondantes d'énergie et qui n'émet pas de CO 2 . Des pilotes sont réalisés actuellement et devraient être commercialement disponibles au niveau industriel dans une dizaine d'années.
Nous vous présentons, page 20 du document, la première centrale au gaz que nous construirons : la centrale Emile Huchet. Les installations nécessaires pour un cycle combiné gaz vous sont décrites page 21 : elles sont beaucoup plus petites et plus propres que les installations thermiques traditionnelles.
Vous trouverez expliqués, en page 22, notre projet d'éolienne et en pages 23 et 24, notre projet de centrale propre au charbon au Havre.
M. Bruno Sido , président - Merci pour cet exposé. Alors que la Bretagne manque cruellement d'électricité, aucune implantation prévue d'ENDESA en Bretagne n'apparaît sur votre carte : pourquoi ? Vous avez partiellement répondu à ma question en disant que vous profitiez surtout de vos sites existants. Par ailleurs, quelles seraient les conséquences pour ENDESA de son rachat par E.ON ?
M. Alberto Martin Rivals - Comme vous le savez, il existe aujourd'hui une offre publique d'achat d'E.ON sur ENDESA. E.ON a expliqué aux marchés financiers et au gouvernement espagnol que ce rachat visait à intégrer les deux entreprises dans un grand groupe, en conservant le plan industriel d'ENDESA. Les responsables d'E.ON veulent, apparemment, acheter ENDESA précisément parce qu'ils considèrent que cette compagnie est bien gérée et qu'elle possède un plan industriel raisonnable et solide. En réalité, E.ON dispose de ressources financières considérables, mais manque d'opportunités de croissance, tandis que ENDESA, en étant centrée sur l'Europe du Sud et l'Amérique latine, est située sur des marchés dont la croissance est supérieure à celle du Nord de l'Europe.
A notre avis et après conversation avec E.ON, il ne s'agit pas de changer nos plans d'investissement et de croissance, ni notre stratégie. En principe E.ON a déclaré qu'ENDESA resterait une entité autonome à l'intérieur du groupe, comme d'autres parties du groupe ou comme Electrabel dans Suez : elle garde sa stratégie et son identité, avec une autonomie de gestion importante. C'est dans ce sens que vont, non seulement les déclarations d'E.ON, mais aussi la logique industrielle et d'entreprise. Des conséquences positives pourraient s'en suivre pour ENDESA : E.ON possède notamment une filiale de gaz importante, Ruhrgas, qui permettrait à ENDESA de diversifier ses sources de fourniture de gaz, qui viennent actuellement surtout du Nord de l'Afrique. Nous aurions ainsi accès au gaz russe.
M. Bruno Sido , président - Il faudrait pour cela que la Russie ne vous coupe pas l'approvisionnement !
M. Alberto Martin Rivals - Aujourd'hui, la diversification est de toute manière devenue une valeur certaine dans le monde de l'énergie. Nous en sommes convaincus.
Si tel n'est pas le cas, ce rachat ne devrait pas avoir de grandes conséquences en termes d'investissements. Cette diversification des sources de gaz pourrait être intéressante pour la filiale française. Puisque la France est située entre l'Espagne et l'Allemagne, il serait naturel pour le nouveau groupe de consentir un effort additionnel de développement en France. Rien n'a toutefois été dit sur ce point. Je formule cette spéculation à titre personnel.
M. Jean-Marc Pastor , rapporteur - Cette question d'E.ON suscite légitimement des interrogations fortes. D'où provient votre charbon ?
M. Alberto Martin Rivals - Les centrales que possédait originellement la SNET appartenaient à Charbonnages de France : elles avaient été construites pour utiliser le charbon national. Elles sont donc localisées dans les bassins houillers traditionnels de la France. Ces mines étant épuisées, notre charbon vient désormais, à 90 %, d'un peu partout dans le monde. Nous importons du charbon de bonne qualité, avec peu de soufre et à un prix raisonnable. Simplement, cela représente un coût élevé pour acheminer ce charbon, des ports à nos centrales. Nous utilisons des péniches, qui circulent sur les fleuves allemands, des camions, des trains... Notre stratégie d'implantation serait donc différente si nous devions construire une nouvelle centrale.
M. Marcel Deneux , rapporteur - C'est pourquoi vous avez choisi d'implanter votre prochaine centrale « propre » au Havre.
M. Alberto Martin Rivals - Exactement. La centrale du Havre présente l'avantage d'être située juste à côté d'un parc de charbon, où les grands bateaux charbonniers peuvent directement décharger.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Nous voyons toutefois sur la carte que votre terrain est quelque peu éloigné de la voie d'eau.
M. Alberto Martin Rivals - Oui. Cependant, ce qui sépare notre centrale de la voie d'eau est précisément un parc de charbon appartenant à une compagnie qui y décharge du charbon. Nous sommes donc parfaitement placés.
M. Bruno Sido , président - Vous n'avez pas répondu à ma question sur la Bretagne.
M. Alberto Martin Rivals - Nous avons participé à un appel d'offres, mais nous n'avons pas été retenus.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Si l'offre publique d'achat d'E.ON se réalise, votre politique française sera certainement différente. Le territoire français, avec son système d'organisation, est-il attractif pour les investissements dans le cadre du groupe ENDESA ? Votre holding vous favorise-t-elle par rapport à d'autres filiales ? Avez-vous envie d'investir en France ou ailleurs ?
M. Alberto Martin Rivals - Nous avons envie d'investir en France pour toutes les raisons que nous avons examinées, mais aussi parce que la France a mis en place une libéralisation du secteur permettant à de nouveaux entrants de se développer, le marché Powernext, qui permet de placer les excédents de production et un système permettant de vendre à un prix libre aux clients industriels : ce que nous avons fait. Evidemment l'affaire du TARTAM a un peu bloqué le développement commercial, puisqu'il est devenu impossible d'acquérir de nouveaux clients avec lesquels nous pourrions signer des contrats à long terme pour leur vendre de l'électricité. Toutefois, nos hypothèses industrielles s'appuient sur la fin programmée du TARTAM en 2009 et sur un nouveau développement du marché libéralisé à ce moment, qui nous permettra d'y vendre notre électricité. Le cas échéant, nous risquons de ne pas parvenir à identifier des clients avec lesquels nous pourrions signer des contrats à long terme. Nous serions alors obligés de vendre notre électricité sur Powernext, qui est un marché assez volatile et qui manque de liquidités, c'est-à-dire de volumes disponibles. Le marché français est donc attractif, à condition que la réglementation prévue et en place aujourd'hui, les décisions du Conseil constitutionnel notamment, reste appliquée.
M. Bruno Sido , président - Les tarifs administrés et le fait que nous ayons autorisé, de manière plutôt bancale, les entreprises qui les avaient quittés à y revenir, ne découragent-t-ils pas les investisseurs privés tels que vous ?
M. Alberto Martin Rivals - Le fait que le niveau des tarifs administrés soit très inférieur aux coûts de développement de nouvelles capacités n'encourage évidemment pas les investissements. Cependant, des tarifs administrés existent dans presque tous les pays où nous opérons. Ces tarifs doivent toutefois être administrés en considérant le volume qu'ils représentent dans le total de la consommation. Pour des ménages défavorisés, ces tarifs administrés sont naturels et raisonnables. En revanche, il est normal qu'un industriel qui veut développer une nouvelle usine paye le coût de développement du système. Les tarifs administrés, s'ils se généralisent trop sur la base des clients, risquent en effet de décourager les investissements.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Êtes-vous en relation commerciale avec « les électro-intensifs » ?
M. Alberto Martin Rivals - Non. Ils ont finalement signé avec EDF des contrats de quinze ans. En effet, notre entreprise est de petite taille et notre production était largement insuffisante pour le cartel qui s'est mis en place. De plus, nous sommes très spécialisés sur la fourniture en pointe. Nous n'étions donc pas adaptés.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Vous avez participé aux discussions, puis vous avez disparu.
M. Stéphane Morel - Nous avons participé à l'ensemble des tables rondes ouvertes par les ministres : les réunions, les groupes de travail, les réunions plénières. Cependant, les produits qui ont été retenus et qui ont conduit aux négociations avec Exeltium portaient sur des contrats de long terme, qui sont essentiellement des contrats de base adossés à de l'énergie nucléaire. Il n'était donc pas concevable qu'ENDESA France participe aux négociations finales.
M. Bruno Sido , président - Le regroupement des électriciens, dont témoigne l'offre publique d'achat en projet sur ENDESA, favorise-t-il l'approvisionnement en électricité selon vous ? A l'inverse, la multiplication des fournisseurs et des producteurs ne complique-t-elle pas la gestion de l'équilibre offre-demande, fragilisant ainsi la sécurité d'approvisionnement ?
M. Alberto Martin Rivals - Je proviens d'un marché relativement fragmenté, mais qui a très bien fonctionné au cours des cinquante dernières années. En Espagne aujourd'hui, le numéro 1 est ENDESA, qui ne possède que 40 % du marché ; les deux plus grandes compagnies suivantes sont espagnoles ; puis viennent une compagnie italienne, appartenant à Electricité de Portugal, et une compagnie portugaise, appartenant à ENEL. C'est donc traditionnellement un marché à 5 ou 6, qui a parfaitement fonctionné au cours des années, sans problème particulier. Du nucléaire a même été développé, même s'il a été arrêté sur décision du gouvernement, et non des compagnies privées, pour des raisons politiques. Il reste quand même 8 000 MW d'énergie nucléaire en Espagne. D'autres systèmes similaires existent en Europe, qui fonctionnent également bien. Même les Italiens ont opté pour la fragmentation de leur opérateur traditionnel, opération qui s'est relativement bien déroulée. Certes, il ne faut pas non plus que cent micro-compagnies électriques se disputent le marché avec chacune une centrale. Dans des pays de la taille de la France, de l'Espagne ou de l'Allemagne, la présence de cinq ou six opérateurs est en revanche très raisonnable. L'Allemagne également a toujours fonctionné sans problème avec 4 ou 5 grands groupes.
Le regroupement des compagnies électriques peut avoir des effets très variés selon la manière dont il s'effectue. Il est très différent de regrouper des compagnies qui opèrent sur des marchés différents ou de regrouper des compagnies qui opèrent sur les mêmes marchés. Lorsque des compagnies qui opèrent dans le même marché se regroupent, leur pouvoir de marché augmente et le gouvernement doit être très vigilant, en particulier s'il s'agit d'opérateurs privés. Certains pays mettent beaucoup d'entraves à ce genre d'opérations : en Espagne, par exemple, tous les mariages qui étaient envisageables ont été essayés mais se sont heurtés chaque fois aux autorités de la concurrence.
M. Stéphane Morel - Il s'agissait avant tout pour elles d'éviter les situations de monopole.
M. Alberto Martin Rivals - Il n'existe en effet pas de groupe public en Espagne : il s'agissait donc toujours de compagnies privées. En revanche, le regroupement de compagnies opérant sur des marchés différents ne présente pas de danger d'augmentation de pouvoir. ENDESA et E.ON, par exemple, n'opèrent sur le même marché dans aucun pays : E.ON n'est pas présent sur le marché espagnol ; nous ne sommes pas présents sur le marché allemand ; ils ne sont pas présents sur le marché français ; nous ne sommes pas présents dans de nombreux pays de l'est où ils sont implantés.
Le regroupement assure en revanche aux entreprises une taille financière leur permettant de réaliser des investissements plus difficiles. Si, par exemple, une relance du nucléaire était envisagée en Europe, de tels groupes, avec des capitalisations boursières de l'ordre de 70 à 100 milliards d'euros, pourraient facilement se permettre des investissements de 2 milliards d'euros dans une centrale. La capacité d'achat face aux fournisseurs de gaz dans le monde est également importante. Il se forme un cartel des fournisseurs de gaz dans le monde : si, en face, la demande est fragmentée, un déséquilibre peut se créer. Ce type de regroupements peut donc permettre d'avoir de meilleures capacités de fourniture en gaz.
M. Michel Billout , rapporteur - Je voudrais connaître votre opinion sur le projet de la Commission européenne de séparer les activités de production et de transport : est-ce de nature à résoudre des problèmes d'accès au réseau d'électricité que vous seriez susceptibles de rencontrer aujourd'hui en France ? Cela ne risque-t-il pas d'engendrer des conflits d'intérêts entre les producteurs et les transporteurs, et ainsi, notamment, des difficultés supplémentaires pour investir dans la production ?
M. Alberto Martin Rivals - C'est le grand sujet de débat en ce moment. Nous pensons surtout que l'indépendance au jour le jour du gestionnaire du réseau électrique et du gestionnaire du réseau de gaz est fondamentale. Le développement qui va se produire concernera surtout la semi-base, et en particulier les cycles combinés, qui fonctionnent au gaz. S'il n'existait pas d'indépendance entre les réseaux de gaz et d'électricité, la compagnie mère de ces compagnies pourrait trouver gênant qu'une nouvelle centrale se construise à côté d'une autre et décider de lui enlever des parts de marché ou des heures de fonctionnement. La séparation patrimoniale est évidemment la solution à ce type d'abus : aucun intérêt commun ne réunit les différents opérateurs ; il n'existe donc aucune raison pour qu'ils se favorisent les uns les autres. Cette condition est donc suffisante, mais elle n'est peut-être pas nécessaire : il existe peut-être d'autres manières de procéder que la séparation patrimoniale.
Il faut, en tout cas, éviter de faire reposer l'indépendance du gestionnaire du réseau sur la bonne volonté de ses dirigeants. Je pense en particulier à RTE, à l'égard duquel nous n'avons aucune plainte à formuler. Cette entreprise effectue un travail magnifique et respecte une indépendance scrupuleuse, que nous constatons actuellement avec le développement de nos centrales. Cependant, quelle est la part de ce constat qui s'explique par la personnalité de l'actuel président de RTE et quelle est la proportion imputable au système mis en place ? Notre relation avec le gestionnaire du réseau de transport de gaz (GRTG), pour la fourniture en gaz de nos centrales, commence seulement. Nous sommes évidemment certains que le comportement de cette société sera scrupuleux et éthique, mais le système mis en place ne donne pas ces garanties. Si notre relation se révèle satisfaisante, ce sera grâce à la bonne volonté des personnes en présence. La centrale à cycle combiné gaz (CCG) que nous voulons construire à Gardanne est, par exemple, juste à côté de la centrale de Fos que développe actuellement GDF. Il faut donc être très vigilant car le système ne comporte pas de garanties.
D'autres méthodes que la séparation patrimoniale sont envisageables. La gouvernance de la filiale qui gère le réseau pourrait par exemple faire l'objet d'exigences : la nomination des administrateurs pourrait faire l'objet de limitations. Des mécanismes d'audits systématiques de la CRE permettraient également d'assurer cette indépendance. La séparation patrimoniale est donc une garantie de cette indépendance, parmi d'autres solutions possibles.
M. Bruno Sido , président - On parle beaucoup de l'indépendance du gestionnaire du réseau de transport d'électricité. Il est vrai que c'est important. Mais on parle un peu moins de l'indépendance du gestionnaire du réseau de transport de gaz, ce point étant pourtant également important. Enfin, on a tendance à négliger totalement la gestion du stockage de gaz, qui est essentielle, surtout dans le système français. En effet, son développement commencera par les centrales à gaz, qui fonctionnent très peu d'heures par an. De plus, les contrats de gaz s'effectuent en « take or pay », de sorte que le gaz doit être consommé. Si un accès égalitaire aux capacités de stockage de gaz n'est pas garanti, il faudra donc brûler le gaz acheté à des heures où cela n'a pas de sens. L'égalité des conditions d'accès aux capacités de stockage doit donc être garantie, afin que le gaz puisse être stocké les week-ends ou la nuit et brûlé le jour. Dans le cas contraire, le développement de nouvelles capacités pourrait être freiné.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Il ne s'agit pas tant de l'accès aux capacités de stockage qu'aux capacités de sortie.
M. Bruno Sido , président - Les deux sont concernées.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Techniquement, elles ne sont pas liées.
M. Alberto Martin Rivals - Nous parlons ici des deux : il faut garantir la capacité d'utiliser quand on le souhaite le gaz que l'on achète.
M. Marcel Deneux , rapporteur - On peut stocker le gaz et ne pas pouvoir le sortir.
M. Jean-Paul Amoudry - Quelle part votre groupe consacre-t-il aux activités de recherche et développement ?
M. Alberto Martin Rivals - Le groupe ENDESA fait un effort important dans ce sens dans le monde. Je ne dispose pas, ici, des chiffres précis de l'investissement mais les sommes en question sont de l'ordre de plusieurs centaines de millions d'euros. ENDESA participe à tous les grands projets européens liés au captage et au stockage de CO 2 , à l'efficience des centrales, aux technologies solaires -l'Espagne étant un pays assez ensoleillé, cette énergie peut y être développée-, aux piles à combustibles... ENDESA dispose également d'une filière de distribution importante dans le monde : nous menons dans ce cadre des recherches sur l'automatisation des réseaux (télémesure, téléopération des réseaux...). Normalement, nous travaillons sur ces projets avec d'autres électriciens ou technologues.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Le développement de l'éolien se heurte en général à des difficultés d'acceptation par les populations à cause des nuisances que cela occasionne pour les paysages. Or, vous rendez vos mats d'éolienne particulièrement visibles en y dessinant des cercles rouges. Cela vous a-t-il été imposé, ou est-ce une innovation d'ENDESA ?
M. Alberto Martin Rivals - Nous n'avons pas encore inauguré notre premier parc en France. Je ne sais donc pas où vous avez vu des cercles rouges.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Sur les photos que vous diffusez.
M. Alberto Martin Rivals - Il ne s'agit pas de centrales en France.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Je me suis renseigné : il n'en existe pas dans l'Aisne. Ces cercles sont vraiment rédhibitoires.
M. Alberto Martin Rivals - Je crois savoir que l'inscription de ces cercles est obligatoire à certains endroits en raison du trafic aérien : les éoliennes présentent sur certains sites des risques pour les hélicoptères.
M. Marcel Deneux , rapporteur - Faites tout pour qu'on ne les voie pas.
M. Bruno Sido , président - Nous avons un très bon rapporteur, qui rentre vraiment dans le détail des dossiers ! Merci, M. le directeur général.