NOME : an 1. Mardi 18 janvier 2011 Maison de la Chimie Paris. Présidé par. François-Michel GONNOT Député de l Oise. Sous le haut patronage de

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1 NOME : an 1

2 8 ème colloque du Club Energie & Développement NOME : an 1 Mardi 18 janvier 2011 Maison de la Chimie Paris Présidé par Député de l Oise Sous le haut patronage de Günther H. OETTINGER Commissaire européen à l Énergie François FILLON Premier Ministre Bernard ACCOYER Président de l Assemblée nationale Nathalie KOSCIUSKO-MORIZET Ministre de l Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement Eric BESSON Ministre chargé de l Industrie, de l Énergie et de l Économie numérique

3 8 ème colloque du Club Energie & Développement Remerciements remercie Günther H. OETTINGER, Commissaire européen à l énergie, François FILLON, Premier ministre, Bernard ACCOYER, Président de l Assemblée nationale et Nathalie KOSCIUSKO-MORIZET, Ministre de l écologie, du développement durable, des transports et du logement, qui ont bien voulu accorder leur haut patronage à ce colloque. Je remercie également Eric BESSON, Ministre chargé de l industrie, de l énergie et de l économie numérique, d avoir bien voulu honorer cette journée de sa présence et François BROTTES, député de l Isère, qui a participé à ces travaux, ainsi que les hauts responsables administratifs, les experts et les professionnels qui sont intervenus durant cette journée et dont les communications, les réflexions et les échanges ont concouru au succès et à l intérêt de ce colloque. Sa gratitude va également aux partenaires dont le concours en a permis l organisation : ALPIQ EDF E.ON ERDF DALKIA ENEL GDF SUEZ GRDF GRTgaz RTE SNCF UNIDEN VATTENFALL AREVA DIRECT ENERGIE EVASOL POWEO RATP SER STATKRAFT UFE

4 8 ème colloque du Club Energie & Développement Sommaire OUVERTURE DU COLLOQUE...1 Introduction...5 LA STRATEGIE ET LE POSITIONNEMENT DES ACTEURS DANS LE NOUVEAU CONTEXTE DE LA LOI NOME...15 L APPLICATION DE LA LOI NOME ET SES CONSEQUENCES (PRIX, NATURE DES CONTRATS,...) La nouvelle place du régulateur...16 Quelle place pour les alternatifs?...19 Le point de vue d EDF...29 Le point de vue des grands utilisateurs...32 L APPLICATION DE LA LOI NOME ET SES CONSEQUENCES (PRIX, NATURE DES CONTRATS,...) Quelles perspectives pour le développement du nucléaire?...44 Et la cogénération?...54 Intervention d Éric Besson, ministre en charge de l Industrie, de l Énergie et de l Économienumérique...57 L OUVERTURE A LA CONCURRENCE DES CONCESSIONS HYDRAULIQUES...63 Introduction...63 Cadre législatif, enjeux et calendrier...64 Le point de vue du client et des territoires...67 L opérateur historique dans la bataille...71

5 L intérêt des grands opérateurs européens pour l hydraulique français...74 Conclusions...90 LES BESOINS D INVESTISSEMENTS DU RESEAU ELECTRIQUE ET GAZIER ET LE ROLE DES ENR...93 L évolution des réseaux de transport et de distribution de gaz...93 Les réseaux électriques Le raccordement des ENR CONCLUSION SIGLES...116

6 Intervenants... 1 Bruno LÉCHEVIN... 2 Jean-Marie CHEVALIER... 5 Anne HOUTMAN... 7 Philippe de LADOUCETTE...16 Charles BEIGBEDER...19 Fabien CHONÉ...21 François BROTTES...23 Henri DUCRÉ...25 Olivier PUIT...27 Marc BENAYOUN...29 Laurent CHABANNES...32 Pierre MONGIN...34 Pierre-Franck CHEVET...37 Robert DURDILLY...40 Nicolas BOSSARD de MOLIN...44 Michel CRÉMIEUX...47 Luc POYER...49 Frédéric de MANEVILLE...50 Olivier PUIT...52 Marc BENAYOUN...53 Franck LACROIX...54 Éric BESSON...57 Charles-Antoine LOUËT...64 Vincent DESCŒUR...67 Jean-François ASTOLFI...71 Jean-Baptiste SÉJOURNÉ...74 Géry LECERF...76 Michel CRÉMIEUX...79 Frédéric de MANEVILLE...83 Emmanuel SOETAERT...85 Luc POYER...87 Christian FRÈRE...88 Vincent DESCŒUR...90 Philippe BOUCLY...94 Laurence HÉZARD...97 Dominique MAILLARD Michèle BELLON André ANTOLINI Stéphane MAUREAU...110

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8 Ouverture du colloque Député de l Oise Mesdames et messieurs, je vous remercie d être venus aussi nombreux à ce colloque. En choisissant le thème de la loi NOME, je pensais qu il s agissait d un thème du passé. Je constate qu il est également porteur d avenir ; il nous occupera toute la matinée. Cet après-midi, nous nous pencherons sur l ouverture à la concurrence dans le domaine des concessions hydrauliques, un sujet qui prendra de l importance au cours des prochaines années. Enfin, nous étudierons comment les différents responsables investissent sur le réseau électrique afin d en assurer la fiabilité et de l adapter aux différents lieux et sources de production. Avant d entamer les discussions, j appelle à mes côtés Bruno Léchevin. Il était venu, ici même, l an dernier, juste après le séisme en Haïti car outre ses fonctions de directeur général auprès du médiateur de l énergie, il est le vice-président d Électriciens Sans Frontières. Il nous avait indiqué l an dernier que la fédération allait se mobiliser pour redonner vie au pays, où l énergie et l électricité sont indispensables. Il avait affirmé que de nombreux bénévoles, responsables et techniciens, se rendraient en Haïti afin de tenter de reconstruire un réseau électrique dévasté par le tremblement de terre. Avec lui, nous allons dresser un rapide bilan de l action d Électriciens Sans Frontières au cours de l année écoulée. 1

9 Bruno LÉCHEVIN Vice-président d Électriciens Sans Frontières Je vous remercie. La catastrophe sans précédent qui a frappé Haïti voici un an a blessé ou causé la mort de centaines de milliers de personnes. Aujourd hui, le pays compte toujours 1,5 million de sans-abris. Depuis notre engagement de l an dernier, 90 bénévoles se sont succédé en Haïti et notre association est toujours présente sur place car la situation n a pas beaucoup changée : les camps de réfugiés n ont pas disparu, seuls 10 % des débris ont été retirés. De ce fait, ni la reconstruction, ni la réinstallation des réseaux ne sont d actualité ; dans ce contexte de survie, nous constatons que la lumière aide à mieux vivre, apporte un peu de sécurité dans les camps en faisant reculer la criminalité (viols ou rapts d enfants), contribue à redonner de l espoir et ce confort minimum, permet tout simplement la nuit de se rendre aux latrines avec un peu de tranquillité. Depuis un an, nous avons mené plus de 200 actions et nous tenons à être présents sur place cette année encore car tout reste à faire. Nous avons, entre autres, implanté des éclairages publics dans les camps et les quartiers : aujourd hui, 350 lampadaires solaires sont installés, grâce aux dons. Nous aimerions en installer un millier durant cette année et nous avons donc encore besoin de vous. Merci, monsieur le député, merci à tous. Comme l a expliqué Bruno Léchevin, les 90 volontaires d Électriciens Sans Frontières sont présents sur place dans la durée afin de contribuer à leur façon à la reconstruction du pays. Bruno LÉCHEVIN Nous sommes désormais clairement identifiés sur place car nous aidons notamment les ONG internationales. Nous avons par exemple conçu et construit la totalité de l infrastructure de l hôpital de campagne de MSF Suisse à Léogâne et nous aimerions pouvoir continuer à installer des lampadaires solaires dans les camps, mais aussi dans les quartiers. Après la pose de la première pierre du mémorial du séisme par Bill Clinton et le président de la République haïtienne, nous nous sommes engagés à en réaliser l éclairage. En outre, le maire de Port-au-Prince nous a demandé de réinstaller des lampadaires devant la mairie en guise de symbole du retour des pouvoirs publics. Un lampadaire solaire et sa maintenance (assurée 2

10 pendant cinq ans par des Haïtiens que nous formons pour cela) coûtent euros et éclaire une centaine de familles. Grâce à votre aide, nous pourrons installer encore de nombreux lampadaires et surtout améliorer les conditions de vie de nombreux haïtiens. Électriciens Sans frontières a démontré que son action est efficace car la lumière redonne de l espoir et de la vie aux populations. Cette expérience unique au monde a besoin de votre aide pour être poursuivie. Merci beaucoup monsieur le député. C est nous qui vous remercions pour l action d Électriciens Sans Frontières. Votre témoignage nous permet de suivre ces opérations et de poursuivre notre effort de solidarité car la reconstruction nécessite une action dans la durée. J appelle à présent Jean-Marie Chevalier, professeur à l Université Paris-Dauphine, un habitué de nos colloques qui parle juste et bien, qui sait replacer les situations dans leur contexte. J accueille également madame Anne Houtman, chef de la représentation de la Commission européenne à Paris. Cher Jean-Marie, qu est-ce que la loi NOME a changé dans le paysage énergétique et quelle est aujourd hui la situation? 3

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12 Introduction Jean-Marie CHEVALIER Professeur à l Université Paris-Dauphine Merci François-Michel de me renouveler votre confiance pour introduire ces journées qui constituent le grand rendez-vous énergétique français annuel. Le thème de ce matin est difficile car la loi NOME est un objet assez curieux. Cette loi est un peu triste et sa mise en application posera des problèmes et sera douloureuse pour beaucoup. Mais il convient de rappeler que la situation d aujourd hui découle de l attitude quelque peu irresponsable que nous avons adoptée au cours de ces dernières années. La France était en effet en contravention formelle vis-à-vis des directives européennes et la loi NOME résulte donc d un compromis passé entre notre Premier ministre et la Commission européenne pour revenir dans une trajectoire de libéralisation et d ouverture à la concurrence conforme à la dynamique de l Union. En tant qu économiste, je porte un regard assez négatif sur le fait qu il y ait eu des mesures prises pour masquer la vérité des prix : cela équivaut à des blocages de prix. D après moi, il faut expliquer au citoyen consommateur que l ère de l énergie abondante et bon marché est terminée et que tous les signaux indiquent, hélas, une hausse continue pour une certaine durée. De nouvelles opportunités stratégiques Cette loi a néanmoins des aspects positifs. La loi NOME devrait donner à de nombreux acteurs des espaces stratégiques nouveaux, tant sur le marché français que sur les activités transfrontalières avec nos voisins européens. Les entreprises, quelle que soit leur taille, se voient confier un rôle nouveau et elles sont invitées à agir, ce qui me paraît important. Par ailleurs, une conférence nationale sur l Énergie a été annoncée, avec l établissement d une feuille de route sur 20 ans sous l égide de l État. Néanmoins, j estime en tant qu économiste que l État colberto-jacobin appartient au passé ; certes, nous avons besoin de son action, mais il doit laisser le plus de liberté possible aux entreprises dans la définition de leur stratégie. L État doit en revanche envoyer des signaux clairs qui ne relèvent pas du stopand-go que nous connaissons depuis quelques mois. Aucune politique énergétique ne peut être définie aujourd hui sans référence aux perspectives européennes. 5

13 Invitation à l innovation Nous nous trouvons à un moment crucial de l histoire mondiale de l énergie : le couple climat-énergie pose une équation extrêmement complexe que nous devons résoudre en fournissant plus d énergie pour le développement économique tout en réduisant nos émissions de gaz à effet de serre. L une des réponses à ce formidable défi réside dans l innovation, sous quelque forme que ce soit. Au-delà de l innovation technologique, l utilisation de techniques existantes pour améliorer l efficacité, l innovation organisationnelle, contractuelle et institutionnelle forment autant de vecteurs. La loi NOME intervient au moment où les sources d innovation des entreprises doivent être soutenues. Dans ce dessein, une partie du grand emprunt est dirigée vers l innovation énergétique avec des appels d offres de l ADEME extrêmement intéressants qui montrent que nous n avons pas besoin de construire le modèle énergétique du futur à ma connaissance, celui-ci n existe pas mais plutôt de multiplier les expérimentations nouvelles sur le transport, le véhicule électrique, l efficacité énergétique des bâtiments, etc. Il en découle la problématique des smart grids, des smart buildings, des smart consumers ou encore des smart cities 1. Sur ces sujets, la loi NOME ouvre de nouvelles perspectives. Rentrer dans une dynamique européenne nouvelle À l heure actuelle, l Europe recèle des complémentarités et non pas des oppositions. À côté de notre modèle bien spécifique, celui des Allemands, récemment défini avec l Energiekonzept, ne comprend pas d énergie nucléaire (celle-ci étant considérée comme une énergie de transition vers les solutions futures) et il prévoit qu à l horizon 2050, 80 % de l électricité sera produite de façon renouvelable. Quoiqu utopique, cette orientation a bel et bien été prise par notre voisin. Les Anglais, quant à eux, ont ouvert le 16 décembre un débat extrêmement important à la fois sur les plans théorique et pratique, considérant que les seuls mécanismes de marché ne suffisent pas à promouvoir les systèmes énergétiques du futur et que le système idéal est décarboné, ce qui implique le développement du nucléaire et des énergies renouvelables. Dans les mois prochains, les Anglais mettront en place un système qui permettra d encourager le développement et le financement d énergies non carbonées. Cet exemple doit être suivi car il peut 1 Réseaux de distribution d électricité, bâtiments, consommateurs et villes intelligentes. 6

14 avoir des impacts très importants sur le reste de l Europe, ainsi qu aux États-Unis. Si des systèmes variés cohabitent au sein de l Europe parc nucléaire français, énergies renouvelables chez nos voisins, il est important d exploiter et de mutualiser ces différences, grâce aux interconnections et aux smart grids. Pour ce faire, la nouvelle dynamique institutionnelle européenne, avec les associations de gestionnaires de réseaux pour le gaz et l électricité ou la nouvelle agence (l ACER) permettra de mutualiser nos intelligences particulières et nos systèmes différenciés. La différence est bénéfique, il faut la mettre à profit en exploitant nos complémentarités. Merci Jean-Marie Chevalier. Pour ma part, je connaissais déjà les lois «injustes», «justes», «tatillonnes», «incomplètes» ou «inutiles», mais je n avais jamais encore entendu parler de «loi triste». Madame Houtman, l adoption par la France de ce texte est une bonne nouvelle. Il résulte d un accord conclu avec la Commission pour mettre la France en phase avec les autres pays européens et l inscrire dans la vision que l Union se fait de la construction du marché électrique. Je vous remercie de vous être jointe à nous. Vous représentez le Commissaire européen chargé de l énergie : celui-ci a malheureusement été retenu, ce que nous comprenons tout à fait. Vous tenez néanmoins à vous exprimer en son nom. Grâce à cette loi, notre pays s est-il bien mis en règle avec les demandes de la Commission? Pouvons-nous imaginer que les contraventions, les inspections et autres contraintes qui menaçaient la France appartiennent aujourd hui au passé? Anne HOUTMAN Chef de la représentation en France de la Commission européenne Je tiens à remercier de la part du commissaire européen Günther Œttinger les organisateurs de ce huitième colloque du Club Énergie et Développement, et tout particulièrement le député François-Michel Gonnot. Je vous souhaite également à tous, au nom de la Commission européenne, une excellente année

15 La Commission formule le vœu que cette loi NOME introduise une concurrence effective dans le marché français. L année 2011 sera très positive pour la politique de l énergie, dans toute l Europe. Comme vous le savez, le Conseil européen, le 4 février prochain, consacrera exceptionnellement l objet de sa réunion à l énergie et à l innovation, ce qui est une nouveauté ; nous plaçons beaucoup d espoirs dans cette réunion. Comme vous le savez, 2011 verra l entrée en vigueur du troisième paquet Marché intérieur ; il devrait permettre d avancer plus vite vers un marché réellement paneuropéen de l énergie. En prenant un peu de recul, nous pouvons considérer que les années 2010 et 2011 ouvrent une nouvelle période en France dans le domaine de l énergie. Elle avance en effet progressivement vers une plus grande ouverture de son marché, sans pour autant renoncer à la régulation. La loi NOME constitue un pas dans cette direction, tout comme, d ailleurs, l ouverture à la concurrence des concessions hydroélectriques. La Commission européenne a certainement contribué, sur la base des règles européennes, à cette évolution positive. Pour le moment, je ne peux malheureusement pas vous dire grand-chose quant à l analyse de cette loi par la Commission. Promulguée le 7 décembre, nous attendons encore des éléments supplémentaires d informations qui devraient être contenus dans les décrets et les arrêtés d application de ladite loi. Nous savons qu elle devrait au moins clarifier la situation juridique du marché français de l électricité au regard du droit européen, mais en pratique, nous ne savons pas encore ce que cela va donner. L arsenal juridique européen est déjà particulièrement développé. Je vous rappelle que le traité de Lisbonne a consacré le rôle de l Union européenne en matière d énergie, avec un nouvel article (le n 194) et nous avons un paquet Énergie-Climat qui a été remarquablement mené, avec le soutien de la présidence française. Ce dispositif fixe un cap ambitieux pour 2020, avec les trois objectifs de 20 % que vous connaissez bien. En parallèle, rappelons l adoption par le Conseil et le Parlement du nouveau règlement sur la sécurité d approvisionnement en matière de gaz, par lequel nous tirons les leçons des crises qu a connues l Union européenne au cours de la période récente. L année 2011 sera également celle de la transposition du troisième paquet Climat Marché intérieur de l Énergie. 8

16 L an dernier, la Commission a publié une stratégie qui devrait servir de cadre à sa politique pour les dix prochaines années, jusqu à Le texte a été publié le 10 novembre sous le titre «Stratégie pour une énergie compétitive, durable et sûre», titre qui reprend les trois mots-clés qui fondent notre politique énergétique depuis Ce texte établit tout d abord un constat : la hausse des coûts de l énergie est une menace pour notre compétitivité et l Europe est en situation de dépendance croissante : au niveau du pétrole, nous atteignons un taux de 85 % d importation et pour le gaz, 65 % de notre consommation provient de l extérieur. Les investissements nécessaires d ici à 2020 sont massifs : nous les estimons à milliards d euros. De plus, l Europe risque de perdre son leadership en matière de technologie et, enfin, 80 % de nos émissions de gaz à effet de serre proviennent du secteur de l énergie. Les défis à relever sont donc impressionnants. L évolution du marché européen Le marché de l énergie en Europe reste très fragmenté et n a pas concrétisé toutes les possibilités qui existent en matière de transparence, d accessibilité et de choix. Beaucoup d entreprises se sont développées au-delà de nos frontières, mais leur croissance reste gênée par une multitude de règles et de pratiques nationales différentes. De nombreux obstacles empêchent donc l émergence d une concurrence ouverte et équitable. Une étude réalisée récemment sur la situation des consommateurs dans les marchés de détail de l électricité révèle que le choix n est pas optimal. La mise en œuvre de la législation sur le marché intérieur est très décevante ; pour le seul deuxième paquet Marché intérieur dans le domaine de l énergie (datant de 2003), la Commission a ouvert plus de 60 procédures contre les États membres. Je vous rappelle que le troisième paquet entrera en vigueur cette année. Le retard dans les investissements et en matière de progrès technologiques compromet la sécurité d approvisionnement interne en énergie. Actuellement, la production d électricité européenne repose pour près de 45 % sur des sources d énergie à faibles émissions de carbone (notamment le nucléaire et l hydroélectricité). Certaines régions européennes pourraient perdre plus du tiers de leur capacité de production d ici 2020 en raison de la durée de vie limitée des installations correspondantes ; y remédier implique d augmenter les capacités existantes, de trouver des combustibles non fossiles dont l approvisionnement soit sûr, d adapter les réseaux aux sources d énergies renouvelables et de créer un marché intérieur de l énergie véritablement intégré. Parallèlement, les États membres devraient progressivement éliminer toutes les 9

17 subventions préjudiciables à l environnement et qui sont encore assez courantes. La qualité des plans d actions que les États membres nous ont soumis depuis 2008 en matière d efficacité énergétique est en réalité très décevante et il reste un grand potentiel à exploiter de ce côté-là. La réponse que nous proposons s articule autour de cinq priorités : - rendre l Europe plus économe en énergie : l efficacité énergétique (sujet sur lequel il n y a pas de grands lobbies) est certainement le meilleur vecteur de progrès sur les trois piliers de notre politique énergétique ; - mettre en place un marché de l énergie paneuropéen et plus intégré ; - responsabiliser les consommateurs, tout en leur assurant la sécurité et la sûreté d approvisionnement ; - développer le rôle prépondérant joué par l Europe dans les technologies et l innovation liées à l énergie, d où l intérêt de cette combinaison énergie-innovation lors du prochain Conseil européen ; - renforcer la dimension extérieure du marché de l énergie en Europe. De ce point de vue-là, les nouveaux traités de Lisbonne devraient nous aider sur le plan strictement juridique et institutionnel. Réussir l unification La Commission a une vision des marchés de l énergie à la fois ouverte et régulée, dans un cadre européen. Il était utile de rappeler que notre vision est très équilibrée : il ne s est jamais agi d œuvrer à une dérégulation incontrôlée, mais d avancer vers un fonctionnement de marché régulé. Aujourd hui, chaque pilier de notre stratégie renforce l autre : nous devons réussir le marché unique de l énergie pour atteindre nos objectifs en matière de réduction d émissions de carbone, nous devons innover pour être plus économes, nous devons agir ensemble à l extérieur pour notre compétitivité et nous devons investir dans nos infrastructures pour relever l ensemble de ces défis ; c est le sens du paquet Infrastructures qui a été adopté le 17 novembre dernier. En dernier lieu et pour compléter l architecture d ensemble la Commission 10

18 va présenter au cours du premier semestre 2011, un nouveau paquet sur l efficacité énergétique. En ce qui concerne le volet Marché intérieur de cette stratégie, la Commission propose à la fois le renforcement de la concurrence sur les marchés nationaux et la poursuite de l intégration des marchés entre eux. Par ailleurs, nous considérons que le marché ne peut pas se développer sans infrastructures additionnelles. Sur le volet «marché», encore extrêmement fractionné en Europe, nous souhaitons avancer vers un marché unique ; un espace énergétique continental devrait nous permettre plus de compétitivité, avec des prix plus bas ; il devrait encourager l innovation et offrir plus de sécurité (proposant des solidarités et des coopérations en cas de problème d approvisionnement) et plus de durabilité, avec la possibilité de faire transiter les flux d électricité de la mer du Nord vers le sud, ou encore de mieux gérer les contraintes avec les réseaux intelligents dont il a été question. Pour le marché paneuropéen de l énergie, la Commission va poursuivre avec détermination la bonne application de la législation européenne, d abord par le dialogue et la coopération, mais ensuite, si nécessaire, avec des procédures d infraction pouvant mener, le cas échéant, à des amendes. Grâce au troisième paquet Marché intérieur, il va être possible aussi d adopter de nouveaux codes de réseaux directement applicables au niveau européen. Je pense que c est un grand progrès qui devrait nous permettre d avancer pus rapidement vers l harmonisation, tant dans le secteur du gaz que dans celui de l électricité. Nous souhaitons également que le couplage de marché soit réalisé au niveau européen d ici 2015 ; le succès du couplage entre les régions centre-ouest et nord réalisé le 9 novembre dernier démontre que nous pouvons y parvenir. Enfin, pour les consommateurs, nous considérons que nous pouvons aussi concilier protection des plus vulnérables d entre eux avec un marché ouvert et compétitif ; le forum de Londres restera une plateforme pour les débats et les propositions permettant de maintenir un dialogue permanent avec les représentants européens des consommateurs. Concernant le volet «infrastructures», la Commission a évoqué en novembre la possibilité d un nouvel instrument européen pour la sécurité et les infrastructures énergétiques qu elle va détailler avant l automne prochain et qui servira à financer les priorités 11

19 européennes en matière d énergie. Nous proposons de travailler sur deux fronts : - l amélioration des règles de répartition des coûts et l optimisation de l effet de levier de l Union européenne en matière de financements publics et privés ; - les projets d intérêt européen, qui devraient pouvoir bénéficier de procédures d octroi d autorisation plus rapides et plus transparentes. Nous proposons quelques orientations à cet effet. Le défi climatique Je pense qu il est clair que nos objectifs ambitieux en matière climatique nous imposent d acheminer l électricité éolienne des lieux de production (en mer du Nord en particulier) vers les centres de consommation en Europe et donc de construire les infrastructures nécessaires. Il apparaît donc que nos objectifs pour 2020 nous imposent d atteindre une génération d électricité à partir du renouvelable à hauteur de 35 % et même davantage si nous prenons en considération le fait que les éoliennes ne fonctionnent que par intermittence. Il importera donc de gérer la flexibilité de l offre d électricité : les réseaux intelligents seront là pour nous y aider. Par conséquent, notre politique se penchera particulièrement sur les infrastructures, sur le marché et sur l innovation technologique, avec les défis que cela comporte en termes de cadre réglementaire. Cela va nécessiter la mobilisation de tous et, évidemment, de la France, qui occupe une place géographique centrale en Europe, mais qui a aussi une expérience et une compétence en matière énergétique tout à fait remarquable. Nous voyons se développer actuellement en France de véritables avancées en matière de réseaux et de compteurs intelligents ; si je suis bien informée, des expérimentations sont en cours et le régulateur français a déjà lancé des travaux sur ce sujet d avenir. Pour conclure, j aimerais rappeler qu il y a 60 ans, nos prédécesseurs ont développé une vision d avenir pour coopérer en matière de charbon et d acier afin de préserver la paix, en créant le traité CECA. Aujourd hui encore, l énergie doit pouvoir nous unir pour relever les défis auxquels nous faisons face au niveau européen et au niveau mondial : la raréfaction de l énergie, le changement climatique et la compétition internationale nous imposent d innover et d agir ensemble pour préserver notre modèle 12

20 social, notre environnement, et pour créer les emplois de demain. Nous avons donc tous beaucoup de travail, mais nous sommes, à la Commission européenne, convaincus que si nous sommes tous déterminés pour avancer dans ce domaine, l Europe pourra démontrer à nouveau la force de son projet d Union au bénéfice de ses citoyens. Je vous souhaite des débats très fructueux tout au long de cette journée et je vous remercie encore d avoir invité la Commission européenne. Merci madame. Vos propos sont prudents, ce que nous comprenons tout à fait étant donné que la loi NOME vient d être votée et que la Commission souhaite voir comment ces mécanismes compliqués se mettent place et si les dispositifs répondent aux objectifs que s est fixée la loi. J appelle Marc Benayoun (directeur en charge de l Économie, des Tarifs et des Prix d EDF), Philippe de Ladoucette (président de la CRE), Fabien Choné (directeur général délégué de Direct Énergie), Charles Beigbeder (président du Conseil d administration de POWEO), Olivier Puit (directeur général délégué d Alpiq Énergie France), Henri Ducré (directeur de la Branche Énergie France et membre du Comex de GDF SUEZ), Laurent Chabannes (président de l Uniden), Pierre Mongin (président de la RATP) et François Brottes (député de l Isère). 13

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22 Table ronde 1 La stratégie et le positionnement des acteurs dans le nouveau contexte de la loi NOME L application de la loi NOME et ses conséquences (prix, nature des contrats,...) En préparant cette table ronde, je ne pensais pas que la loi NOME déclencherait tant de passions, de questions, de doutes ou de certitudes. Cette première partie va se pencher sur le calendrier d application de la loi, sa mise en application et les problèmes qui peuvent se poser pendant les premières années de mise en route, notamment autour de l ARENH. Ensuite, nous essaierons de nous projeter plus loin, en observant l application de la loi et les événements qui pourraient survenir à partir de 2025, lorsqu elle ne produira plus d effets. Il sera intéressant de voir comment les différents acteurs se placent, non seulement dans l application de la loi NOME, mais aussi, dans la perspective de 2025, comment chacun compte se positionner en tant que producteur d électricité, lorsque l accès régulé au nucléaire historique disparaîtra. Je me tourne vers le régulateur, la Commission de régulation de l énergie (CRE), et son président, monsieur Philippe de Ladoucette. La loi NOME comporte un certain nombre d articles concernant la CRE et elle donne à cette instance de nouvelles responsabilités. Avant que les acteurs n entrent dans une phase de discussions plus active autour de la loi NOME, je pense qu il est intéressant que le régulateur donne son point de vue sur la façon dont il voit ses nouvelles compétences et son nouveau rôle dans la mise en place de l ARENH et dans ces fameux contrats qui vont lier EDF à ses concurrents autour du nucléaire historique. Tout d abord, Philippe de Ladoucette, auriez-vous quelques chiffres sur l état de l ouverture des marchés gazier et électrique? 15

23 La nouvelle place du régulateur Philippe de LADOUCETTE Président de la CRE Je vous présente aujourd hui tous mes vœux pour cette nouvelle année, au nom de la CRE, dont le collège est en fin de mandat : la Commission se trouve en effet en plein renouveau. L ouverture du marché n a pratiquement pas évolué au cours de ces quatre ou cinq derniers mois : nous nous trouvons dans une phase de stagnation car tout le monde attend de connaître les effets de la loi NOME et, dans cette attente, certains acteurs ont même réduit la recherche de clientèle. En ce qui concerne l électricité, un peu moins de 1,6 million de clients sont passés sur le marché. Dans le domaine du gaz, nous comptons environ 1,3 million de clients ; dans ce domaine, la situation est différente car les grands consommateurs de gaz se trouvent à plus de 50 % (en volume) sur le marché. La loi NOME doit permettre une évolution du marché de l électricité, mais celle-ci ne devrait pas intervenir au cours du premier trimestre La nouvelle CRE Ce matin, je tiens à évoquer le rôle de la CRE. Celui-ci sera à la fois essentiel et assez complexe : la loi a en effet chargé la CRE d un nombre considérable de mécanismes. Ainsi, au cours des deux mois qui viennent, la CRE devra délibérer plus d une dizaine de fois (pour donner un avis ou pour prendre une décision) sur différents sujets. Elle sera saisie, probablement à la fin de ce moisci, du projet de décret sur lequel elle sera amenée à donner un avis ; étant donné que la CRE dispose en général d un mois pour répondre, nous pouvons imaginer que cet avis sera donné d ici la fin du mois de février. La Commission doit également se pencher sur la rédaction de l accord-cadre liant EDF et chacun des fournisseurs ayant droit à l ARENH ; le texte fera l objet d un arrêté pris par le ministre de l Énergie sur proposition de la CRE. Par ailleurs, la Commission doit définir le contenu de la déclaration d enregistrement, le contenu du dossier de demande d ARENH (une décision à fort contenu technique qui précise l ensemble des données à fournir pour le calcul : courbes de charge, profil, etc.). La Commission doit également émettre un avis sur les modalités de calcul du droit ex ante de chaque fournisseur afin que le ministre de l Énergie puisse les arrêter ; elle doit aussi définir des règles de 16

24 calcul de compléments de prix. Cette énumération fastidieuse donne une idée de la complexité de la mise en œuvre de la loi et du travail extrêmement lourd que cela va représenter pour la Commission de régulation de l énergie. Cette dernière va également donner un avis sur les modalités de calcul des droits, la modulation du produit et, évidemment, le prix de cession. Comme vous le savez, une commission dirigée par Paul Champsaur a la responsabilité d apporter des éléments de réponse au prix déterminé par le gouvernement. Cette commission livrera le résultat de ses travaux à l issue de sa mission, probablement en février. Les modalités de fixation du prix Selon moi, le prix de cession comprend deux séquences. En effet, d après les termes de la loi, il sera déterminé par le gouvernement selon une cohérence TaRTAM, puis dans une approche plus économique, qui constitue le cœur de la commission Champsaur. Concernant la cohérence TaRTAM ajoutée à la loi par un amendement j estime qu elle n a aucun caractère scientifique. Les différents éléments que recouvre ce concept assez flou de «cohérence» sont : - le portefeuille de clients, élément assez peu discutable ; - les prix de marché, dont les cotations évoluent chaque jour ; - la quantité d ARENH allouée au portefeuille. L examen des prix de marché de façon objective ou du volume alloué donnée plus subjective livre des résultats relativement différents. Aujourd hui, sur le marché (au 14 janvier, sur une projection Y+1), les prix en base atteignent 55,38 euros et 67,75 euros en pointe. Or lorsque je m étais exprimé devant le Sénat le 23 juin dernier, nous nous référions aux prix de 55 euros en base et de 75 en pointe : la différence à l issue du processus d évaluation peut ainsi atteindre 1 euro, ce qui est assez considérable. L autre aspect très important est celui du pourcentage d ARENH accordé : est-il calculé sur 80 % (l hypothèse de base que la CRE avait prise jusqu à présent)? Est-ce moins (78 %, par exemple)? Ou est-ce plus : 85, 90 %? Rappelons que passer de 80 à 85 augmente le prix de 1 euro, et 1 euro s ajoute encore lorsque l on 17

25 passe à 90. Autrement dit, la marge de fluctuation du calcul de l équivalence TaRTAM peut varier dans une fourchette comprise entre 38,5 et 42 euros. Tout cela dépend beaucoup de l évolution du marché dont le mode d évaluation n est pas encore déterminé : considère-t-on des moyennes de prix calendaires pris sur les années 2009 et 2010, pondérés par les volumes échangés sur les bourses et le marché OTC? Ou bien retiendra-t-on le prix de marché observé tel jour, projeté sur un ou deux ans? Ou choisira-ton une autre option? Il est certain que cette décision modifiera sensiblement le résultat et la CRE apportera sur ce point son expertise et son avis. Concernant la quantité d ARENH allouée au portefeuille, ce pourcentage sera déterminé en fonction des dispositions prévues par le décret de mise en œuvre de la loi : ce critère sera un déterminant essentiel du résultat. Nous aurons l occasion d exprimer un avis sur ce décret. En conclusion, j insiste sur le fait que la cohérence TaRTAM produira un résultat selon les hypothèses qui seront prises : cela laisse une grande marge de manœuvre. Nous voilà dans le cœur du sujet. En résumé, il existe des marges de manœuvre selon la méthode employée. Cette intervention montre à quel point le prix de l ARENH est une grande question autour de la loi NOME. Monsieur le président, obtiendrez-vous les moyens nécessaires pour faire face à ce surcroît de travail? Philippe de LADOUCETTE Pas à ma connaissance. Nous serons conduits à redéployer nos moyens, ce qui pourrait entraîner l abandon de certaines tâches. En dehors de la loi NOME, nous travaillons également sur le «troisième paquet» qui nous demande autant, si ce n est plus, de travail. Je fais partie des parlementaires qui souhaitent que la Commission puisse avoir les moyens des compétences qui lui sont conférées ; avoir un régulateur fort qui puisse accomplir son travail de transparence, de régulation et de fixation des règles du marché relève de l intérêt de l ensemble des acteurs. Merci monsieur le président. Selon vous, Charles Beigbeder, pouvons-nous sauver Annecy? 18

26 Quelle place pour les alternatifs? Charles BEIGBEDER Président du conseil d administration de POWEO J ai en effet accepté de prendre la présidence du groupement d intérêt public Annecy Avec Chamonix et Annecy, cette candidature regroupe des sites extraordinaires faits pour accueillir les jeux Olympiques et Paralympiques en 2018 ; je vais donc faire le maximum pour que nous puissions l emporter à Durban en juillet prochain. Autre défi auquel je suis confronté depuis neuf ans : l ouverture du marché de l énergie, un pari qui semble plus difficile à remporter que celui qui consiste à attirer les jeux Olympiques en France Poweo reste néanmoins confiant, malgré toute la patience que cela suppose. La loi est bien construite, mais pour qu elle soit un succès, elle doit permettre une ouverture de marché sur l ensemble des segments de consommateurs, particuliers ou industriels. En effet, ces derniers ont droit au choix dans le domaine du gaz et de l électricité, ce qui implique la coexistence de plusieurs fournisseurs d énergie sur tous les segments. Toutes les études montrent que lorsque la concurrence est effective, l écart entre le prix de vente et le coût de production baisse ; cela ne signifie pas que le prix de vente au détail baisse (celui-ci résulte de toute une série de facteurs). De plus, la concurrence stimule l innovation, ce que j observe chez Poweo depuis neuf ans : de nombreux scientifiques et entrepreneurs nous proposent quantité de solutions qui aideraient les clients à mieux consommer et à réduire le nombre de kilowattheures. En effet, la facture d énergie est constituée du nombre de kilowattheures consommé au cours de l année et nous constatons d innombrables gaspillages, notamment dans le domaine résidentiel. L innovation et donc la concurrence permettront de développer une véritable efficience énergétique en France. Enfin, la concurrence permet de développer l investissement car plus de la moitié des centrales en construction en France sont des projets portés par des acteurs alternatifs. C est un point positif, encore faut-il que l ouverture du marché intervienne, sinon ils seront dissuadés de le faire. 19

27 La nécessité de deux prix différenciés En ce qui concerne le prix, l ARENH est primordial, mais ce n est pas le seul facteur de réussite du dispositif. En effet, si le prix est unique pour tous les segments, à un niveau cohérent avec le TaRTAM, l équation s en trouve compliquée. Nous souhaitions que deux produits soient créés : l un pour les industriels et un autre pour les clients de masse. Si le prix est unique quel que soit le segment, d autres paramètres (la surcouverture notamment) entreront dans le calcul de l ARENH, comme le permet la loi. L administration travaille là-dessus et nous en discutons avec elle. La forme du produit qui sera attribué à un fournisseur en fonction de ses profils clients est donc essentielle et directement corrélée au prix de l ARENH. C est la raison pour laquelle il faut une offre nucléaire de gros modulée qui permette de couvrir la courbe de charge de nos clients particuliers et petits professionnels en volume. Le parc nucléaire français module et EDF répercute ces variations sur ses clients ; il est donc normal que nous soyons placés, pour exister, dans une situation économiquement similaire à celle de l opérateur historique. Il s agit là d une demande de Poweo. Il n existe pas de lien direct entre la NOME (qui fournit une offre nucléaire de gros régulée aux opérateurs alternatifs) et la hausse de prix ; un certain nombre d intervenants multiplient les déclarations sur ce sujet. La hausse des tarifs doit intervenir, mais c est la conséquence des investissements nécessaires au soutien de la demande en électricité pour la rénovation des réseaux et du parc nucléaire français. Après 2015, les tarifs seront construits par addition des coûts et toute augmentation de l ARENH sera reflétée dans les tarifs. Enfin, la loi NOME ne règle pas la participation des opérateurs alternatifs à la production du nucléaire français ; nous pouvons le regretter car le rapport Champsaur évoquait cette possibilité. Aucun avantage immédiat n est concédé aux fournisseurs alternatifs s ils investissent dans la production, en tout cas pas avant 2014, ce qui est regrettable. Étant donné que la parution des décrets consécutifs à la loi NOME a pris du retard, Poweo a été conduit à céder à Verbund, son actionnaire principal, ses actifs de production pourtant stratégiques pour une entreprise qui développe le modèle de l opérateur intégré. Nous disposons néanmoins d une option de rachat de ces actifs au même prix que nous les avons cédés ; cette option peut être levée pendant une durée de 30 mois car au-delà de ce délai, une prime sera donnée aux opérateurs qui investissent dans le parc de production français, avec la mise en place du 20

28 marché de capacités. Nous espérons que cet avantage sera réellement mis en place et que Poweo, à la faveur de l ouverture du marché et de la publication de décrets satisfaisants, sera en mesure de financer le rachat de ses activités de production provisoirement cédées. Cette cession permet à l entreprise de survivre compte tenu des retards cités plus haut. Le succès de Poweo est donc encore possible : il dépendra de l efficacité du dispositif qui sera mis en place par la loi NOME et les décrets. Nous attendons cette mise en œuvre pour le 1 er juillet 2011, au-delà, il sera trop tard. Merci monsieur le président. D après votre intervention, la loi NOME est donc très importante pour l entreprise. Nous avions convié monsieur Champsaur à ce colloque, mais celui-ci préfère travailler discrètement, loin des médias ; nous aurions aimé, ce matin, connaître la suite de sa mission et la manière dont il envisageait la problématique du prix. Nous suivrons néanmoins ses travaux avec beaucoup d attention. Fabien Choné, êtes-vous sur la même position que Charles Beigbeder sur la loi NOME? Considérez-vous qu il s agisse d une loi importante, mais que de nombreuses interrogations subsistent, sur le calendrier ou sur le prix de l ARENH? Fabien CHONÉ Directeur général délégué de DIRECT ÉNERGIE Merci, monsieur le président, de votre invitation. J aimerais tout d abord revenir sur l impression ressentie par le professeur Chevalier : je ne considère pas que la loi NOME soit triste. Il s agit d un texte conçu pour nous sortir de l impasse dans laquelle notre pays se trouve depuis presque dix ans ; certes, du travail reste à accomplir pour atteindre un marché totalement concurrentiel en Cette loi a également vocation à permettre à l ensemble des consommateurs français de bénéficier des atouts de la concurrence, mais aussi des avantages compétitifs du parc de production nucléaire français. Rappelons qu il y a quelques années, au cours de ce même colloque, un tel scénario était considéré comme éminemment souhaitable mais tout à fait impossible au regard des engagements que nous avions avec la Commission européenne. Enfin, cette loi innove en créant un mécanisme d obligation de capacité qui doit permettre, à travers l incitation à 21

29 l investissement ainsi créée, d assurer la sécurité d approvisionnement des Français, ce qui n a rien d attristant Selon moi, cette loi est à la fois prometteuse, porteuse d espoir et innovante. Il reste à présent à déterminer si cette loi est efficace : pour qu elle le soit, les décrets d application doivent être adaptés. Pour l ouverture à la concurrence, la question du prix et la question du produit restent des inconnues. Nous sommes extrêmement pressés et je rappelle que la France s était engagée à une ouverture effective du marché et une mise en œuvre du dispositif au 1 er juillet 2010 : nous espérons que cela sera le cas au 1 er juillet En matière de paramètres de mise en œuvre de cette loi, il existe un paradoxe. La loi a vocation à ouvrir deux grands segments de marché (les clients industriels, avec la référence au TaRTAM, et celui du marché de masse, fondamental car c est sur ce segment de marché que les attentes sont les plus fortes), mais pour le même produit le «ruban nucléaire de base» le premier dispose d un prix de référence de 42 euros par mégawattheure et le deuxième de 35 euros. Or la loi ne prévoit qu un seul prix, mais par bonheur, sur la phase transitoire nous séparant de 2016, elle prévoit la possibilité d avoir des produits différents pour chacune des catégories de consommateurs. Philippe de Ladoucette a présenté les marges de manœuvre dans le calcul du prix, conduisant à la conclusion qu en distordant le fameux «ruban», nous obtiendrions une fourchette comprise entre 38 et 42 euros par mégawattheure. Je pense pour ma part que le prix peut descendre sous la barre des 38 euros par mégawattheure en allouant un peu moins de produit ARENH. C est tout à fait possible car la loi dispose que le pourcentage d allocation ne doit pas s écarter «significativement» de la moyenne. Sur le marché de masse, d après notre calcul, selon le pourcentage d allocation et les modulations saisonnières, la fourchette serait comprise entre 31 et 37 euros : le compromis ne semble donc pas si difficile à trouver. Comme le notait Charles Beigbeder, il est absolument indispensable que le marché de masse puisse être enfin ouvert à la concurrence. Par ailleurs, comme l a souligné Philippe de Ladoucette, l aspect fondamental réside dans le coût de production pris en compte dans l ARENH en 2013 puis en 2015 pour les tarifs réglementés que la CRE devra évaluer régulièrement et sur laquelle la 22

30 commission Champsaur travaille actuellement. Il s agit en effet de la référence qui impactera réellement les tarifs réglementés et l ensemble des clients industriels français. Il ne faut pas oublier que cette évolution dans la prise en compte des coûts de production nucléaire dans la facture des Français n a rien à voir avec l ouverture à la concurrence. Cette évolution a simplement vocation à financer les frais de jouvence les investissements pour la prolongation de la durée de vie des centrales qui sont nécessaires, avec ou sans ouverture du marché. Il est donc absolument impératif que tous les Français comprennent que si l augmentation tarifaire s avère nécessaire, celle-ci sera liée aux investissements dans les moyens de production nucléaire ainsi que dans le réseau, mais pas à l ouverture à la concurrence. Je constate que chacun reste très prudent à l approche des décisions et de la résolution d une équation très compliquée. François Brottes s est, quant à lui, beaucoup exprimé sur la loi NOME, notamment dans l hémicycle, au cours des différentes lectures du texte au sein de l Assemblée nationale. François, restestu sur ta position hostile? François BROTTES Député de l Isère Je n ai pas voté ce texte, donc j y suis hostile, en effet. La loi NOME n est jamais qu un cadre permettant de gagner un peu de temps et l important réside dans ce que ce texte induit. La loi invente un nouveau marché celui de la capacité qui nous conduira à spéculer sur le fait que certains constituent des réserves et d autres pas. Cette activité ne contribuera pas à faire baisser les prix, ce qui montre bien que cette loi n est absolument pas faite pour les consommateurs, mais bel et bien pour les opérateurs. Nous sommes tous des consommateurs. François BROTTES Certes, mais ce n est pas l activité principale des uns et des autres. Ce sujet du marché de capacité posera des problèmes, d autant plus que nous ne savons pas comment, en la matière, les déclarations des opérateurs seront contrôlées. Cette tâche considérable reviendra au régulateur et je suis préoccupé par cet élément, au-delà de la question du prix. 23

31 Je profite de cette occasion pour préciser que Paul Champsaur, un homme remarquable avec lequel j ai eu l occasion de travailler au sein de la précédente commission, doté d un certain franc-parler, à la fois indépendant d esprit et réfléchissant avec beaucoup de sérieux, ne fixera pas lui-même le prix : la décision incombera au ministre en charge du dossier. Avec mon groupe parlementaire, j étais favorable à ce que le gouvernement conserve la maîtrise du prix, au moins pendant les premières années. Nous poserons la question du prix à Éric Besson, ministre chargé de l Industrie, de l Énergie et de l Économie numérique, qui nous rejoindra tout à l heure. François BROTTES Dans l attente de cette information capitale, l ambiance entre les différentes parties prenantes reste feutrée, même s il existe des motifs d inquiétude. Pour ma part, je m étonne que l on n intègre, dans le calcul du prix, la provision pour investissement futur qu à partir d aujourd hui : j ose imaginer que l opérateur historique a, depuis longtemps, provisionné les sommes nécessaires au remplacement des centrales. Présenter le coût à venir de ces chantiers est une chose, mais intégrer la totalité du passé en est une autre. Comme j ai déjà eu l occasion de le dire, je suis également assez surpris par la manière dont il est demandé à RTE de porter avec ses actifs la garantie de financement du démantèlement des centrales quelques milliards d euros. Au moment où nous nous interrogeons sur le rôle de chacun, je ne cesse de m étonner de cette initiative. Il s agit d un débat autour d ordonnances régissant la transposition de la nouvelle directive pour laquelle le ministre a accepté à notre demande qu un groupe de travail soit constitué entre le gouvernement et le Parlement avant la rédaction finale de ces textes. Ces derniers sont très déterminants, y compris pour l application de la loi NOME ; ces discussions se prolongeront au cours des mois qui viennent. Lorsqu en compagnie de parlementaires de différents bords nous avons rencontré le directeur de l Énergie de la commission de Bruxelles, celui-ci reconnaissait l échec du marché, non pas parce que de nombreux opérateurs entrants ne sont pas parvenus à survivre, mais parce que les consommateurs ne s y étaient pas retrouvés car les prix n avaient pas diminué. En ce qui concerne le coût de l ARENH, je suis inquiet que la fourchette envisagée soit aussi large. Je me suis d ailleurs insurgé contre le fait que nous ayons dû voter un texte sans que l essentiel le prix y figure. Ce 24

32 sujet est majeur et le reste ne correspond qu à la volonté d habiller notre système avec un mode de fonctionnement eurocompatible ; cet exercice a été réalisé avec succès mais le texte qui en émane durera environ six mois, comme toutes les lois sur l énergie votées dans ce pays. Ainsi, le colloque de l an prochain portera probablement sur la NOME II. Merci François pour ton intervention. Henri Ducré, vous représentez GDF SUEZ qui est lui aussi un grand producteur et vendeur d électricité et qui compte jouer un rôle dans le cadre de la loi NOME. Quel regard portez-vous sur cette loi et sur les aspects du prix, des contrats annuels, de la mise en application? Qu attendez-vous aujourd hui, très concrètement, sur la mise en œuvre de la loi? Henri DUCRÉ Directeur de la Branche Énergie France et membre du Comex de GDF SUEZ Comme vous l avez souligné, nous sommes un vendeur et un producteur d énergie (de gaz et d électricité) et nous regardons la loi NOME avec ces deux casquettes. En tant que vendeur, nous souhaitons que le marché s ouvre enfin car nous ne pouvons plus continuer ainsi. Notre parc de production s élève à près de mégawatts et nous sommes l acteur qui a investi le plus dans la production d électricité en France depuis la fusion de GDF et Suez il y a deux ans et demi, soit environ 2 milliards d euros pour mégawatts. Ces investissements reflètent notre confiance dans l avenir de ce beau pays. Mais la loi NOME ne garantit pas que la concurrence existera réellement au bénéfice des clients, à la fois sur le prix du kilowattheure et sur l innovation contribuant à réduire la consommation. En pratique, des décrets détermineront ces éléments. Deux concertations en cours sont très importantes : la première est organisée dans le cadre de la commission Champsaur (sur le prix de l ARENH) et l autre se tient sous l égide de la DGEC, sur les modalités opérationnelles (les volumes attribués à chaque consommateur et la forme du produit qui sera différente selon le profil du client, particulier ou professionnel). Cela complexifie le débat, mais nous participons activement à ces discussions avec la volonté que les conditions d expression de la concurrence soient réunies, sur tous les segments. 25

33 Que demandez-vous aujourd hui? Henri DUCRÉ Il existe des solutions compatibles avec le prix du TaRTAM : les clients qui bénéficient aujourd hui de ce tarif doivent avoir des offres du même niveau. Par ailleurs, il convient de supprimer les «ciseaux» tarifaires dès 2011 pour l ensemble des clients tout en s assurant que ces dispositifs couvrent les coûts du nucléaire historique. Ces trois paramètres prix, volume attribué et forme du produit sont déterminants et nous sommes en mesure de proposer un chiffre qui satisfasse ces conditions : 35 euros par mégawattheure, avec des volumes et des produits adaptés aux différents segments de clients. Ce prix permettra de faire bénéficier tous les consommateurs de la production nucléaire historique, sans distorsion entre les différents segments. Ce chiffre de 35 euros est cohérent avec le coût des centrales existantes : il prend en compte la rémunération des capitaux encore non amortis, les coûts d exploitation et de maintenance, les charges de long terme (notamment le cycle des déchets et le démantèlement). Ce tarif permet donc d intégrer l ensemble de ces coûts. Comme l a dit François Brottes, il sera nécessaire d investir dans la prolongation de la durée de vie des centrales. Nous proposons que ces coûts soient pris en compte au moment où nous investirons dans cet allongement, sans nous reposer sur des coûts hypothétiques et évalués trop prématurément. En outre, le prix de 35 euros permet de sortir du dispositif en 2025 avec une trésorerie positive pour EDF, ce qui est tout à fait logique ; ce prix est cohérent avec le TaRTAM, avec le tarif bleu (en fonction de la forme et du volume attribués à chaque client). Il est hors de question que les clients français (y compris les particuliers) payent deux fois : une première pour les coûts amortis et une autre pour des dépenses à venir. Nous souhaitons très fermement que ce tarif de 35 euros ouvre le marché réellement et que tous ceux qui souhaitent investir dans la production en France puissent le faire. De cette manière, nous sortirons du dispositif de la loi NOME en Les investissements dans la prolongation de la durée de vie du parc nucléaire et dans la production de base doivent être soutenus. 26

34 En ce qui concerne le calendrier, comme l a souligné Fabien Choné, la date du 1 er juillet 2011 doit être la dernière limite car le projet a déjà été suffisamment repoussé : en 2004, puis en Je vous rappelle que pour des entreprises comme les nôtres, qui gèrent des contrats avec leurs clients, il est important que nous connaissions rapidement les règles de fonctionnement du marché. Comment avez-vous géré l arrivée à échéance des contrats TaRTAM au 31 décembre? Olivier Puit, avant de nous parler de la société Alpiq, que répondez-vous à cette question? Olivier PUIT Directeur général délégué d Alpiq Énergie France Alpiq Énergie France deviendra producteur d électricité dans quelques semaines grâce à l entrée en service d un cycle combiné de 400 mégawatts, mais la société est avant tout un commercialisateur présent en France depuis Nous sommes spécialistes de la fourniture d électricité aux grands industriels et aux consommateurs du grand tertiaire et, à ce titre, nous avons fait face à la question du prolongement des contrats alors que nous ne savions pas, pour les mois à venir, à quel prix nous allions vendre l électricité. La vendrons-nous à un prix de marché? Probablement pas, puisqu il n y aura pas de vide entre le TaRTAM et la loi NOME, mais l incertitude est complète. Nous vivons cette situation depuis 2008, année de la première prolongation du TaRTAM qui avait été suivie d une deuxième prolongation. Nos contrats s achèvent au 30 juin ou au 31 décembre, selon la volonté de nos clients de s engager ou pas face à ces incertitudes. Donc vous prolongez ces contrats. Les autres opérateurs procèdent-ils de la même manière? Henri DUCRÉ Nous prolongeons ces contrats en y incluant une clause particulière qui prendra en compte le prix de l ARENH une fois qu il sera déterminé. Cela introduit une incertitude pour le client et pour nous car il est difficile de proposer des offres raisonnables tant que nous ne sommes pas fixés. 27

35 Alpiq est perturbée par une éventuelle application du tarif en milieu d année et vous auriez préféré que le nouveau dispositif s applique sur une année civile. Olivier PUIT Oui, nous faisons preuve d innovation contractuelle afin de gérer ces incertitudes et partager les risques entre client et fournisseur. Alpiq a commencé à livrer ses premiers kilowattheures fin 2002, ce qui implique que nous avons connu quatre ans de marché et quatre ans de régulation. La nouvelle régulation s appliquera pendant 15 ans et la loi NOME, si elle n est pas un texte triste puisqu il bénéficiera à nos clients, n en constitue pas moins une nouvelle contrainte (après celle du TaRTAM). Nous serons extrêmement vigilants quant aux conditions d application de cette nouvelle loi promulguée il y a un peu plus d un mois et dont les décrets et arrêtés pourraient être publiés dans quelques semaines. Étant donné que cette loi va réguler le marché de l électricité pendant les quinze années à venir, nous pourrions nous donner plus de temps pour établir des conditions d applications fonctionnelles permettant une concurrence équitable entre tous les fournisseurs d électricité, qu il s agisse de ceux qui auront recours à l ARENH pour rester compétitifs ou de ceux qui n en auront pas besoin. Je vous rappelle que le marché est scindé en deux grands segments : le marché de masse et le marché industriel. Ce dernier est le plus dynamique et les fournisseurs alternatifs y ont mieux réussi : Alpiq livrera cette année plus de 16 TWh à ses clients, sur plus de 500 sites. Pour nous, l ARENH représente un contrat de MW avec EDF, ce qui implique une étude minutieuse de plusieurs semaines de cette convention. C est la raison pour laquelle la publication d arrêtés au tout début du printemps et leur mise en application à compter du mois de juillet suscitent notre inquiétude. Nous souhaiterions qu un délai supplémentaire soit accordé aux fournisseurs présents sur le segment industriel afin qu ils puissent mettre en œuvre ce nouveau mécanisme ; si la loi doit profiter aux consommateurs et développer la concurrence, elle doit également et surtout, en ce qui concerne le segment industriel permettre aux clients de bénéficier d un avantage de coût nucléaire. Dès lors, pourquoi ne pas distinguer deux produits, l un destiné au marché de masse, l autre aux grands consommateurs industriels? Ces derniers pourraient ne pas suivre le même calendrier. Ils sont en effet habitués à acheter de l électricité sur les 28

36 années civiles et les contrats se renégocient en très grande majorité au 1 er janvier : il serait donc parfaitement sensé que l ARENH respecte ce mode de fonctionnement. Enfin, j aimerais préciser que le prix n est pas un sujet aussi important pour les entreprises fournissant de l électricité aux industriels car il sera transféré aux consommateurs. Nous serons bien sûr très heureux s ils bénéficient d un prix très compétitif, mais notre combat ne porte pas sur cet aspect. En revanche, j insiste sur le fait que nous serons soumis à la régulation de notre prix d achat ; or, nous entendons que notre prix de vente devrait être en cohérence avec le TaRTAM : nous ne souhaitons pas être régulés à l achat et à la vente car de telles contraintes ne permettraient pas le maintien du niveau de concurrence atteint sur ce segment de marché aujourd hui. Merci. Pierre-Franck Chevet ou bien Éric Besson livreront peutêtre les informations que vous souhaitez. Marc Benayoun, quel est votre sentiment? Le point de vue d EDF Marc BENAYOUN Directeur en charge de l Économie, des Tarifs et des Prix, EDF Je tiens tout d abord à excuser l absence de Pierre Lederer qui n a pas pu être présent aujourd hui. Ensuite, je vous souhaite à toutes et à tous une très bonne année. Nous avons beaucoup parlé de prix, mais avant d évoquer l impact de cette loi sur eux, je pense qu il importe de rappeler le niveau des prix actuels, une information assez peu connue et commentée. En France, les prix de l électricité sont extrêmement compétitifs, ce qui n est pas le cas du gaz ou du pétrole achetés à travers de grands contrats et soumis (dans le cas du pétrole) à une forte fiscalité. Les prix que je présente ne sont pas ceux du marché, mais ceux proposés aux clients finaux tels qu ils sont mesurés par Eurostat et payés par le consommateur. L écart entre le prix payé par le consommateur français et ses voisins européens fluctue entre 20 et 40 %. En euros, l écart entre le prix annuel payé par un client 29

37 français et celui dont s acquitte un client d un autre pays atteint 336 euros pour les particuliers et 1,5 million d euros pour la tranche des plus gros consommateurs (de 70 à 150 GWH). Cohérence ARENH/TaRTAM Quelles modifications engagera la loi NOME? Je tiens tout d abord à me réjouir de la convergence observée sur le mode de calcul du prix de l ARENH cohérent avec le TaRTAM. En effet, comme Philippe de Ladoucette l a très clairement exprimé, de nombreux facteurs sont en jeu et nous nous trouvons à présent dans une situation où, à hypothèses identiques, nous obtenons un résultat identique, ce qui n était pas le cas auparavant. Il convient à présent d étudier la couverture des portefeuilles de clients par l ARENH : là aussi, les chiffres peuvent être variables. Enfin, la question des prix de marché que nous retiendrons est également importante puisqu il s agit, lors de la première année d application de la loi NOME, de permettre aux clients bénéficiant du TaRTAM de conserver le même niveau. Cette stabilité est assez surprenante bien que nous soyons décidés à la mettre en œuvre avec tous les acteurs qui diffuseront l ARENH à leurs clients et nous aurions pu considérer que le système dans lequel nous évoluons est marqué par l augmentation des coûts, comme l ont expliqué tout à l heure Jean-Marie Chevalier et Anne Houtman. Reconnaître que ce prix aurait dû augmenter selon l inflation eut été pertinent. En effet, deux critères restent à déterminer pour fixer le niveau du prix de départ. Le pourcentage d ARENH auquel auront droit les clients est le premier critère. Pour notre part, nous avons bien compris que la loi demande que l ARENH permette une diffusion de l avantage compétitif que le parc nucléaire historique représente et que la part de ce dernier dans la production soit reflétée par ce taux de couverture. Cette part est aujourd hui de 76 % et nous ne voyons pas comment les clients bénéficiant du TaRTAM pourraient voir ce pourcentage diminuer. Nous pourrions adopter un système reposant sur un taux unique pour toutes les catégories de clients (il ne serait pas très éloigné de cela), ou encore mettre en place un dispositif qui nous paraît plus vertueux et logique qui consisterait à donner une part plus importante aux clients qui ont une consommation plus plate. Mais les bénéficiaires du TaRTAM sont essentiellement des clients industriels dont la demande est peu formée et si nous suivons la méthode préconisée par la DGEC (qui consiste à considérer les puissances appelées pendant un certain nombre d heures, en donnant une incitation positive à ceux qui ont une consommation plate), le taux de couverture atteindrait 85 % ; à l opposé, le taux serait plus bas pour ceux qui ont une demande 30

38 plus formée. Pour les clients bénéficiant du TaRTAM, nous nous situerions à un taux de couverture compris entre 80 et 85 % et le taux de couverture serait plus bas pour les clients résidentiels. D ici quelques semaines, nous disposerons des résultats de la consultation menée sur la mise en œuvre de la loi et dès lors, nous ne nous demanderons plus quelle est l hypothèse à retenir pour calculer la cohérence TaRTAM. Les décrets d application détermineront, pour tels clients et telles courbes de charges, un pourcentage précis de couverture par de l ARENH. Quel prix de marché retenir pour le calcul de l ARENH initial? Le deuxième point très important est celui du prix de marché retenu pour effectuer ce calcul. En effet, une fraction de la consommation du client reflétera toujours le prix de marché ; Philippe de Ladoucette a évoqué des fourchettes comprises entre 55 et 75 euros (il y a quelques mois) et entre 55 et 67 euros aujourd hui (en raison d un léger tassement de l écart entre la base et la pointe) et je tiens à faire remarquer qu une partie de ce prix de marché a déjà été couvert. En effet, les clients n ont pas attendu que la loi soit promulguée et que les décrets soient connus pour acheter leur électricité car ils ont des budgets à établir et ils ont procédé à des appels d offres pour leur fourniture au cours de l année Comme l a expliqué Henri Ducré, ces clients bénéficieront du TaRTAM jusqu à son terme (pendant environ six mois) et ils paieront ensuite pendant six mois un prix fondé sur une hypothèse d ARENH. Des clauses ont été inscrites dans les contrats : certains ont couru le risque d indiquer un prix, d autres pratiqueront le pourcentage prévu par le décret. Quoi qu il en soit, les consommations des clients soumis au TaRTAM pour la deuxième partie de l année 2011 ont été couvertes au moment où les négociations ont eu lieu, c est-à-dire pendant le dernier trimestre de 2010, période pendant laquelle les prix du marché atteignaient 51 euros en moyenne sur Powernext. Par conséquent, pendant les six premiers mois de l ARENH (de juillet à décembre 2011), le niveau du prix du marché est déjà inclu dans les offres acceptées par les clients, sur un prix sensiblement plus bas que ceux compris dans les fourchettes évoquées plus haut. Voilà pourquoi nous maintenons notre évaluation initiale : si nous voulons que le niveau de prix dont bénéficient les clients soit maintenu, le niveau d ARENH doit être fixé à 42 euros. 31

39 Il revient à présent à la commission Champsaur de terminer son travail afin qu une décision soit prise. Ces prix devront nécessairement évoluer dans le futur. La situation dans laquelle nous nous trouvons est, de notre point de vue, favorable, dans la mesure où cette compétitivité n impose pas de choisir entre EDF et les clients : en effet, nous pouvons à la fois obtenir un niveau de prix qui permette à l entreprise de maintenir son outil dans la durée afin de conserver cet avantage compétitif tout en maintenant des tarifs favorables pour les clients. Si l écart était très faible, la situation serait complexe : notre parc imposerait alors de choisir entre le propriétaire du parc et le client. Mais ce n est pas le cas et dans les prochaines années, une hausse modérée et progressive de ces prix devrait permettre de maintenir notre compétitivité, d autant plus que dans les autres pays européens, la hausse des prix continue : depuis le début de cette année, l augmentation est de 8 à 9 % en Espagne et de l ordre de 7 % en Allemagne. Le système dans lequel nous nous trouvons nécessite une hausse progressive des prix en France, mais cette hausse se poursuivra également chez nos voisins, probablement avec une pente supérieure. Selon nous, ce supplément de compétitivité sera donc maintenu ou accru. Laurent Chabannes, vous représentez les très gros consommateurs d énergie. Cette année 2011 est compliquée et le manque de visibilité (contrats, prix) ne facilite pas votre tâche. Le point de vue des grands utilisateurs Laurent CHABANNES Président de l UNIDEN En effet. En tant qu industriel, j attache beaucoup d importance à la compétitivité et j estime que la loi ne sera efficace que si elle bénéficie aux consommateurs. Je rappelle également que je ne donne pas un point de vue français, mais celui de groupes implantés dans le monde entier et dont la gouvernance est assurée par des personnes travaillant hors de France. Pour ces entreprises, la compétitivité du prix de l énergie est souvent une question de survie et c est la raison d être de l UNIDEN. De plus, elles considèrent que le parc électronucléaire français produit une énergie décarbonée capable d assurer sur le long terme la survie de 32

40 leurs activités. Les membres de l UNIDEN regroupent plusieurs centaines de sites industriels et le tissu local dépend souvent de leur survie. Cet atout est considérable pour le pays et nous pouvons nous féliciter des résultats obtenus auprès de la Commission européenne. Notre intérêt commun réside dans le fait que les décrets et les arrêtés à venir permettront de bénéficier de cette compétitivité et qu ils soient eurocompatibles. Nous ne sous sommes jamais exprimés sur les prix ; j en ai entendu aujourd hui quatre et je pourrais moi-même en ajouter trois autres. Cette question est certes essentielle, mais la décision finale relèvera d un compromis politique et répondra au souci de donner accès à cette énergie aux consommateurs; or, nous n avons pas encore bien compris comment nous allions y parvenir. À propos des allocations de volumes et des prix, je vous rappelle notre besoin de visibilité : si les règles d allocation et les prix doivent évoluer dans le temps, nous demandons que ces variations soient fixées dès l origine et qu elles se révèlent pérennes car il s agit d éléments de décision fondamentaux pour nous. Je vais profiter de cette tribune pour évoquer le regard que portent ces industriels sur l Europe qui est intimement liée à la loi NOME. L Union a un problème de lisibilité de sa politique énergétique : ce matin, Anne Houtman a évoqué à la fois un «marché énergétique continental», en souhaitant que celui-ci soit «ouvert et compétitif» et elle a parlé de fonctionnement de marché «régulé». Ces notions sont assez peu compatibles et j alerte l Europe sur le fait que ces industriels puissants dont les décisions sont lourdes de conséquences ne voient pas, pour l instant, comment (et pourquoi) il faudrait organiser un marché au prix unique, comme si l électron était une matière première qui s échangerait librement dans le temps et dans l espace. L électron n est pas stockable ni facile à transporter. Si la loi NOME nous donne un peu de répit, elle ne règle pas le problème de fond concernant l avenir. Merci monsieur le président, votre point de vue est important. De nombreux intervenants ont rappelé que ce dispositif est conçu pour les consommateurs parmi lesquels se trouvent les plus gros d entre eux, ceux sur lesquels repose en grande partie l économie 33

41 française. Parmi ces derniers, la RATP représentée aujourd hui par Pierre Mongin. La question du coût de l énergie est cruciale pour la RATP ainsi que pour la SNCF et je m en étais emparé au cours des débats parlementaires sur le projet de loi en demandant au gouvernement d essayer de réfléchir et d apporter une solution à ces deux entreprises dont la problématique est particulière. Il m a été répondu que ma demande avait été prise en compte, mais je ne vois pas de quelle manière et j aimerais que Pierre Mongin m explique comment la loi prend en compte la RATP et la SNCF. Je rappelle que ces deux entreprises ne bénéficieront pas de l ARENH aux heures de pointe alors que leur activité se fait majoritairement aux heures de pointe. Pierre MONGIN Président de la RATP Je vous remercie, François-Michel Gonnot, de m avoir convié à ce colloque. En dehors de vos compétences dans le domaine de l Énergie, vous êtes au Parlement l un des meilleurs spécialistes des transports. Je suis le seul client présent à cette table face aux producteurs, à l exception des grands industriels représentés par l UNIDEN. Nous sommes à la recherche d un nouveau système français et européen, entre marché et régulation. Je vous rappelle que la RATP emploie 500 salariés dans le domaine électrique, nous gérons kilomètres de câbles à haute tension et très haute tension en région Ile-de-France. Les concepteurs de ce système le groupe Empain-Schneider, nos actionnaires initiaux créèrent en 1899 la Compagnie du chemin de fer métropolitain de Paris et eurent une prémonition en se dotant de moyens de production électrique ; tout comme Guillaume Pépy, je regrette que cette fonction ait été abandonnée. Notre entreprise détenait une centrale électrique, à l endroit où se tient aujourd hui notre siège social (quai de la Rapée, à Paris), le long de la Seine afin que des barges puissent la ravitailler en charbon ; ce système fonctionna jusqu à la Seconde Guerre mondiale. En nous recentrant sur nos cœurs de métiers, nous abandonnâmes cette production (tout comme la SNCF qui se sépara d une société exploitant des barrages dans les Pyrénées). Inscrire la RATP dans l ARENH Nous regrettons cette époque car actuellement, nous sommes des consommateurs obligés. Contrairement à d autres, nous ne 34

42 pouvons pas délocaliser notre activité et notre production de transport consomme 1,4 TWh/an dont la répartition chronologique est strictement prévisible et constante. Notre situation serait donc très fragile au sein d un marché régulé. Pour des raisons de saisonnalité, nous sommes sortis du TaRTAM et après avoir lancé un appel d offres, nous avons constaté une explosion des prix totalement injustifiée par les conditions de marché qui n ont pas changé. Cette situation nous a paru aberrante, y compris au niveau des offres de notre fournisseur historique. La période que nous vivons est donc marquée par un affolement des compteurs et je ne partage pas du tout le sentiment exprimé par le représentant d EDF selon lequel la photographie du marché a une signification : selon nous, elle n en a aucune. Lorsque nous avons affaire à des productions de services publics incontournables, il faut que les conditions de marché correspondent aux capacités d offre que la nation et le pays ont en réalité la possibilité de fournir. Nous souhaitons avec Guillaume Pépy et l ensemble des transporteurs utilisant la traction électrique (y compris les tramways et métros de province) bénéficier du tarif de l ARENH ; nous menons actuellement cette discussion avec le ministre qui m a donné l assurance que notre demande allait être satisfaite, probablement sous la forme d un décret, ce qui explique que cet élément n ait pas été inscrit dans la loi. Une telle décision relèverait du bon sens. Face à l augmentation de ce prix (celui-ci prendra fin dès que le décret en question aura été publié), deux choix s offrent à nous : augmenter le prix du ticket de métro et du pass Navigo, ou demander à Jean-Paul Huchon d augmenter les impôts locaux. Le système actuel est absurde car en vertu de lois pseudoéconomiques, nous devrions opérer une redistribution entre EDF et le contribuable. C est la raison pour laquelle j estime que la loi NOME constitue un progrès car l eurocompatibilité est une priorité pour la France ; néanmoins, j estime nécessaire de faire preuve de pragmatisme et de procéder aux dérogations réglementaires adaptées. Quel est le montant de la facture d électricité de la RATP? Pierre MONGIN Je tiens à rester discret sur cette question. 35

43 Même si nous espérons trouver une alternative à l augmentation des tarifs de la RATP ou des impôts locaux, quel serait le montant de l augmentation que vous avez évoquée? Pierre MONGIN Elle serait de l ordre de quelques points. Étant donné le caractère marginal de la dépense supplémentaire et de l impossibilité de la récupérer, la répercussion serait intégrale. Je remercie Pierre Mongin d avoir apporté son témoignage car il montre que ces enjeux sont importants pour certains clients soumis à des contraintes particulières, comme l est la RATP. J appelle à présent à mes côtés Pierre-Franck Chevet, directeur général à la Direction générale de l Énergie et du Climat, Luc Poyer, président du directoire d E.ON France, Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, Franck Lacroix, directeur général de Dalkia France, Nicolas Bossard de Molin, directeur adjoint de la Stratégie et des Fusions-Acquisitions d Areva, Michel Crémieux, président d Enel France, Robert Durdilly, président de l UFE (Union française de l électricité). Je constate que l univers de l énergie est encore très masculin ; comment envisagez-vous la parité au sein de vos entreprises? Luc POYER E.ON vient de nommer une femme au sein de son directoire. 36

44 L application de la loi NOME et ses conséquences (prix, nature des contrats,...) Penchons-nous à présent sur des sujets d avenir : - la sortie du tarif réglementé ; - la naissance du marché des capacités évoqué par François Brottes ; - l amendement passé au Sénat qui permettrait à certains opérateurs du marché électrique de s intéresser aux investissements liés au prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires, si l ASN l autorise. Pierre-Franck Chevet, vous avez noté que de nombreuses questions restent sans réponse. Que pouvez-vous nous dire du calendrier? Certains évoquent le 1 er juillet. Quand le prix intermédiaire de l ARENH sera-t-il fixé? Quand le dispositif serait-il déclenché? Sur cette question, Alpiq préférerait que la date soit repoussée de quelques mois quand d autres estiment avoir déjà trop attendu. Enfin, quelles sont les réflexions du ministère et de votre direction sur l épineuse question du prix? Pierre-Franck CHEVET Directeur général de la Direction Générale de l Énergie et du Climat Tout d abord, je vous souhaite une bonne année à tous. J ai entendu ce matin que les textes s appliquaient trop tardivement ou bien de façon trop hâtive ; la loi NOME a été qualifiée de «triste» puis de «bien construite». J ai été frappé par le caractère fondamentalement différent de ces jugements. À titre personnel, je suis assez satisfait du travail accompli en Il y a un an, le processus de construction de la loi NOME fut lancé avec un groupe de travail dont la première réunion se tint juste après ce colloque. Ce «parcours du combattant» fut effectué dans de bonnes conditions et le débat parlementaire extrêmement nourri a permis de promulguer la loi début décembre. Ce pari n était pas gagné eu égard à la complexité de ce texte et je ne suis pas le 37

45 seul à être content de ce parcours. Beaucoup de travail reste à accomplir, mais il faut rappeler que ce travail a été bien mené, grâce à la contribution de toutes les parties prenantes. Cette loi est nécessaire car elle vise à conforter notre capital industriel, notamment en matière de productivité et de prix, dans le paysage européen. Notre outil industriel doit donc être conforté dans la durée au bénéfice du consommateur : c est l objectif de cette loi. Concernant le calendrier, les consultations sur les textes d application ont commencé le 17 décembre ce qui n est pas tardif et elles se poursuivent ce mois-ci. Nous pensons pouvoir disposer début février d un texte élaboré et entrer ensuite dans une phase de saisines (Conseil d État, CRE, CSE, etc.), sachant que des arrêtés fixeront ensuite les détails. Actuellement, nous pensons commencer les consultations des arrêtés à partir de début mars de manière à faire converger l ensemble des textes début avril. Voilà, à quinze jours près, notre calendrier de travail. Nous nous imposons toutes consultations nécessaires, charge à chacun de réagir rapidement pour tenir ces délais. Le dispositif devrait être affiché en avril et la livraison de l électricité au tarif ARENH commencera au début de cet été. La fin du TaRTAM pourrait intervenir début juillet. Pierre-Franck CHEVET Nous ferons tout notre possible pour tenir ce délai. La loi détermine les composantes du prix et décrit selon quelle formule il serait calculé ; le président de la CRE évoquait la cohérence avec le TaRTAM, un concurrent d EDF a évoqué un chiffre et une réflexion autour du prix du marché s est fait jour : comment évoluent ces réflexions? Paul Champsaur parvient-il, grâce à son travail, à rapprocher les positions des différentes parties prenantes? Pierre-Franck CHEVET Il ne faut pas préjuger d une consultation en cours, mais il me semble que la précédente table ronde a montré que des convergences sont en cours. Les réglages sont compliqués comme la présentation de Philippe de Ladoucette l a très clairement illustrée mais nous avons le sentiment que la convergence entre 38

46 EDF et les autres acteurs industriels progresse. Bien entendu, l éclairage de Paul Champsaur sur le sujet attendu pour la fin du mois de mars permettra d obtenir des textes convergents et éclairés, probablement début avril. Il m est très difficile de vous donner un chiffre car il résultera d une équation à plusieurs inconnues. Une fois le prix fixé, les concurrents devront contractualiser avec EDF, ce qui induit des procédures lourdes, compliquées et longues. Que pouvez-vous nous dire à ce sujet? Pierre-Franck CHEVET Il est prévu et visiblement souhaité par l ensemble des acteurs qu un accord-cadre régissant les relations entre EDF et l ensemble des fournisseurs soit bâti au deuxième trimestre de cette année de manière à pouvoir entrer en vigueur en juillet. Il s agit d une négociation menée en parallèle, au bénéfice de toutes les parties prenantes qui verront leur travail ainsi simplifié. Vers un marché de capacités Je tiens à rappeler, malgré la focalisation de l attention sur l ARENH et ses implications, que nous avons introduit dans la loi une disposition à propos du marché de capacités, un élément très novateur doté d un calendrier propre et qui est très important pour l avenir du système électrique français car il oblige l ensemble des fournisseurs (y compris EDF) à être en mesure de couvrir la pointe de leurs clients : ce point est crucial comme le montrent les récents pics de consommation qui ne sont sans doute pas les derniers. Mettre en place un tel dispositif contribue à la sécurité d approvisionnement de notre pays et à la solidité industrielle de notre système électrique. Il résulte des travaux menés par Bruno Sido et Serge Poignant sur la pointe : les nouveaux entrants se voient «offrir» l avantage d accéder à la base historique nucléaire et instituer en parallèle l obligation de couvrir sa pointe en fonction de ses clients est apparu naturel et très important au sein de ce dispositif. Contrairement à ce qu estimait un intervenant «la loi NOME annonce la désindustrialisation de notre pays» nous pensons que ce texte confortera dans la durée le nucléaire et dotera la France, par le biais de ce marché de capacités, d une offre de pointe adaptée à nos consommations. À ce sujet, la loi introduit deux manières de faire face à ce besoin de pointe : mettre en place des moyens de production adaptés à cette pointe ou travailler sur l effacement de la demande. Conformément au Grenelle de 39

47 l environnement, nous devons travailler de façon symétrique sur ces deux sujets. Ce travail long et extrêmement innovant est calqué sur le seul exemple au monde de ce système, adopté par un État des États- Unis avec lequel nous sommes en contact afin de nous inspirer de son expérience tout en évitant les problèmes qu il a rencontrés. Cette obligation sera effective en Si nous voulons que les industriels disposent, dans ce délai, des capacités nécessaires directement ou indirectement : l installation de moyens de production est en effet envisagée nous devons fixer des règles suffisamment à l avance, ce qui conduit à l adoption d un décret dans le courant de l année 2012 (des arrêtés seront peut-être également nécessaires), après les analyses et les consultations nécessaires, eu égard à l importance de ce sujet. Merci monsieur le directeur. Les informations que vous nous avez données permettent sans doute aux acteurs ici présents d avoir quelques certitudes à propos du calendrier. Cela donne une certaine perspective et cela démontre la volonté du gouvernement de conduire l entrée en application de la loi aussi rapidement que possible, en créant le maximum de consensus, autant que faire se peut. Robert Durdilly, Pierre-Franck Chevet évoquait l aspect industriel de la loi NOME. Or, il y a un an, l ensemble des concurrents (EDF y compris), estimait que la loi NOME devait être un des moyens d encourager et faciliter l investissement dans la production, en favorisant l industrialisation du système de production français d électricité. De nombreux dispositifs ont été votés entre-temps (le marché de capacité, les investissements de jouvence), mais l aspect de l industrialisation est important pour l Union française de l électricité. Robert DURDILLY Président de l UFE Tout d abord, je vous souhaite à tous une très bonne année ; 2011 devrait être pour notre secteur une année passionnante et de changement. De grands espoirs sont nés, en France et Europe. L objectif d instaurer une concurrence est en effet important ; celle-ci ne doit pas porter uniquement sur la commercialisation, 40

48 mais elle doit reposer sur une vision industrielle de la concurrence qui suppose que tous les acteurs aient la possibilité d investir dans tous les moyens de production, et qu ils puissent tirer profit des synergies entre leur production et leur portefeuille clients. Cela concerne les moyens de base, y compris la production nucléaire. L un des enjeux de la loi NOME réside dans la mutation qu elle organise, avec deux étapes, en 2015 puis en 2025 la fin de l ARENH. La réussite de cette mutation impose une mise en cohérence de l ensemble des dispositifs par rapport aux fondamentaux économiques, notamment les tarifs de vente réglementés. Pour les particuliers, à la différence des entreprises, ces tarifs resteront en vigueur au-delà de Il est donc important que cette transition réussisse car les difficultés autour de l ARENH sont liées à la coexistence de ces tarifs (la notion de «ciseau tarifaire» est par exemple évoquée). Comment passer de l ARENH à une véritable concurrence industrielle? Comment favoriser les investissements dans les moyens de base? L allongement de la durée de vie des centrales nucléaires nécessite un investissement considérable : comment permettre à d autres acteurs qu EDF de participer à ce chantier? Ces questions sont extrêmement importantes. De nouveaux défis Par ailleurs, il convient de donner une visibilité globale à l ensemble des investissements ; nous avons souvent une approche segmentée des choses, aussi faut-il redonner de la visibilité et une cohérence en termes de besoins d investissement, que cela concerne la production, le nucléaire ou les énergies renouvelables ; en mesurer les conséquences sur les réseaux, les qualités et l investissement qu ils nécessitent J observe qu au niveau européen, il existe un certain nombre de difficultés d intégration liées à la coexistence de systèmes différents. Ainsi, les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables impactent fortement le fonctionnement du marché de l électricité, en particulier en Allemagne. Il faudra traiter ce type de sujet prochainement. L intermittence des ENR pose des problèmes dans certains pays (pas encore en France) et le prix «marché» ne donne pas le bon signal d investissement dans des moyens de pointe. C est la raison pour laquelle nous avons promu cette idée d obligation de capacité qui pourrait ouvrir un vrai marché : nous croyons beaucoup à des mécanismes de capacité. Il faut combler cette lacune du marché qui se concentre sur l énergie en délaissant la question de la puissance. Il est évident qu un marché fondé uniquement sur 41

49 l énergie peine à donner les signaux économiques pertinents à même de traiter de la puissance. Nous nous réjouissons que cet aspect soit inscrit dans la loi NOME : il s agit d un gros chantier auquel nous devrons nous atteler très sérieusement. En outre, nous devrons aborder ce sujet au niveau européen, sujet auquel nous travaillons actuellement. Jusqu à présent, nous constations une certaine résistance dans de nombreux pays européens. Néanmoins, cette situation évolue : dans un système électrique, des ajustements de la production face à la demande sont en permanence nécessaires et ils reposent sur des capacités appropriées, mises à contribution en temps réel. Comment assurer cette sécurité du marché électrique dans un environnement ouvert? L obligation de capacité avec un marché de capacité vise à apporter une réponse à ce type de question. Merci, monsieur le président. J ai souhaité que ce colloque s arrête sur l aspect industriel, aussi complexe soit-il. Ladislas Poniatowski a introduit au Sénat un amendement «surprise» devenu un article de la loi NOME ouvrant la possibilité à des partenaires d EDF d intervenir sur les investissements de modernisation et de prolongement de vie des centrales nucléaires. Jusqu à présent, la relance de la construction de moyens de production en France (avec notamment les EPR de Penly et Flamanville) a signé la réapparition de partenaires aux côtés d EDF aidant à l investissement et à la construction des centrales. Le parc nucléaire français est constitué de 58 réacteurs exploités exclusivement par EDF et dont l âge moyen atteint 24 ans, ce qui constitue plus ou moins la moitié de leur durée de vie autorisée par l ASN. Cela signifie que dans 20 ans nous disposions de réponses quant à l éventuel prolongement de vie de ces centrales ou d un certain nombre d entre elles. À ce sujet, l Autorité de sûreté nucléaire a pris une décision importante en autorisant pour la première fois le prolongement de la durée de vie d une installation nucléaire (cela concerne le site du Tricastin, pour une durée de 10 ans). Cette première décision, très importante, montre que de tels prolongements sont possibles si les conditions sont réunies. Prolonger la durée de vie de 58 réacteurs nécessitera un véritable mur d investissement Henri Proglio a avancé le chiffre de 600 millions d euros par réacteur, une estimation qui demandera à être affinée. Avec vous, Nicolas Bossard de Molin, directeur adjoint de la Stratégie et des Fusions-Acquisitions d AREVA, je souhaite considérer ce problème en regardant des exemples étrangers que 42

50 vous suivez de près, notamment l Inde ou la Chine qui se dotent de parcs nucléaires très importants, à une vitesse rapide. Ces pays gèrent des modèles économiques et financiers très particuliers ; l exemple américain met en avant l hypothèse du renouvellement et du rajeunissement du plus important parc du monde, avec des modalités économiques différentes. Cela nous permet d entrer dans la problématique introduite par l amendement Poniatowski qui intéresse de nombreux partenaires et concurrents d EDF. Pierre-Franck CHEVET Je tiens à vous rappeler que l échéance de 2015 n est pas une date fixée par hasard. Elle correspond à la montée en puissance du système de l ARENH et elle se place à un moment où nous aurons plus de visibilité sur le dossier de la prolongation de la durée de vie du parc. Une clause de «revoyure» prévoit de décider des prochaines étapes. La durée de vie autorisée actuellement est de 30 ans et la décision de l ASN consiste à prolonger à 40 ans cette durée et se base sur une autorisation de principe. Le véritable prolongement dont nous parlons concerne un éventuel allongement de 40 à 50, voire 60 ans. Sur ce sujet, le gouvernement a demandé à EDF de constituer un dossier volumineux. L instruction de l ASN a commencé et des résultats intermédiaires sont attendus pour cet été, notamment sur la liste des dossiers et des sujets à renseigner. L instruction se poursuivra ensuite, parallèlement à la constitution du dossier. L échéance de 2015 correspond donc à une échéance industrielle à un moment où nous devrons étudier les décisions à prendre dans ce domaine (durée, investissement, calendrier). Les plus anciens réacteurs parviendront à cette durée de vie de 40 ans à la fin de la décade en cours il me semble que celui de Fessenheim sera le premier. De ce point de vue, l échéance de 2015 n est pas si prématurée que cela. Que pense le ministre de cet amendement? Pierre-Franck CHEVET Je ne puis répondre à cette question. Que pense EDF de cet amendement? Après avoir écouté les uns et les autres, nous écouterons le point de vue d EDF. 43

51 Nicolas Bossard de Molin, combien de réacteurs la Chine construit-elle? Quelles perspectives pour le développement du nucléaire? Nicolas BOSSARD de MOLIN Directeur adjoint de la Stratégie et des Fusions-Acquisitions d AREVA Actuellement, AREVA en construit deux en Chine et d autres concurrents en bâtissent également. Je vais vous présenter les perspectives mondiales réalisées par l AIE (Agence Internationale de l Energie) dans ce domaine à l horizon 2035 selon trois scénarios car il est très compliqué d établir des prévisions fiables pour les 25 prochaines années. Le premier scénario, assez bas, considère que les politiques énergétiques n évolueraient pas et que le parc installé passerait de 400 GW aujourd hui à un peu plus de 500 au cours des 25 prochaines années. Pour le deuxième scénario, l AIE imagine que les contraintes environnementales seraient beaucoup mieux prises en compte par les gouvernements, avec un niveau d émissions de CO 2 plus faible et un doublement de la capacité nucléaire installée dans le monde au cours des 25 prochaines années, passant à 850 GW. Enfin, le troisième scénario se situe de façon médiane entre les deux premiers. Au cours de cette période, un certain nombre d éléments nous portent à croire que la puissance installée dans le monde va croître, notamment la croissance de la population, son développement (notamment l accès à l électricité d une partie de la population à la faveur de la croissance économique) ainsi que l objectif de décarboner l électricité produite dans le monde ; ces politiques en faveur d énergies sans CO 2 auront un effet très favorable pour les énergies renouvelables, mais également pour le nucléaire. Deux grands chantiers : la Chine et l Inde La croissance de l énergie nucléaire dans le monde est réalisée pour moitié en Inde et en Chine ; 120 à 130 GW sur les 250 qui pourraient être construits au cours des 25 prochaines années le seront dans ces deux pays. La Chine se trouve au cœur des problématiques de croissance de la population et du développement de l accès à l électricité, sous l effet d une 44

52 croissance économique et industrielle importante, conduisant prochainement à une explosion de sa consommation d énergie. D après l AIE, le parc nucléaire chinois qui atteint aujourd hui 9 GW pourrait être multiplié par douze, et en prenant en compte le scénario le plus ambitieux, la Chine pourrait disposer d une puissance nucléaire installée de 175 GW. Précisons qu un EPR produit 1650 MW, soit 1,6 GW : les besoins chinois pourraient donc représenter plus de 100 EPR. En termes d investissements financiers, le premier scénario représenterait un investissement de 300 milliards de dollars en Chine et la projection la plus ambitieuse induirait 500 milliards de dollars investis. L Inde se situe sur une échelle inférieure car elle a commencé plus tardivement à diversifier son mix énergétique en faveur du nucléaire et le pays développera son parc moins rapidement que la Chine. La puissance installée passerait néanmoins de 4 GW à 28, voire 48 GW selon les scénarios : l investissement nécessaire pour les 25 prochaines années serait compris entre 85 et 150 milliards de dollars. Problématique différente au sein de l OCDE Aux États-Unis, la situation est différente. D une part, le parc installé est beaucoup plus important (plus de 100 GW) ; d autre part, le pays, qui a fait le choix de développer son mix énergétique en faveur des énergies décarbonées, verra sur la période étudiée le nombre de centrales nucléaires croître avec, en parallèle, le remplacement de réacteurs. De ce fait, la croissance de son parc représentera un marché de l ordre de 250 milliards de dollars. Pour sa part, l Europe dispose du parc installé le plus important et la problématique principale porte sur le renouvellement des sites actuels ; seule une politique énergétique très volontariste en faveur des énergies décarbonées (scénario deux) modifierait le mix énergétique en faveur du nucléaire avec une croissance des capacités installées. Pour autant, le marché est très important puisque le renouvellement des centrales représente 200 à 250 milliards de dollars. Certains pays européens sont engagés dans un mouvement de fermeture de leurs centrales, mais d autres envisagent des projets de construction. Dans les années 70, notamment en France (mais c est le cas également dans d autres pays de l OCDE), il existait une volonté politique majeure de sécurité énergétique qui a conduit à la construction d un parc nucléaire selon un processus dans lequel l État, à travers les entreprises publiques, avait un rôle majeur. 45

53 Aujourd hui, la situation a profondément changé dans les pays de l OCDE car le déterminant majeur du retour à la construction du nucléaire réside dans la contrainte de réduction des émissions de CO 2. Par ailleurs, le prix des énergies fossiles a considérablement augmenté et celui de l énergie en général est devenu plus volatil. De ce fait, les acteurs de l énergie se trouvent aujourd hui dans une situation différente. Si des pays comme la Chine et l Inde se situent sur un modèle comparable à celui adopté par la France dans les années 70 (avec des électriciens publics à la direction des projets), les pays de l OCDE disposent de marchés dérégulés, même si les États ne se désintéressent pas de ce sujet. Aux États-Unis, les électriciens sont plus petits que leurs homologues européens et chaque État dispose de réglementations spécifiques. Dans ce pays, l État fédéral a décidé de favoriser les énergies décarbonées, notamment le nucléaire, grâce à un système d aide et de prêts garantis. Au Royaume-Uni, la puissance publique a lancé une grande consultation pour définir la meilleure organisation possible du marché. En termes industriels, AREVA dispose d un panel de clients très différent de son client historique EDF. Certains maîtrisent très bien le nucléaire (comme EDF) et font appel à notre entreprise pour une partie limitée des chantiers, essentiellement autour de la chaudière nucléaire. D autres nous demandent davantage d expertise, autour de la sûreté et de la sécurité (le balanced nuclear island) : c est le cas en Chine et en Inde. Certains électriciens nous demandent une intervention plus complète, à l instar de celle menée à Olkiluoto en Finlande où nous réalisons notre premier site EPR : ce client nous demande d assurer la maîtrise d œuvre du projet. Enfin, certains nous demandent également d apporter dans notre offre les services d un exploitant, ce qui nous oblige à intervenir en consortium. Par conséquent, les demandes et les financements sont très diversifiés. Enfin, je vous rappelle que nos projets de construction en cours se trouvent en France, en Finlande et en Chine. Nous devrions construire prochainement des réacteurs au Royaume-Uni, en Suisse, aux Pays-Bas, en République tchèque, en Italie, en Afrique du Sud et en Jordanie (dans ce pays, nous proposons un réacteur un peu différent, l ATMEA, dont la puissance est de MW). Aux États-Unis, l EPR est en cours de certification et nous espérons également intervenir très prochainement en Inde où nous avons signé un préaccord lors de la visite récente de Nicolas Sarkozy dans ce pays. 46

54 Merci. Il est intéressant d étudier comment se développe l industrie nucléaire dans le monde, au sein de pays qui vont se doter de parcs très grands ou bien dans des pays où se pose le problème du renouvellement ou de la construction de nouveaux réacteurs. Michel Crémieux, vous êtes le président d ENEL France. Vous considérez-vous comme un opérateur nucléaire? Michel CRÉMIEUX Absolument. Nous intervenons en Espagne et en Slovaquie notamment. En France, vous êtes partenaire d EDF à Flamanville et, bientôt, à Penly. Michel CRÉMIEUX Nous avons une option pour intervenir dans les six prochains projets de réacteurs nucléaires construits par EDF en France. Vous êtes donc un important investisseur, depuis la renaissance du nucléaire en France, c est-à-dire depuis la mise en chantier de l EPR de Flamanville. Vous intervenez aux côtés d EDF dans le cadre de relations contractuelles bien établies et visées par les gouvernements de France et d Italie. Par ailleurs, la perspective du prolongement du parc français actuel vous intéresse. Michel CRÉMIEUX Président d ENEL France Absolument. Nous considérons que la loi NOME aura des effets positifs : elle nous fournit des armes pour concurrencer EDF car nous nous situons aujourd hui au même niveau que les clients TaRTAM ; les décrets et les arrêtés, en fixant les prix, détermineront si ce pourra être le cas pour les autres clients. Pour les consommateurs, nous rétrocéderons intégralement la base régulée à nos clients ; et dans la mesure où nos coûts de commercialisation sont inférieurs à ceux d EDF, le bénéfice en sera augmenté pour les consommateurs. Mais ce système est extrêmement limité car le coût de commercialisation pour un gros client représente un euro par mégawattheure, et trois à quatre euros pour un client moyen : 47

55 les 20 % d économie autorisés par le développement de la concurrence dans la commercialisation représenteraient donc un gain de 0,50 euro par mégawattheure, ce qui est peu. De plus, le marché auquel nous nous adressons est relativement limité : il couvrira les clients TaRTAM et probablement quelques clients domestiques, si le niveau de prix le permet ; en considérant que la concurrence s exerce sur 100 TWh, la part du TaRTAM sera au minimum de 80 et celle des autres clients culminera à 20. Sur cette part de 80 TWh, nous en prélèverons 80 chez EDF et nous en apporterons 20 sur lesquels la concurrence portera réellement. En conclusion, les grands opérateurs que sont E.ON ou Vattenfall cherchent à s implanter sur le marché français pour se battre autour de 20 TWh alors que le marché français atteint globalement 450 TWh. L ouverture du marché engendré par la loi NOME porte sur quelques pourcents du marché et l ouverture réelle se produira après la suppression des tarifs verts. Par ailleurs, il faut garder à l esprit que le marché de la production d électricité en France dispose d une productivité qui peut être améliorée. Certes, la disponibilité nucléaire atteignait 78 % en 2009 et 78,5 % en 2010 (il a également été annoncé que toutes les centrales avaient été en service simultanément pendant quelques jours début 2011, et pour la première fois depuis 2004), mais n oublions pas que, pour ce type de parc, le standard international s établit à 85 % de disponibilité : l écart est considérable et le coût annuel pour la collectivité et les clients s exprime en milliards d euros. Je suis persuadé que si EDF avait été en concurrence il y a cinq ou dix ans, l entreprise se serait sentie obligée de procéder aux investissements de maintenance qui auraient permis d éviter la situation actuelle. Henri Proglio a fait de l amélioration de la productivité du parc électrique d EDF une de ses priorités et je suis sûr que des résultats importants seront atteints ; mais je suis également sûr qu ils seraient aidés par un supplément de concurrence. Accélérer les processus d ouverture à la concurrence Pierre-Franck Chevet a rappelé que les étapes de 2015 et 2025 étaient importantes, mais nous aimerions que ces étapes soient plus proches de nous car l essentiel des économies de coûts de production que la concurrence peut apporter sont reportées à C est la raison pour laquelle nous souhaiterions que cette ouverture proposée par le sénateur Ladislas Poniatowski soit élaborée et anticipée dès aujourd hui car cela nous permettrait de participer à la modernisation du parc électrique nucléaire français aux côtés d EDF. Cette participation est naturellement conditionnée à la 48

56 possibilité que nous aurions de prendre part aux choix et aux décisions en matière de politique de maintenance afin que notre collaboration ne se réduise pas à une simple opération de financement. Dans d autres domaines, comme le renouvellement des concessions hydrauliques, nous souhaitons que l ouverture du marché soit décrétée et que de nombreux acteurs européens puissent participer aux appels d offres ainsi qu à la gestion, de manière à stimuler les opérateurs dominants (EDF et GDF SUEZ) dans leur effort de réduction de leurs coûts et d amélioration de leur productivité. Le marché de capacités constitue lui aussi une promesse propre à faciliter le financement et la réalisation d investissements de pointe dont nous avons besoin et auxquels nous avons l intention de participer. ENEL place la barre très haut et l entreprise a non seulement la volonté d entrer sur le marché, mais également dans les investissements, avec un droit de regard. L entreprise E.ON, ici représentée par Luc Poyer, est quant à elle présente depuis longtemps sur le marché. Luc POYER Président du directoire d E.ON France En effet, E.ON est un acteur européen et implanté en France. Sur ce marché, nous sommes le troisième producteur d électricité grâce à quatre sites industriels, dont sept tranches charbon, deux tranches gaz et des actifs renouvelables (éolien et solaire). Je souscris aux propos de Michel Crémieux sur l approche par la production, d autant plus que nous sommes pour notre part déjà des industriels en France. Nous considérons la loi NOME comme un progrès, mais confinée à une part restreinte du marché qui appelle un complément dans la production. Je vous rappelle que la synthèse du rapport Champsaur prône dans sa conclusion un «fonctionnement concurrentiel et efficace du marché de l électricité incitant les acteurs à investir dans de nouvelles capacités de production». Pour ma part, je fus surpris que l amendement Poniatowski n ait pas figuré dans le texte initial du projet de la loi NOME et dans la phrase «prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires et la participation d acteurs européens à cette 49

57 prolongation le cas échéant» ; ce fut cette dernière expression qui me surprit le plus. Aujourd hui, E.ON est un acteur essentiellement thermicien sur le marché français et le deuxième opérateur d actifs nucléaires en Europe. Nous sommes très investis dans la communauté nucléaire française ; nous avons un accord de recherche avec le CEA, nous sommes en Europe l un des clients et partenaires importants d AREVA et souhaitons utiliser tous les ressorts possibles de la loi NOME pour faire naître cette concurrence dans la production. J en vois trois : - les accords de gré à gré dont nous attendons la naissance avec impatience ; - les investissements dans la prolongation de durée de vie. À ce sujet, le point d étape de 2015 nous paraît un peu lointain ; - la mise en place du marché de capacités. De ce point de vue, 2013 sera une année importante également car, à compter de cette date, les producteurs d électricité devront payer 100 % des quotas de CO 2. La loi NOME a été comparée à une transition et il est très important d accélérer cette transition en matière de production. Merci. Frédéric de Maneville, vous présidez un groupe suédois très important, pourriez-vous nous le présenter? Frédéric de MANEVILLE Président de VATTENFALL Vattenfall est un groupe suédois présent dans huit pays d Europe du Nord. Historiquement, nous sommes un opérateur hydraulique, mais nous avons également des activités nucléaires, éoliennes, et nous sommes le premier producteur de chaleur en Europe. Nous sommes également présents sur le marché français où nous entamons notre onzième année d activité ; depuis onze ans, nous vendons en France de l électricité aux clients industriels et du grand tertiaire. Cette présence dans ces pays nous donne un certain recul sur les organisations de marché et je vais vous donner 50

58 un petit éclairage sur le mode de fonctionnement du marché de l électricité suédois. Celui-ci a été libéralisé en 1996 et Vattenfall est devenu quelques années plus tard un groupe international grâce à de grosses acquisitions en Allemagne. Le marché suédois comporte cinq grandes caractéristiques qui sont intéressantes du point de vue français : - l électricité suédoise est totalement décarbonée, avec un mix fondé sur le nucléaire et l hydraulique, et dans une moindre mesure sur l éolien et la biomasse ; - le marché de gros liquide et transparent fonctionne très bien ; - les tarifs réglementés y sont totalement absents ; - la pluralité des producteurs est déjà ancienne, sur l hydraulique ou le nucléaire, entre autres ; - en Suède et en Allemagne, la copropriété des centrales nucléaires est la norme et nous avons l habitude de travailler en collaboration avec différents acteurs (E.ON ou Fortum) pour l exploitation de réacteurs nucléaires. Le modèle de marché suédois est donc intéressant dans le cadre de la réflexion sur l «après-nome». Cette loi a fixé un plafond de 100 TWh qui sera, à mon avis, atteint avant 2025, ce qui nous conduira à réfléchir assez rapidement aux mesures à prendre le moment venu. Vous avez évoqué la prise de participation au sein du capital de centrales nucléaires françaises, mais la loi NOME, par exemple, n offre aucune possibilité d entrer au capital d EDF. Cette éventuelle participation aux investissements nécessaires à la prolongation de la durée de vie des centrales est-elle importante pour vous? Frédéric de MANEVILLE Aujourd hui, nous vendons 6 TWh d électricité à nos clients. Dès 2011, nous nous appuierons sur l ARENH, mais ce tarif disparaîtra à terme : en dirigeants responsables, nous devons étudier notre stratégie en tenant compte de cette disparition. Nous ne 51

59 construirons pas de centrales nucléaires en France et nous pensons que filialiser les centrales et en ouvrir le capital pourrait constituer une solution intéressante. Merci pour votre intervention. Olivier Puit, cette possibilité d investissement pourrait-elle intéresser également Alpiq? Olivier PUIT Directeur général délégué d Alpiq Énergie France Alpiq est un opérateur nucléaire en Suisse, en général grâce à des participations croisées des électriciens suisses dans les centrales en échange desquelles des droits de tirage sont disponibles. Les Suisses ne disposent que de quatre tranches nucléaires, mais celles-ci permettent aux électriciens de ce pays de s approvisionner en électricité nucléaire. Le mix électrique suisse est purement hydraulique (60 %) et nucléaire (40 %) ; la première centrale au gaz ayant été mise en service l an dernier. En France, la loi NOME n est qu une (longue) transition vers Concernant l équilibre offre/demande en France, en matière d électricité de semi-base ou de pointe, il n est pas satisfaisant ; de ce fait, l ensemble des électriciens présents en France ont lancé de nombreux investissements, mais ils ne sont pas favorisés en raison de nouvelles charges et taxes auxquelles ils sont soumis. Il importe de soutenir ces investissements et le marché de capacité sera probablement un des moyens de le faire ; de cette manière, la demande française en pointe sera satisfaite par des moyens de production adéquats. Concernant l équilibre offre/demande sur la base électrique, nous faisons un constat différent : aujourd hui, il n y a pas de déséquilibre entre une demande insatisfaite et une offre insuffisante ; c est probablement le contraire. À titre d illustration, les 62 GW de production nucléaire installés en France se situent très largement au-dessus de la demande d été, lorsque la pointe culmine à 55 GW et que le minimum approche 38 GW. Le parc nucléaire français est donc surdimensionné pour répondre aux consommations d été et son taux d utilisation aura du mal à rejoindre les standards que nous connaissons chez nos proches voisins. Dans l hypothèse d une éventuelle prolongation de la durée de vie de ces centrales nucléaires, il n apparaît pas nécessaire d investir dans de nouveaux moyens de production nucléaire. Par conséquent, les possibilités d investissements en base pour les opérateurs alternatifs sont finalement soumises à cette possibilité de 52

60 prolongement ; si c est le cas, notre seule possibilité d investissement en base réside dans une participation à ces «cures de jouvence». Nous sommes très intéressés par cette possibilité qui nous permettrait de devenir un opérateur intégré, pas seulement grâce à la production de pointe et à des livraisons à des clients qui consomment en base, mais à travers une production de base qui satisfera les besoins de nos clients. Enfin, cela permettra de répondre à l objectif de visibilité du prix par les consommateurs que l ARENH ne peut atteindre étant donné son caractère annuel. Marc Benayoun, vous avez entendu les convoitises des uns et les critiques des autres. Par ailleurs, vous avez compris que cet amendement fait naître des envies d investissements : EDF en a-t-il besoin? Votre groupe pensait-il recourir à d autres modèles de financement que l emprunt ou l utilisation de ses ressources propres pour affronter ces investissements de jouvence et de prolongation de vie de son parc nucléaire? La date évoquée est assez lointaine, mais les décisions devront être prises assez vite, comme nous l avons constaté. Cela constitue-t-il une opportunité ou non? Le cas échéant, comment cela pourrait-il se concrétiser? Donnerez-vous des droits de tirage en contrepartie d engagements financiers? Comment EDF a-t-il réagi au rapport Champsaur, à la loi NOME et à la possibilité qu elle laisse entrevoir à d autres opérateurs d entrer dans les centrales nucléaires? Marc BENAYOUN Directeur en charge de l Économie, des Tarifs et des Prix d EDF J aimerais tout d abord compléter ce qu a dit Pierre-Franck Chevet à propos de l atterrissage de la loi NOME. Il nous semble aujourd hui tout à fait possible que l ARENH soit mis à disposition dès juin ou juillet et c est une véritable performance compte tenu du fait que la loi a été votée et promulguée tardivement, en Sur le plan législatif, ce processus a accumulé un peu de retard, mais au niveau réglementaire, les progrès sont satisfaisants. Considérant le travail de la DGEC, les consultations, les questions posées et les principes avancés, nous estimons que ce dispositif est extrêmement bien préparé et nous mettons de notre côté tous les moyens pour que l ARENH soit disponible en juillet ; nous ne voulons pas retarder la mise en œuvre de la loi, bien au contraire. Par ailleurs, je pense qu il est un peu tôt pour décider d éventuelles participations extérieures à l effort de maintenance de nos centrales. 53

61 Nous nous trouvons face à un investissement significatif d entretien, de remplacement de gros composants, de renforcement de la sûreté et de préparation à l allongement de la durée de vie des centrales. Les investissements dans le parc nucléaire revêtent des natures diverses qui représenteront plusieurs dizaines de milliards d euros, mais qui n ont pas encore commencé. Nous n avons même pas de vision très précise du coût de ces travaux, puisque les contrats avec les prestataires externes n ont pas été attribués. De notre point de vue, la loi NOME aura un effet puissant sur la concurrence et dès la première année, 40 à 50 TWh seront vendus grâce à ces accords-cadres par EDF à ses concurrents. Bien que nous entendions parfois que le marché français n est pas ouvert, notre part de marché a baissé significativement après les négociations intensives des contrats 2011 au cours du dernier trimestre 2010 ; sur la clientèle au TaRTAM, nous avons perdu 50 % de parts de marché. Nous pouvons en déduire que la concurrence est là, qu elle est très vive et qu elle s exprime. De surcroît, la loi NOME permettra son extension. Si l objectif fixé consiste à développer la concurrence, la mise à disposition de l ARENH constitue un levier très puissant dont il faut attendre les résultats avant d envisager des contraintes supplémentaires qui pèseraient sur EDF. Vous pensiez gérer les investissements liés au prolongement de la durée de vie des centrales en interne car ces centrales vous appartiennent Marc BENAYOUN Tout à fait. Si notre situation financière le permet, il est tout à fait possible que nous menions seuls ces investissements de jouvence. Au nom de l entreprise, je tiens à répéter que nous sommes pleinement disposés à ouvrir des négociations avec des acteurs qui souhaiteraient participer à ces investissements en contrepartie de droits de tirage décomptés de l ARENH, comme le prévoit la loi. Toutefois, nous plaidons pour qu une telle participation se déroule sur une base commerciale, c est-à-dire que les différentes parties acheteur et vendeur doivent en agréer les termes, et non pas sur une base régulée en vertu de laquelle nous serions forcés de céder une partie de notre capacité dans des conditions définies ex ante. Monsieur le ministre, nous sommes très honorés de vous recevoir. Avant de vous donner la parole, je propose que nous écoutions Franck Lacroix, directeur général de Dalkia France. Je 54

62 vous ai invité car la loi NOME vous a, en quelque sorte, oublié. Votre entreprise est spécialiste des services énergétiques, pour les entreprises, le tertiaire et l habitat, via notamment les réseaux de chauffage urbain. Comme la petite hydraulique, les contrats d obligation d achat d électricité de vos cogénérations arrivent à échéance, ce qui pose de nombreuses questions quant à l avenir. Comme vous l avez constaté, la question de la petite hydraulique a été résolue par un amendement lors de la deuxième lecture de la loi NOME, mais la cogénération a été oubliée. Et la cogénération? Franck LACROIX Directeur général de DALKIA France Je vous remercie en tout cas de ne pas avoir oublié de m inviter à ce débat. Je ne pense pas que la cogénération soit l oubliée de la loi NOME ; d après moi, il serait assez singulier qu au moment où notre pays déploie sa loi de modernisation de notre système électrique, la cogénération, qui est une technologie plébiscitée en Europe pour sa très grande efficacité énergétique, vienne à décroître de façon dramatique au sein du paysage de la production électrique français. Je pense qu un système électrique moderne doit être davantage souple et diversifié ; de plus, il doit faire en sorte que l offre et la demande, notamment dans les périodes de semi-base et de pointe, trouvent d autres réponses que dans la seule construction d outils de production supplémentaires. Par conséquent, il nous paraît assez naturel d essayer de tirer le meilleur parti des outils de production existants, centralisés et décentralisés. La cogénération au gaz a bénéficié d un développement très important dans les années 1990 et 2000 et elle représente aujourd hui l équivalent de trois EPR répartis de façon extrêmement décentralisée sur 900 sites de production et 85 départements français. Cette source alimente bien sûr le réseau en électricité, mais elle fournit également de la chaleur à deux millions d habitants en France et 254 sites industriels. Les contrats d obligation d achat arrivent à leur terme et le dispositif actuel permet de ne renouveler qu un quart de la production de cogénération. Bien sûr, la loi NOME introduit le marché de capacité en réponse au rapport Poignant/Sido ; il constitue une opportunité évidente pour la cogénération. Néanmoins, nous avons un sérieux souci de calendrier car si les cogénérations arrivent à échéance aujourd hui et qu elles doivent 55

63 attendre la création du marché de capacités pendant trois ans, la transition ne pourra pas être assurée. C est la raison pour laquelle les opérateurs de ces outils à haute efficacité énergétique suggèrent des solutions de transition qui ne remettraient pas en cause la très grande décroissance de la charge de la cogénération dans la CSPE : cette diminution est programmée et elle devrait ramener à 6 % la part de la cogénération au sein de la CSPE lors de l avènement du nouveau marché de capacités. Je vous remercie. Je pense que le ministre et le directeur général de la DGEC ont compris que vous souhaitez leur expliquer plus précisément vos problématiques. Merci, monsieur le ministre, de nous avoir rejoints, votre présence constitue un moment important de cette journée. Tout au long de la matinée, nous avons parlé de la loi NOME. Ce texte a été promulgué et d après Pierre-Franck Chevet, sa mise en application est en cours. Tout ceci conduit les acteurs largement représentés ici à se poser de nombreuses questions (sur le prix de l ARENH, sur le calendrier, sur la nature des contrats). Nous nous sommes penchés également sur les étapes de 2015 (fin du tarif régulé pour les entreprises, mise en place du marché de capacités) et de 2025 (fin de la loi NOME) : comment, dès aujourd hui, essayer d utiliser tous les dispositifs mis en place par cette loi pour essayer de donner l opportunité à un certain nombre d autres acteurs d EDF d investir de façon significative dans les moyens de production. Cet après-midi, nous aborderons un autre dossier qui occupera une place important sur votre bureau : celui de l ouverture à la concurrence des concessions hydrauliques. Votre prédécesseur, Jean-Louis Borloo, avait déjà pris un certain nombre de décisions sur ce sujet. Que ce soit sur ce thème ou sur celui de la loi NOME, nous sommes très heureux de pouvoir vous entendre ce matin car de nombreuses questions restent en suspens. De plus, nous sommes particulièrement satisfaits d accueillir un ministre de l Énergie de plein exercice, un titre qui constitue un signal très fort envoyé par le Président de la République et le Premier ministre qui redonnent ainsi à l industrie et à l énergie toute leur place au sein du gouvernement et de l administration, ainsi qu un indispensable nouveau souffle. Merci encore, monsieur le ministre, d avoir accepté notre invitation. 56

64 Intervention d Éric Besson Éric BESSON Ministre chargé de l Industrie, de l Énergie et de l Économie numérique Merci beaucoup, monsieur le député, cher François-Michel. Messieurs les Présidents, messieurs les directeurs, mesdames et messieurs les parlementaires, mesdames, messieurs, permettezmoi tout d abord d adresser de chaleureux remerciements à François-Michel Gonnot et au Club Énergie & Développement pour l organisation de ce colloque, le 8 e du nom, qui est un rendez-vous désormais incontournable des grands acteurs de l énergie, comme le montre cette salle totalement comble et le nombre de sponsors de cet événement ; c est impressionnant. C est avec plaisir que je participe à cette rencontre, pour la première fois en ce qui me concerne. La date de cet événement est particulièrement bien choisie, puisque la loi portant nouvelle organisation du marché de l électricité, dite loi NOME, a été promulguée il y a un mois, parce que le gouvernement travaille à ses textes d application, et parce que de nombreuses décisions doivent être prises dans les prochaines semaines concernant le marché de l électricité. En préambule, je voudrais vous redire la raison d être de cette loi NOME, qui, rappelons-le, a une origine récente : elle n avait pas été envoyée au Conseil d État au moment de votre précédent colloque, en janvier Cette loi reposait sur un constat unanime : notre marché électrique n était pas organisé de façon satisfaisante. C est ce que disaient les acteurs quotidiennement à mes prédécesseurs. C est aussi ce que démontraient l instabilité et la précarité de notre cadre réglementaire, avec la création de nouveaux régimes tarifaires à un rythme quasi annuel, à la recherche d un équilibre qui ne fut jamais atteint. Le système français avait aussi provoqué deux contentieux de la part de la Commission européenne, l un pour défaut de transposition de la directive, le second pour aides d État, susceptibles de décisions très lourdes à l encontre de la France et de son industrie. Si la France avait été condamnée, nos industriels auraient dû rembourser plusieurs dizaines de milliards d euros. 57

65 La loi NOME apporte des réponses à ces difficultés. Quel est l effet de cette loi, en résumé? Elle réaffirme les fondamentaux du système électrique français, et donc la stratégie électrique française. - Premièrement, tout client doit pouvoir bénéficier, quel que soit son fournisseur, de prix fondés sur la réalité du parc de production français, lequel est, chacun le sait, le plus compétitif d Europe en raison de la composante électronucléaire. - Deuxièmement, l émulation entre les fournisseurs doit se focaliser là où elle est utile : la gestion de la consommation de pointe, les services innovants et les économies d énergie. - Troisièmement, chaque acteur du marché doit participer à sa stabilité collective, et investir pour la sécurité d approvisionnement, à hauteur de son rôle dans le système électrique. Bref, c est une loi au service de la compétitivité, de l innovation et de l investissement. Dans ce dessein, la loi instaure pour les fournisseurs un droit nouveau, dit «droit à l Accès Régulé à l Énergie Nucléaire Historique (ARENH)», somme toute assez intuitif : tout fournisseur peut acquérir auprès d EDF de l électricité, à un prix correspondant aux coûts réels et complets du parc nucléaire historique, et pour un volume strictement proportionné aux besoins de ses clients en France. En contrepartie de ce droit, chaque fournisseur est obligé de contribuer à développer des installations de production ou d effacement de consommation. Les records de consommation de décembre nous montrent l importance et l actualité d un tel enjeu. Le système tarifaire va donc évoluer pour les moyens et gros consommateurs, qui verront progressivement le TaRTAM et les tarifs réglementés s éteindre, au profit de l ARENH. La loi étant désormais promulguée, quelles sont les prochaines étapes? Mon objectif, vous le savez, est que les premières livraisons d ARENH aient lieu le plus tôt et dans les meilleures conditions possibles. Qu entends-je par «meilleures conditions»? Il s agit de mettre en place un système opératoire, équitable et qui 58

66 empêche les effets d aubaine. Dès la promulgation de la loi, j ai demandé à la DGEC, son directeur peut en témoigner, d organiser une concertation sur ses modalités pratiques. Les parties prenantes (fournisseurs d électricité, gestionnaires de réseau, consommateurs) ont ainsi pu exprimer leur position. Ces contributions sont précieuses et nourriront les décrets d application, avant leur envoi au Conseil supérieur de l énergie, à la Commission de régulation de l énergie, et au Conseil d État. Je vous annonce que l objectif est d avoir pleinement déterminé le dispositif d ici trois mois, dans l optique d une mise en œuvre complète du cadre réglementaire au 1 er juillet S agissant du prix de l ARENH, vous savez que nous avons demandé avec Christine Lagarde à Paul Champsaur, Bruno Durieux et Jacques Percebois de nous aider dans sa définition et ses paramètres. Nous attendons leur rapport d ici le mois de mars. C est nourri de leur réflexion que le gouvernement prendra sa décision : j insiste là-dessus. Esquivons les faux débats : bien sûr, nous nous appuierons sur ce rapport pour essayer de rendre le plus objectif possible le prix de l ARENH ; et en même temps, nous ne nous défausserons pas de nos responsabilités : c est le gouvernement qui prendra ses responsabilités, ce rapport doit éclairer sa décision. Nous ne cherchons pas à prétendre qu il se substitue à la décision dudit gouvernement. Au-delà de la loi NOME, permettez-moi de dire quelques mots sur les autres sujets passionnants qui sont au menu de votre aprèsmidi. Tout d abord, le renouvellement par appel d offres des concessions hydroélectriques. En avril dernier, le gouvernement a énoncé les principes et le périmètre de l opération, soit dix lots à attribuer d ici 2015, représentant MW de puissance installée. C est une affaire considérable, d une grande complexité. Le bon équilibre entre les critères d attribution, c est-à-dire performance énergétique, environnementale et économique, sera déterminant. Les enjeux de cette procédure sont importants pour tous : élus des territoires dans lesquels s inscrivent les ouvrages et dont ils ont accompagné le développement, salariés des entreprises concessionnaires, concessionnaires sortants, producteurs alternatifs, et, bien sûr, l État. 59

67 Le renouvellement des concessions doit contribuer à atteindre nos objectifs hydroélectriques, c est-à-dire une augmentation de la production annuelle de 3 TWh d ici 2020, et l installation de MW supplémentaires. Devant ces enjeux, l État s est organisé. Une équipe est en place au niveau national, avec des relais dans les services déconcentrés. Je vous annonce que ces équipes seront bientôt assistées de conseils externes, qui seront sélectionnés par un appel d offres lancé dans les tout prochains jours. Ces conseils, experts techniques, juridiques, ou économiques, représentent un engagement financier de plusieurs millions d euros, au service d une procédure nouvelle et lourde d enjeux. Je vous indique également que sera diffusée à partir du mois de mars une lettre publique régulière sur l avancement de la procédure, pour donner à tous un égal accès à l information. Vous évoquerez, je le sais, en fin d après-midi les besoins d investissements sur le réseau, en lien avec le rôle des énergies renouvelables. Sur le photovoltaïque, la concertation que j ai demandée, avec Nathalie Kociusko-Morizet, à Jean-Michel Charpin et Claude Trink, a déjà donné lieu à trois réunions, dont une hier, 17 janvier. Deux autres sont prévues les 24 et 28 janvier. Nous souhaitons pouvoir définir à la mi-février les grands principes d évolution du dispositif, pour saisir aussitôt le Conseil supérieur de l énergie et la Commission de régulation de l énergie. D ores et déjà, il apparaît que des règles différentes pourront s appliquer selon la nature des projets. Pour les centrales au sol, par exemple Nathalie Kociusko-Morizet s est exprimée dans le même sens la logique d appel d offres me semble la plus cohérente. Sur l éolien offshore, le gouvernement prendra ses responsabilités pour donner de vraies chances à la création d une filière industrielle française. Le zonage et le volume de l appel d offres seront présentés avant la fin du mois. Je pourrai certainement vous en dire plus à l occasion du colloque du Syndicat des énergies renouvelables, le 1 er février 2011, où je pense retrouver beaucoup d entre vous. J ajoute que ce zonage et le volume de l appel d offres seront bien évidemment arbitrés par le Premier ministre. Le développement des énergies renouvelables et le vieillissement des réseaux nous obligent à plus d attention en ce qui concerne les réseaux électriques. Le gouvernement avait anticipé ces défis en adoptant un tarif d utilisation des réseaux d électricité 60

68 reposant sur une trajectoire ambitieuse d investissements. Ainsi, sur la période , ils atteignent en moyenne annuelle 1,2 milliard d euros pour le transport et 2,9 milliards d euros pour la distribution. Au-delà de l aspect financier, divers instruments de rationalisation sont prévus. J en citerai deux : d une part, la mise en place, par la loi NOME, de conférences départementales permettant de coordonner les investissements réalisés par les différents maîtres d ouvrage; d autre part, la définition via la loi Grenelle II de schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables, qui permettront d éviter la juxtaposition des actions individuelles et de mutualiser les coûts du raccordement entre les différents producteurs. Ce sont ces instruments qui nous permettront d optimiser l efficacité de nos investissements, pour plus de sécurité, dans le cadre d un système qui ne transige pas sur ses principes de service public. Je vous remercie de votre attention et vous souhaite une bonne poursuite de vos travaux dont les échos rythmeront, j en suis persuadé, toute l année Celle-ci sera dans tous ces domaines, c est certain, une année d action et une année hautement énergétique. Merci de m avoir accueilli. Merci beaucoup, monsieur le ministre. 61

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70 Table ronde 2 L ouverture à la concurrence des concessions hydrauliques Introduction Nous allons à présent quitter la loi NOME pour entamer une deuxième table ronde consacrée aux concessions hydrauliques. Ce sujet passionnant marquera l actualité au cours des prochaines décennies, au moins jusqu en J appelle à mes côtés Charles-Antoine Louët, le représentant de la DGEC, Jean-Baptiste Séjourné, directeur délégué de la branche Énergie France de GDF SUEZ, Vincent Descœur, président de l ANEM 2, dont nous souhaitions la présence car les élus de la montagne ont leur mot à dire dans ce dossier. J accueille également Jean-François Astolfi, directeur de la division Production et Ingénierie hydraulique d EDF, Luc Poyer, président du directoire d E.ON France, Michel Crémieux, président d Enel France, Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, Géry Lecerf, responsable des affaires publiques et de la communication d Alpiq, Emmanuel Soetaert, président de Statkraft France, un groupe très important dans le nord de l Europe, Christian Frere, directeur du Développement de la production d EGL, le nouveau partenaire de Direct Énergie. Charles-Antoine Louët, jusqu à présent les concessions hydrauliques ne se passaient pas dans le même contexte juridique que celui qui prévaudra à l avenir, avec une concurrence transparente entre différents opérateurs. Pourriez-vous nous rappeler les décisions prises à l automne dernier, comment vous encadrerez les prochaines étapes et selon quel calendrier? Le nouveau ministre a-t-il validé les décisions de son prédécesseur? 2 Association des élus de la montagne. 63

71 Cadre législatif, enjeux et calendrier Charles-Antoine LOUËT Chef de bureau de la production électrique à la Direction générale de l Énergie et du Climat Il les a validées, au nom de la continuité de l État. Précédemment, les concessions hydroélectriques étaient renouvelées par des procédures de gré à gré (le concessionnaire sortant nous sollicitait et nous proposait un nouveau contrat). Ce système a pris fin en 2006, le dernier verrou juridique le maintenant en vie a été retiré et nous avons désormais adopté le renouvellement des concessions hydroélectriques par mise en concurrence. Comme le ministre l a rappelé tout à l heure, la décision prise l an dernier donnait le périmètre du renouvellement de ces concessions et son calendrier. Selon ses termes, à l horizon 2015, MW de concessions auront été renouvelés. Celles-ci seront attribuées selon des ensembles cohérents sur le plan de la gestion énergétique et environnementale des cours d eau (certaines échéances de concessions ont été anticipées pour obtenir des vallées cohérentes) et ce renouvellement s effectue selon l optimisation de trois critères : l énergie, l environnement et la valorisation du patrimoine à travers la mise en place d une redevance. Ce programme comprend dix procédures d appels d offres et nous cherchons, pour chacune de ces vallées, le projet qui réponde le mieux à ces critères. Chaque procédure comprendra un avis d appel public à concurrence, un cahier des charges, des exigences minimales, des orientations, des préoccupations exprimées par l autorité concédante. Tous les candidats seront entendus dans des conditions d égalité et une adjudication clôturera le processus, avant la réalisation d une enquête publique sur le projet choisi. Les enjeux sont énergétiques, environnementaux et ils portent également sur les redevances. Au niveau de l énergie, nous souhaitons faire participer les concessions hydroélectriques à l atteinte des objectifs de la PPI : 3 TWh par an de production supplémentaire d ici 2020 (3 000 MW de capacité supplémentaire). Nous savons que les concessions hydroélectriques seront un des leviers majeurs pour atteindre ces objectifs. Du point de vue environnemental, un certain nombre de choses doivent être mises 64

72 en œuvre, notamment ce qui découle de la directive-cadre sur l eau et de la LEMA 3, comme la fixation de nouveaux débits réservés. Le critère du partage de la ressource en eau est un autre critère environnemental, assez délicat car il porte sur de longs linéaires de fleuve (activités touristiques, pêche et autres usages de la rivière). Sur le plan économique, enfin, la redevance sera plafonnée pour chaque projet. La grande nouveauté de cette procédure tient au fait que les ouvrages sont aujourd hui amortis ; l État cherche des opérateurs économiques pour en assurer l exploitation, mais il reste propriétaire des installations en tant que concédant. La rente que dégageront ces installations amorties sera captée par l État sous forme de redevance ; celle-ci constituera l un des éléments que les candidats devront proposer dans leur dossier. Précisons que la moitié de cette redevance sera redistribuée aux collectivités territoriales. Au-delà de 2015, continuerons-nous à procéder de la même manière pour d autres cours d eau et d autres concessions? Charles-Antoine LOUËT Au-delà de 2015, le bureau de la production électrique dont je suis le chef fêtera les 75 ans de la Seconde Guerre mondiale. Quel est le rapport? Charles-Antoine LOUËT Les concessions hydroélectriques sont conclues pour des durées de 75 ans et il existe une période blanche de six ans (correspondant aux années ) dans les échéances de contrats de concession ; de ce fait, une ou deux concessions arrivent à échéance entre 2015 et Ces concessions seront-elles renouvelées pour une durée de 75 ans? Charles-Antoine LOUËT Il s agit de la durée maximale prévue, dans la loi de 1919 régissant ces questions, pour l amortissement complet de ces ouvrages neufs. Aujourd hui, les équilibres économiques sont 3 Loi sur l eau et les milieux aquatiques. 65

73 différents et les renouvellements porteront sur des durées comprises entre 30 et 50 ans, en fonction des investissements et des projets. La durée de la concession à renouveler sera-t-elle fixée d entrée ou bien sera-t-elle fonction des négociations ou des propositions faites au cours de l appel d offres? Charles-Antoine LOUËT Aujourd hui, il est prévu qu elles soient fixées d entrée car un seul paramètre économique celui de la redevance suffit. Nous devons effectuer un premier travail en tant que concédant pour déterminer ce que nous attendons en termes d investissement sur telle ou telle concession ; sur cette base, nous fixerons une durée permettant de procéder à ces investissements de façon assez confortable, puis la redevance hydroélectrique tiendra lieu de variable d ajustement. Dès , une nouvelle vague de renouvellement nous conduira à la Compagnie nationale du Rhône, point final de ce processus. Charles-Antoine LOUËT Ce ne sera pas tout à fait le point final car de nombreux ouvrages ont été réalisés après-guerre. Il est certain que dans 75 ans, nous aurons terminé. Je précise que ces MW correspondent à 20 % du parc : nous allons donc renouveler un cinquième du parc en cinq ans seulement, ce qui signifie un rythme trois fois supérieur à celui du renouvellement normal des concessions hydroélectriques. Cela est dû à notre décision d anticiper certaines échéances de concessions pour pouvoir procéder à des regroupements cohérents selon les vallées. Combien y a-t-il de concessionnaires sortants jusqu en 2015? Charles-Antoine LOUËT Il y en a deux : la SHEM (Société hydroélectrique du Midi) et EDF. Merci d avoir précisé ce cadre légal. Vincent Descœur, j ai cru comprendre qu aux trois critères énumérés par Charles-Antoine 66

74 Louët, vous auriez aimé que celui de l acceptation des élus locaux concernés y soit ajouté. Le point de vue du client et des territoires Vincent DESCŒUR Président de l ANEM (Association des élus de la montagne) et député du Cantal Je tiens d abord à rappeler que le lien entre la production d hydroélectricité et la montagne est naturel. En effet, la montagne est qualifiée de «château d eau de la France» et elle participe très activement à la production d hydroélectricité, ce qui pose la question d une solidarité amont-aval. Nous avions eu l occasion d échanger sur l évolution future des règles des concessions et il est bien évident que les élus de la montagne ne peuvent pas se désintéresser de ce qui prévaudra pour identifier les futurs concessionnaires. La nécessaire prise en compte de la dimension territoriale La loi a fixé la répartition de la redevance avec une part de 50 % réservée aux collectivités locales, mais je tiens à rappeler combien les élus de la montagne sont attachés à l aménagement du territoire. Dans ce processus, il existe deux enjeux importants : d un côté, la qualité des ouvrages, et de l autre, la compatibilité et la conciliation des usages. Nous avons quelques acquis en la matière : en tant qu élu, j ai une expérience du bassin versant de la vallée du Lot où la chaîne de la Truyère et ses MW seront soumis à un appel d offres cette année. L entente des départements sur cette procédure avait alerté, dès 2005, sur les risques de désynchronisation de la chaîne qui mettrait en péril de nombreuses activités annexes qui ne sont pas accessoires pour autant, puisque de cette synchronisation dépendent l alimentation en eau potable, l irrigation, les activités nautiques d eaux vives et la navigation. Il importe aux élus et aux riverains de ces cours d eau que, dans le cadre de l appel à la concurrence (et du cahier des charges), la dimension du développement local soit prise en compte car elle n est pas secondaire. Je souhaite donc que nous imaginions de quelle manière nous pourrions participer à la rédaction du cahier des charges. Une note GEDRE (sur la Gestion équilibrée et durable de la ressource en eau) tentera de hiérarchiser les enjeux environnementaux et nous 67

75 souhaiterions savoir comment celle-ci pourrait s imposer aux concessionnaires. Ces derniers peuvent s appuyer sur cette note, mais leur proposition peut s en affranchir et j aimerais donc que le concessionnaire ait la capacité d associer les élus pour que nous puissions exprimer très clairement nos attentes vis-à-vis de l aménagement du territoire et du développement local. Charles-Antoine Louët, la procédure actuelle laisse-t-elle une place aux élus de la montagne? Quelle est cette place? S étendelle à la coécriture des cahiers des charges? Quel est le montant de la redevance? Charles-Antoine LOUËT La procédure de mise en concurrence permettra de fixer le niveau de la redevance. Le chiffre couramment avancé représente 30 % du chiffre d affaires des concessions hydroélectriques, ce qui n est pas négligeable. En considérant l ensemble du parc hydroélectrique, cela représente un peu plus d un milliard d euros. Une véritable concertation Dans la procédure, les élus locaux disposent de trois places. En vertu de la première, les collectivités perçoivent une partie de la redevance. Par ailleurs, les élus exercent un contrôle en amont à travers la note GEDRE, phase de concertation à l initiative du préfet permettant de rassembler les desiderata de l ensemble des usagers de l eau sur les bassins concernés (une telle concertation est en cours dans la vallée d Ossau). Le décret encadrant nos procédures prévoit non seulement la rédaction d une note de synthèse résumant les enjeux de la gestion équilibrée et durable de la ressource en eau, mais elle prévoit également que les contributions de chacun des acteurs puissent être annexées au cahier des charges de la consultation. Cela signifie qu en termes d écriture du cahier des charges, quiconque (élus et administrés) peut formuler des souhaits dans le cahier des charges. De cette manière, leurs desiderata seront intégrés au minimum à titre d information dans ledit cahier. Un deuxième niveau de contrôle intervient dans l enquête publique menée sur le projet choisi ; dès lors, un contrôle sera exercé par les parties prenantes qui pourront, le cas échéant, manifester leurs éventuels désaccords. Le rôle des élus est pour nous primordial car malgré ce double contrôle, nous devons parvenir à un accord, ce qui implique que chacun fasse en sorte que la procédure se déroule dans de bonnes conditions. Par exemple, il n est pas question que des acquis 68

76 préexistants soient remis en cause de façon unilatérale : de la sorte, aucun élément s inscrivant dans les territoires et participant à l économie des vallées ne pourra être balayé. Le processus se passera d autant mieux qu à l issue de ces démarches de concertation nous aurons des desiderata cohérents entre eux : le pire scénario serait l apparition de contributions totalement contradictoires, n exprimant aucune solidarité amont-aval et conduisant à un désaccord complet de tous les acteurs. Un travail local de mise en cohérence est donc nécessaire et des démarches en ce sens ont déjà été entamées ; nous souhaitons qu elles aboutissent favorablement. L obligation d une approbation du choix des concessionnaires par les conseils municipaux a été évoquée. Charles-Antoine LOUËT Je n ai rien entendu de tel. L autorité concédante, c est l État (le ministre ou le préfet). Nous pourrions nous mettre dans une posture consistant à ignorer le résultat des concertations et de l enquête publique ; or, nous savons pertinemment qu une telle attitude serait vouée à l échec. Une autre erreur grave consisterait à se tromper d autorité concédante ; certaines collectivités nous demandent de participer en tant que candidat : nous devons étudier sérieusement cette possibilité au regard des risques de conflits d intérêts. Comme le ministre l a annoncé, nous nous trouvons dans une phase de mise en œuvre de moyens pour professionnaliser notre organisation : - recrutement de cabinets de conseil sur les questions juridiques, financières et techniques, assistance à la gestion de projet pour la tenue des délais ; - au sein de l administration, l ensemble des ressources pouvant nous aider à traiter ces questions ont été mobilisées ; - des collègues d autres directions qui ont géré de nombreux PPP et projets de concession en tout genre nous aideront en vertu de conventions signées avec eux ; - l équipe du bureau de la production électrique a été doublée ; - huit personnes sont affectées en DREAL. 69

77 La nouvelle structure en place est en mesure de prendre en compte ces questions complexes sur le plan juridique et sur celui de la conduite de procédures. Néanmoins, nous n avons pas encore toutes les réponses. Nous devons être particulièrement vigilants : par exemple, impliquer davantage les collectivités territoriales peut conduire à fermer d autres portes et à mettre la procédure en péril. L autorité concédante est bien l État (ministre ou préfet), nous avons la volonté d associer le plus étroitement possible les collectivités, d être bien à l écoute, d insérer dans les cahiers des charges des clauses à leur attention de telle sorte que les aménagements hydroélectriques s inscrivent de façon satisfaisante dans le territoire, et que nous travaillions dans ce sens, en bonne intelligence. Vincent Descœur, êtes-vous satisfait de ces réponses? Vincent DESCŒUR Je suis vite passé sur le sujet de la redevance, mais il intéresse beaucoup les élus locaux ; nous savons que la loi a très clairement arrêté la clé de sa répartition entre les collectivités, mais le concessionnaire pourra décider de fixer un plafond de cette redevance. Nous serons donc très attentifs à cette question, y compris à celle du plafond arrêté sur chaque chaîne. Je répète que ce renouvellement intervient dans des environnements où se trouvent des acquis dans le cadre du Lot, nous participons par exemple activement au soutien d étiage ou à la démodulation qui nous rendent assez exigeants quant à la capacité des concessionnaires à nous assurer d une continuation des activités annexes ; charge à eux de faire preuve d initiative pour nous surprendre et nous séduire. La question de l approbation du choix du concessionnaire ne constitue pas notre priorité. Nous ne prétendons pas nous substituer à l État qui a la responsabilité de la rédaction du cahier des charges, mais il est nécessaire que nous trouvions un moment où les élus puissent exprimer leurs priorités et la hiérarchisation de celles-ci. Les candidats l ont bien compris puisqu ils sont en mesure de nous faire des propositions avant même la finalisation du cahier des charges, en nous rappelant leur attachement à la composante du développement local annexe à la production d hydroélectricité. 70

78 Pouvons-nous dire que les populations situées autour des barrages comprennent que l on puisse changer de concessionnaire et que d autres intervenants pourraient prendre le relais? Est-ce accepté, compris ou connu? Ou bien est-ce un sujet annexe? Vincent DESCŒUR Étant donné que nous serons les premiers affectés par ce changement de concessionnaire, ce sujet ne suscite pas d opposition radicale, même si nous constatons que l existence d opérateurs historiques génère une attente ou une forme de curiosité. Toutefois, il ne s agit pas de craintes. Jean-François Astolfi, que pèse l hydraulique dans la production d EDF? L opérateur historique dans la bataille Jean-François ASTOLFI Directeur de la division Production et Ingénierie hydraulique d EDF EDF exploite MW sur les quelque installés en France. L hydraulique représente pour EDF environ 10 % de la production annuelle, essentiellement sous la forme d énergie d ajustement et de pointe, à haute valeur ajoutée ; elle constitue un complément tout à fait naturel à l énergie nucléaire que nous utilisons en base. C est une des raisons pour lesquelles cette mise en concurrence des concessions va intéresser un grand nombre d opérateurs : c est en effet une occasion de disposer de moyens de pointe en complément de l accès à la base dont vous avez largement débattu ce matin. Pour nous, l hydroélectricité est vitale car nous gérons un parc intégré et tout opérateur a besoin de capacités de pointe, sans oublier le fait que ces équipements rendent de précieux services au système électrique, ce dont RTE pourrait témoigner. De telles prouesses sont rendues possibles par la souplesse, la réactivité et la modularité de nos ouvrages. Un responsable d EDF a déclaré : «nous nous battrons barrage par barrage». 71

79 Jean-François ASTOLFI Cela n a pas changé : nous ne devons pas aborder cette confrontation avec le sentiment que nous perdrons. Je prends ce renouvellement très au sérieux et je me mets en ordre de bataille pour formuler la meilleure proposition possible pour tous les appels d offres car l hydraulique est essentielle pour notre parc. Je prends les choses très au sérieux car la plupart des compagnies représentées autour de cette table ronde ont des références et des compétences très valables dans notre domaine ; je ne les sousestime pas, mais je ne sous-estime pas non plus notre capacité à remporter ces compétitions. EDF gère-t-elle des équipements hydrauliques ailleurs qu en France? Jean-François ASTOLFI À travers notre participation dans le capital d Edison, nous exploitons des équipements en Italie, et nous en avions avec EnBW en Allemagne. En Asie, nous avons mis en service un très grand ouvrage au Laos (Nam Theun) dont nous détenons 40 % et nous étudions plusieurs pistes pour lui donner suite. En Europe, la France est un des rares pays soumis à la concurrence eu égard à son régime de concessions et la réciprocité n est pas évidente. Dans d autres pays, les systèmes reposent sur des autorisations et les opérateurs sont propriétaires de leurs ouvrages. Pourriez-vous nous donner des exemples? Jean-François ASTOLFI L Allemagne et la Suisse. Les seuls systèmes qui ressemblent au nôtre sont ceux de l Italie et du Portugal. En Espagne, il s agit d un régime d autorisations : celles-ci sont mises en concurrence, mais les candidats se disputent en général un champ de ruines à reconstruire. En France, l État a décidé en 1919 que la force hydraulique lui appartenait et qu elle devait être concédée. Charles-Antoine LOUËT En France, les ouvrages appartiennent à l État : ce sont des biens publics et il est normal que l on recherche le meilleur projet possible pour les exploiter au mieux de leur valeur. En mettant en 72

80 concurrence des opérateurs de premier plan, notre système permet de valoriser ces ouvrages. Valoriser ces ouvrages ne doit pas conduire à augmenter artificiellement le prix de l électricité hydraulique. Charles-Antoine LOUËT Absolument pas. Jean-François Astolfi, versez-vous des redevances aujourd hui? Jean-François ASTOLFI Non. Seule la Compagnie nationale du Rhône en verse ; rappelons que sa concession a été prolongée de façon artificielle de gré à gré de 2003 à Nous ne contestons pas le principe de la redevance. Comment parviendrez-vous à maintenir le prix de l électricité hydraulique compte tenu d une redevance de 30 %? Jean-François ASTOLFI Nous accepterons l idée de réduire nos marges : c est un risque, effectivement. Nous devrons faire une offre avec trois composants, tous fortement associés, et essayer de réaliser un peu d optimisation énergétique avec la chute, ce qui conduira à des investissements qu il faudra amortir ; nous espérons donc un gain de production ou de placement de l énergie. Par ailleurs, il y aura une érosion de productible liée à un meilleur partage de la ressource entre les différents usagers et, en contrepartie, la redevance à payer. Il nous revient de simuler et d évaluer les retombées économiques d un tel dispositif. Quel est le coût de production du mégawattheure hydraulique actuellement? Jean-François ASTOLFI Environ 30 euros, en comptant l énergie de pompage. Charles-Antoine LOUËT Il serait judicieux de distinguer le prix de l énergie hydroélectrique et son coût. Sur le marché de la pointe, le prix de 73

81 l électricité est assez élevé car il évite de mettre à contribution d autres moyens de production de pointe disponibles en Europe, notamment le charbon et le fioul, plus coûteux. Le coût de l électricité hydraulique, quant à lui, est bien inférieur, notamment par le fait que les ouvrages ont été amortis. La rente qui en résulte doit revenir au concédant qui est propriétaire des ouvrages. Ne confondons pas prix et coût : le coût est très faible, mais la valeur est très élevée. Jean-Baptiste Séjourné, vous représentez GDF SUEZ qui est très impliquée dans l hydraulique, notamment à travers la CNR que nous évoquions à l instant. Le renouvellement de 2030 est un enjeu majeur et vous souhaitez vous impliquer dès aujourd hui dans les appels d offres des premières concessions. L intérêt des grands opérateurs européens pour l hydraulique français Jean-Baptiste SÉJOURNÉ Directeur délégué de la branche Énergie France de GDF SUEZ Tout à fait. GDF SUEZ est un candidat ambitieux au renouvellement des concessions, présent dans l hydraulique en France à la fois à travers la CNR (dont la concession arrive à échéance en 2023), qui paye une redevance de 24 % sur le chiffre d affaires et qui est la seule actuellement dans ce cas, et à travers la Société Hydroélectrique du Midi (SHEM), présente dans les Pyrénées (où des concessions arrivent à échéance) et sur la Dordogne, avec un ouvrage qui fait partie de la chaîne et dont la concession arrive à échéance naturelle en Grâce au rapprochement avec International Power, GDF SUEZ détient une capacité de production électrique de 107 GW, ce qui constitue une hausse importante de notre chiffre d affaires dans ce domaine. L hydraulique est la deuxième énergie du groupe, elle représente 18 % des capacités installées et nous y croyons énormément. Au total, nous disposons d une puissance installée de 13 GW et 5 sont en construction, notamment au Brésil où l ouvrage de Jirau (totalisant MW) sera bientôt achevé, portant notre capacité de production dans ce pays à MW ; viennent ensuite la France, puis la Belgique et les États-Unis. 74

82 Nous détenons également une ingénierie mondialement reconnue avec Coyne et Bellier qui a conçu 700 barrages, notamment Tignes et Marèges. Par ailleurs, à travers la Lyonnaise des Eaux, Degrémont ou Safège, nous sommes une référence en matière de qualité de l eau. En France, notre production hydroélectrique se porte annuellement à 17 térawattheures, soit 25 % de la production hydraulique française ; de ce fait, nous sommes le deuxième producteur français, présent du lac Léman à la Camargue à travers la CNR, et des Pyrénées au Massif Central à travers la SHEM. Au total, nous exploitons plus de 70 centrales. Nous croyons au développement de l hydroélectricité et nous investissons là où c est possible ; par conséquent, nous abordons la mise en concurrence des concessions avec les modèles de développement que nous avons déclinés sur le Rhône ou dans les Pyrénées depuis environ dix ans. La CNR ne se contente pas d optimiser l énergie ou de veiller au maintien de la grande qualité des milieux aquatiques, mais elle est sensible au développement du territoire, aux relations avec les élus ; pour preuve, l entreprise vient d inaugurer deux écluses permettant aux bateaux de plaisance de remonter vers le haut Rhône, grâce à un investissement de 40 millions d euros. Cet équipement favorise la navigation et surtout le développement du tourisme, l aménagement des berges et les infrastructures. Ainsi, la CNR est un acteur important du développement économique le long du Rhône. À côté de grands projets comme Jirau, nous sommes en mesure de développer la petite hydraulique, comme le montre la construction d une centrale par la SHEM située dans un lieu mythique de la spéléologie : le gouffre de la Pierre-Saint-Martin. Cette centrale d une puissance de 4 MW est installée dans une cavité de 240 mètres de diamètre et 190 mètres de profondeur. Elle est donc parfaitement intégrée à son environnement et nous avons veillé à développer localement l hydroélectricité en lien avec l ensemble des parties prenantes, dans un souci constant du respect de l environnement, de la valorisation énergétique et du développement du territoire, y compris en termes de tourisme, pour lequel nous sommes de véritables acteurs. La dimension sociale est un autre aspect auquel nous sommes particulièrement attentifs. Même si ce n est pas un critère déterminant, nous sommes conscients de l importance de la qualité 75

83 de l accueil des personnels des installations concédées pour la réussite du projet social lié à ces renouvellements ; cet aspect est aussi important que le développement du territoire. C est justement ce que nous avons fait avec la SHEM, ancienne filiale de la SNCF, et avec la CNR, qui a accueilli près de 300 personnes en provenance d EDF. En résumé, nous sommes un candidat ambitieux : Gérard Mestrallet a fixé comme objectif la conquête de à MW. Nous sommes impatients que cette compétition démarre. Vous battrez-vous, vous aussi, «barrage par barrage»? Jean-Baptiste SÉJOURNÉ Nous répondrons aux appels d offres sur toutes les vallées. À propos de la réciprocité, j aimerais savoir si, dans les différents pays européens, des chaînes hydrauliques similaires aux chaînes françaises seront mises en compétition entre 2010 et 2015 car cela nous intéresserait. Je vous rappelle qu en France, dix vallées et MW sont mis en concurrence, avec des installations de puissance allant de 10 à MW. C est une question intéressante que nous allons poser à Géry Lecerf, le porte-parole d Alpiq qui est un opérateur nucléaire, mais également un spécialiste de l hydroélectricité. Géry LECERF Responsable des affaires publiques et de la communication d Alpiq Le régime de concession s applique également dans les cantons suisses : une procédure de renouvellement est en cours dans le Valais. Je peux même vous donner la date un peu lointaine de l échéance pour le renouvellement de la concession de Grande Dixence, à savoir En vertu du système confédéral suisse, les règles ne sont pas les mêmes dans tous les cantons, néanmoins certaines directives sont impulsées au niveau confédéral, charge aux cantons, en association avec les communes, de s impliquer dans les dossiers (ce modèle pourrait d ailleurs intéresser Monsieur Vincent Descœur). 76

84 Alpiq est avant tout un énergéticien européen présent dans 29 pays du continent et résultant de la fusion récente d Atel et EOS, deux électriciens centenaires (l un de culture tessinoise-allémanique et l autre de culture romande). L entreprise, qui s affiche comme l un des plus grands énergéticiens européens, réalise un chiffre d affaires de 10 milliards d euros et emploie plus de collaborateurs. Notre mix est relativement équilibré, avec néanmoins une proportion de près de 50 % pour l hydraulique. Alpiq est également un fournisseur qui développe une politique industrielle en France depuis 2001 avec une présence importante sur le marché de la fourniture (13 térawattheures livrés en 2010 et probablement 16 térawattheures cette année) et un chiffre d affaires de 700 millions d euros en Les investissements en projet ou engagés en France par Alpiq totalisent plus d un milliard d euros ; à ce sujet, je vous prie de bien vouloir excuser l absence de Jean- Philippe Rochon, responsable des activités Europe de l Ouest d Alpiq, qui se trouve dans le Pas-de-Calais pour la dernière phase administrative de notre projet de cycle combiné de 420 MW dans ce département. Dans le domaine de l hydraulique, Alpiq détient une expérience centenaire avec près de MW installés en Suisse, en France et en Italie, et un productible de 5,3 TWh. À cela s ajoutent les 200 MW installés d Emosson et une STEP en construction à Nantde-Drance. Après ces travaux, nous détiendrons MW installés. Alpiq est présent dans tous les grands bassins suisses et notre marque spécifique réside dans notre capacité à gérer des ouvrages de haute chute, une caractéristique commune à un certain nombre des ouvrages mis en renouvellement en France : notre expertise correspond bien au caractère de ces premiers ouvrages mis en concurrence. Nous travaillons depuis plusieurs années avec les parties prenantes hydrauliques (notamment à travers France Hydro) et nous détenons également de la petite hydraulique dans l Hexagone. Notre objectif consiste à remporter quelques centaines de mégawatts dans cette compétition ; il est clair que nous ne répondrons pas à tous les projets, mais un certain nombre de concessions nous intéressent beaucoup. Le renouvellement des concessions constitue une opportunité de développer notre parc de production et d évoluer vers ce modèle intégré vers lequel nous sommes incités à tendre, en particulier avec la loi NOME. Par ailleurs, ces concessions constituent une occasion de soutenir notre activité commerciale dans une logique 77

85 amont-aval (production-fourniture) qui bénéficiera à nos clients. Enfin, l hydraulique est dans nos gènes. Composer avec les particularités françaises Les objectifs visés par la procédure de renouvellement sont variés : excellence environnementale, optimisation du productible, évolution de la vie socio-économique locale. Pour notre part, nous pensons que le système français recèle peu d opportunités d améliorer la concurrence dans la production électrique française ; or, celle-ci en est une et nous espérons que les pouvoirs publics considéreront cet aspect. Par ailleurs, ces barrages contribueront à remplir nos obligations en vue du marché de capacités. Le décret de 2008 n est pas exclusif et d autres critères pourraient être considérés, par exemple celui de la sécurité le rapport de Christian Kert l a bien montré celui de la logique locale ou sociale sur lesquels nous insisterons ; de ce point de vue, l accord CNR de 2005 peut être une référence. Pour notre part, nous donnerons la priorité à l emploi local et dans des conditions optimales. Enfin, nous insisterons sur la destination de l énergie qui bénéficiera à nos clients français. Merci pour votre intervention. Un article de presse sur la sécurité des barrages a semé la panique dans l opinion. Jean-François ASTOLFI Il y a eu, d une part, un article de presse assez polémique et, d autre part, un rapport de l Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques piloté par Christian Kert. Ce dernier est correctement argumenté et documenté. L Office est un organisme tout à fait crédible et sérieux, en effet. Jean-François ASTOLFI Dans mon référentiel, il l est. Le rapport de Christian Kert évoque les barrages des opérateurs présents autour de cette table ainsi que ceux (barrages, digues et autres) qui appartiennent à d autres maîtres d ouvrage (des collectivités ou des acteurs agricoles par exemple). Concernant les grands barrages gérés par EDF ou GDF SUEZ, l évaluation est assez bonne. 78

86 Cela implique néanmoins, sur l ensemble des barrages, des investissements importants à réaliser dans les décennies à venir. Les ouvrages de 75 ans, notamment, nécessiteront tôt ou tard des travaux. Charles-Antoine LOUËT Bien sûr. Les trois critères que nous avons choisis nous permettent d orienter un certain nombre de politiques : énergétique, budgétaire, environnementale. Ces critères feront l objet de négociations lors de la mise en concurrence et certains candidats en proposeront plus, d autres moins et nous déciderons en fonction de ces éléments. La sécurité n est pas un critère de négociation : il existe une réglementation et des obligations incontournables et nous ne demanderons pas aux opérateurs de faire moins ou plus. Cela ne se négocie pas. Il en va de même pour le critère social : le Code du Travail ou le statut des IEG ne sont pas négociables. Je vous rappelle qu une première phase de sélection des candidats permettra d évaluer leurs capacités techniques et financières : à ce moment-là, nous nous assurerons que les entreprises en compétition sont dûment dimensionnées pour devenir concessionnaires d ouvrages de grande hauteur, avec les implications en termes de sécurité. Pour résumer, il existe des critères sur lesquels nous négocions et qui nous permettent de choisir le meilleur candidat, et il y en a d autres sur lesquels nous ne transigeons pas. Michel Crémieux préside ENEL France, une entreprise qui se dit «premier hydroélectricien européen». Michel CRÉMIEUX Président d ENEL France Les deux premiers hydroélectriciens mondiaux par la capacité sont Hydro-Québec et ENEL ; dans les Alpes, les deux premiers hydroélectriciens sont EDF et ENEL, et dans les Pyrénées, ce sont Iberdrola et Enel-Endesa. Bien entendu, nous avons toutes les compétences requises en matière de rénovation des barrages, de surveillance sismique l Italie est un pays comportant de nombreuses zones sismiques, et nous détenons une forte expérience en matière d insertion des 79

87 sites. Rappelons que la première industrie de l Italie est le tourisme et nous savons optimiser la gestion de l eau car la ressource y est rare. En matière sociale, tous nos personnels sont passés au statut IEG, ce qui implique que si nous remportons des concessions, nous offrirons à nos nouveaux salariés une carrière au moins équivalente à celle qu ils ont actuellement ainsi que des perspectives de développement car notre entreprise croît très rapidement. Quel est votre commentaire à propos de l opportunité que représente l ouverture de ces concessions? Michel CRÉMIEUX Il existe un monopole sur le nucléaire représentant 85 % de la production. Si l hydraulique ne s ouvrait pas, comment la concurrence pourrait-elle se développer? Comme vous nous l expliquiez ce matin, vous avez contourné ce monopole en participant aux EPR et en vous intéressant aux investissements de jouvence. Il existe donc des portes d entrée dans l appareil de production français, mais l hydraulique est importante. Michel CRÉMIEUX Oui, c est une opportunité très importante. En France, nous disposons essentiellement d énergie nucléaire de base, ce qui rend la possession de la modulation hydraulique indispensable. Que répondez-vous à Jean-Baptiste Séjourné à propos de la réciprocité? Michel CRÉMIEUX En tant qu acteur de premier plan dans le domaine de l hydraulique, nous devrions être très confiants dans notre capacité à remporter des appels d offres, mais nous sommes inquiets. En effet, nous considérons que, sur chaque installation, le concessionnaire dispose d un avantage important : il connaît sa concession depuis des dizaines d années, il emploie des salariés qui sont parfois des élus locaux, il est inséré dans le territoire, il est quelquefois le premier employeur local. Dès lors, comment faire pour que cela vaille la peine de répondre? Une anecdote me revient : l an dernier, à l occasion d une visite d Henri Proglio dans l Aveyron, la préfète avait déclaré que le département avait une 80

88 relation fusionnelle avec EDF. Dans ces conditions, si personne ne souhaite changer, faut-il investir du temps et des ressources importantes? Je vous rappelle que monter un projet de qualité nécessite un travail considérable. Pour répondre à la question de Jean-Baptiste Séjourné : en Italie des concessions sont remises en concurrence lorsqu elles arrivent à échéance. Or, lorsque le Gouvernement Italien a voulu rouvrir le marché de la production électrique, ENEL a été obligée de mettre sur le marché un tiers de son parc électrique, thermique et hydraulique, mais n a pas eu le droit de répondre à son propre appel d offres, et celui qui a remporté le plus gros lot est une société d Edison aujourd hui propriété d EDF. Tous les opérateurs européens sont désireux de répondre aux appels d offres français et de participer à la compétition, mais nous voudrions avoir des signes clairs je m adresse à Charles-Antoine Louët montrant que la compétition n est pas faussée, non par mauvaise volonté, mais structurellement, en raison de cet historique. Dans cette éventualité, nous échouerons une première fois, une deuxième, puis nous abandonnerons. Jean-François ASTOLFI Presque 75 ans d exploitation créent des liens dans les vallées, mais sans aller jusqu à parler de «relation fusionnelle», nous avons en effet une histoire commune avec la France. Vincent Descœur évoquait les «acquis» et nous entretenons en effet des partenariats de longue date avec les collectivités et les autres acteurs de l eau ; si nous sommes reconduits, nous poursuivrons, bien entendu, ce mode relationnel. Michel Crémieux souhaite obtenir des certitudes garantissant que le sortant ne sera pas outrageusement privilégié ; or, je vais renverser la question : être le concessionnaire en exercice ne présente pas que des avantages car notre pays cultive une mauvaise tradition qui consiste à prouver que la concurrence est réelle en montrant que le dominant perd des parts de marché. Par conséquent, j aimerais moi aussi obtenir des garanties que la compétition sera transparente et franche, et que l on ne cherchera pas à faire perdre des parts de marché à EDF uniquement pour le plaisir de démontrer que la concurrence est ouverte. Charles-Antoine Louët, ce processus se déroule sous le contrôle de l Autorité de la concurrence, n est-ce pas? 81

89 Charles-Antoine LOUËT Je constate simplement que tout le monde est stressé : c est bon pour nous. Voici un élément de réponse pour vous, Michel Crémieux. Le représentant de l État est ici pour vous donner les garanties que le jeu n est pas faussé. Il s agit d appels d offres portant sur 30 ans et plus et il existe une vraie volonté de faire jouer la concurrence. Michel CRÉMIEUX Néanmoins, je n ai pas eu de réponse à ma question. Charles-Antoine LOUËT Chacun demande une procédure transparente et non discriminatoire. Êtes-vous d accord sur le fait qu elle l est? Charles-Antoine LOUËT Nous sommes en train de la construire ; un décret le stipule et nous devrons accomplir un certain nombre d actions pour y parvenir. Nous poursuivons l étude des dossiers de fin de concession avec les concessionnaires sortants et nous allons en extraire la totalité des éléments afin que chacun dispose du même niveau d information. Comme l a dit le ministre, nous recruterons des entreprises de conseil qui, par leur compétence, nous permettront d exercer un pouvoir d appréciation objectif. Nous élaborons une procédure dont le but est d être non discriminatoire. Michel CRÉMIEUX L intention est louable, mais cela n est pas simple. Par exemple, nous souhaitons obtenir une information complète sur les barrages : le dossier de fin de concession en est un élément, mais nous avons également besoin de pouvoir réaliser des audits détaillés qui constituent le seul moyen efficace d évaluation. Or, à cette demande, Charles-Antoine Louët répond qu il ne souhaite pas laisser les quinze concurrents réaliser leur propre audit détaillé, par exemple d un barrage de la SHEM. Nous avons également besoin de temps pour assimiler toute l information sur les équipements et préparer une offre, nous devons rencontrer les élus locaux, les populations et les organisations syndicales au cours de contacts préparés très en amont : tout cela n est certes pas simple à organiser. 82

90 Comment permettre aux concurrents d auditer les barrages? Comment laisser à Michel Crémieux le temps de la concertation espéré et voulu également par Vincent Descœur? Charles-Antoine LOUËT Je suis soumis à deux types de pression : d une part, aller vite car tout le monde veut que le renouvellement s opère à son profit, et, d autre part, aller lentement car chacun souhaite que la procédure soit solide et qu elle laisse le temps au processus de se dérouler correctement. Tout cela n est pas simple. Nous prenons ces questions l une après l autre ; nous allons nous-mêmes procéder à l audit des dossiers de fin de concession, nous mettrons à la disposition de l ensemble des candidats les contre-expertises que nous aurons faites. Une data room sera créée ; comme c est le cas pour toute procédure de ce type, nous prendrons le temps nécessaire pour répondre aux questions et dispenser l information aux candidats. Concernant les rencontres avec les élus, j estime que chacun est capable d organiser ses propres rendez-vous et d aller à leur rencontre : nous ne jouerons pas le rôle d entremetteur. Il n en reste pas moins qu un certain nombre de questions devront être instruites l une après l autre : je suis convaincu que nous y répondrons. Frédéric de Maneville, faites-vous partie du clan des inquiets, des ambitieux? Comment Vattenfall, forte de son expérience suédoise, approche cette procédure française? Frédéric de MANEVILLE Président de VATTENFALL France Je ne fais pas partie du clan des inquiets : Vattenfall a décidé de participer à ces appels d offres car l entreprise croit en la capacité de l administration française de mener un processus rigoureux et transparent, et nous sommes convaincus que cela se passera bien. Je précise tout d abord que vattenfall signifie en suédois «chute d eau» ; comme l indique notre nom, nous sommes hydrauliciens depuis un peu plus de 100 ans (depuis 1909) et nous disposons aujourd hui d une capacité de production en Suède et en Allemagne. 83

91 Le groupe a décidé de soutenir son activité commerciale installée en France depuis dix ans par de la production, notamment hydraulique. L œuvre d art qui été dessinée sur l un de nos barrages en Suède démontre notre capacité d ingénierie assurée par une division comportant ingénieurs qui apportent leur savoir-faire aux différentes unités du groupe ; naturellement, nos éventuels actifs français pourront en bénéficier. En ce qui concerne la réciprocité, je puis affirmer qu il s agit d une vraie préoccupation dont nous ont fait part certains parlementaires qui m ont posé la même question que Jean-Baptiste Séjourné. Comme je l ai dit ce matin, la Suède compte quatre producteurs hydrauliques : un Suédois (Vattenfall) et trois étrangers, Stattkraft, E.ON et Fortum. Donc, la question de la réciprocité ne me pose pas de souci particulier. D ailleurs, EDF détenait il y a quelques années des actifs en Suède, qui ont été cédés depuis. Concernant la compétition, avez-vous l intention d observer avant de vous lancer dans la bataille, ou bien souhaitez-vous répondre à tous les appels d offres? Frédéric de MANEVILLE En tant qu acteur de la grande hydraulique, nous souhaitons remporter des volumes importants, supérieurs à MW et nous sommes prêts à mobiliser les moyens financiers nécessaires car nous avons entendu dire que certaines vallées pourraient demander un investissement atteignant un milliard d euros. Cet exercice sera donc réservé à des opérateurs détenant une capacité à la fois technique et financière, ce dont Vattenfall est pourvu. Les chiffres que vous avancez sont impressionnants. Frédéric de MANEVILLE Par ailleurs, nous avons commencé à rencontrer les acteurs des vallées (élus locaux, administration) pour nous familiariser avec le terrain et récolter de l information ; en effet, nous travaillons actuellement sans ces éléments, comme l a dit Michel Crémieux. Dans l attente de prendre connaissance des dossiers de fin de concession, nous essayons de nous préparer. 84

92 Merci Frédéric de Maneville. Emmanuel Soetaert, vous représentez Statkraft, un autre grand opérateur d Europe du Nord. Pourriez-vous nous présenter cette entreprise que nous connaissons moins que les autres? Emmanuel SOETAERT Président de STATKRAFT France Statkraft est une entreprise publique dont l actionnaire unique est l État norvégien et qui a déjà une longue histoire puisque sa première concession lui a été confiée en Nous cumulons aujourd hui 10 gigawatts de capacité hydroélectrique, nous sommes présents dans 23 pays et employons collaborateurs. Dans douze de ces pays, nous menons des activités hydroélectriques et nous réalisons 33 % de la production norvégienne. Sur ce marché, la concurrence a été introduite dès 1990, ce qui signifie que nous opérons ces actifs flexibles dans un marché libéralisé depuis 21 ans, y compris sur l hydraulique et dans le cadre de concessions qui ressemblent beaucoup à celles du système français. Notre intérêt pour la France réside dans notre conviction que nous pouvons apporter quelque chose à ce pays. Ce marché est très intéressant et la configuration des montagnes françaises est assez similaire à celle des reliefs norvégiens. De plus, nous sommes en mesure d apporter cette expérience d un marché libéralisé et, d un point de vue technique, nous sommes des spécialistes des systèmes compliqués. Nous exploitons par exemple le système hydroélectrique d Ulla-Førre, situé en haute montagne et d une capacité de MW (soit celles de la Dordogne, du Drac et de l Ossau réunies). Il comporte de très nombreux lacs, conduites forcées, tunnels et prises d eau, ainsi que deux Stations de transfert d énergie par pompage (STEP) ; cet ensemble forme un maillage complexe à une altitude comprise entre 0 et mètres et optimisé en permanence. Il produit 4,9 TWh par an, soit un taux d utilisation des capacités de heures. Les systèmes de ce type constituent notre spécificité et nous souhaitons en faire bénéficier la France. Par ailleurs, conformément à l identité de notre entreprise, la notion de concertation est un mot-clé pour nous, car il est très ancré dans la culture nordique, et norvégienne en particulier : il est hors de question d étudier un projet avant d avoir consulté préalablement l ensemble des parties prenantes et les aspects liés à 85

93 l environnement, aux usages alternatifs de l eau et à la dimension territoriale. Eu égard aux caractéristiques géographiques de la Norvège, nous sommes souvent le seul employeur dans les vallées où sont localisées nos installations, ce qui nous confère une responsabilité sociale importante ; en matière d hydroélectricité, nous le savons, la concertation est indispensable. En outre, la rigueur est naturellement une composante essentielle de notre activité car rien, en matière d hydroélectricité, ne peut être laissé au hasard. La nature des enjeux notamment la sécurité nous oblige à une extrême rigueur, notamment dans le choix des solutions qui doivent être adaptées au contexte hydrologique, technique et territorial. En termes de fiabilité, notre installation du lac Bleu situé en Norvège illustre toute notre compétence. Ce lac contient 4,5 milliards de mètres cubes d eau, soit un productible de 7,9 TWh entouré de onze barrages dont un en enrochement et deux ouvrages voûtés en béton, hauts de plus de 100 mètres. Au regard des enjeux considérables qu il comporte en aval (humains, économiques et sociaux), il était évident que le choix du concessionnaire de cet ensemble devait se porter sur le plus fiable des candidats. Or, nous sommes celui-ci, depuis plusieurs décennies. Votre approche est-elle la même que celle de Vattenfall? Emmanuel SOETAERT Oui, tout à fait. Notre objectif est supérieur à MW, ce qui correspond à la grosse hydraulique, notre spécialité. Merci pour cette présentation impressionnante. Luc Poyer, vous êtes le président du directoire d E.ON France, une entreprise intéressée par l ouverture à la concurrence des concessions hydrauliques françaises, bien que vous soyez déjà un grand acteur sur le marché français. 86

94 Luc POYER Président du directoire d E.ON France Nous détenons en effet quatre sites industriels en France, soit neuf tranches thermiques. La suite naturelle de notre développement dans le pays passe par un accès à la base et à la pointe thermique ou hydroélectrique. Cela complèterait notre portefeuille et créerait un troisième acteur de plein exercice, position que nous occupons actuellement mais avec une part de marché de 2 % seulement. Une participation dans la centrale de Penly fait partie de nos développements nucléaires possibles, tout comme les participations à la prolongation de la durée de vie du parc nucléaire. Pour analyser la question de la réciprocité, il est nécessaire d envisager trois angles différents : - celui de la pluralité des acteurs : en Allemagne, trois nouveaux venus opèrent aux côtés des quatre opérateurs historiques ; - l angle juridique, sans verser dans l écueil de la comparaison entre les droits publics nationaux. L Allemagne dispose de lois-cadres applicables au «Bund» (niveau fédéral) et de lois applicables à chaque «Bundesland» et ce régime est conforme à la législation européenne ; - celui des transactions effectivement réalisées. En Allemagne, E.ON a cédé 20 % de sa capacité à des acteurs internationaux : Statkraft, Verbund et GDF SUEZ. EnBW figurait également dans cette liste, mais les événements récents l en ont retirée, ce qui montre la vitalité du concept de réciprocité. La réciprocité juridique existe donc entre la France, l Italie, l Allemagne et la Suède. E.ON est le premier acteur de l hydroélectricité en Allemagne avec une part de marché égale à 30 %, plus de 200 ouvrages dans quatre pays européens (Allemagne, Suède, Italie et Espagne). Nous opérons à la fois des barrages-réservoirs ou au fil de l eau, ainsi que des STEP. Notre volonté à l échelle du groupe consiste à porter notre capacité de à MW ; notre objectif de 87

95 croissance en France est compris entre ces deux chiffres. Notre investissement sur le marché français illustre notre intérêt pour des ouvrages de grande taille. Serez-vous également intéressé par les ouvrages plus petits? Luc POYER Bien entendu, mais encore faut-il qu une certaine taille critique soit atteinte. Nous détenons MW de thermique et il faut que notre capacité hydroélectrique soit en rapport : plus qu une opportunité, cette mise en concurrence est pour nous un besoin vital, car nous ne pouvons pas être un acteur électrique durable en France avec des seules tranches charbon et gaz. J espère pour ma part que cette mise en concurrence amènera une saine émulation entre les acteurs ; je reconnais tout à fait les mérites des opérateurs en place mais j estime que la concurrence est bénéfique car on ne gagne pas une course en étant le seul compétiteur. De plus, nous nous trouvons entre Européens et j ai bon espoir que le processus se passe dans de bonnes conditions. Enfin, j estime que, du point de vue français, l aspect territorial et surtout environnemental sera déterminant : les acteurs retenus devront être en mesure de gérer la spécificité française dans le domaine social. Chez E.ON, plus de 800 personnes ont déjà le statut des IEG, les personnels des concessions seraient intégrés sans difficulté de ce point de vue. Ce statut n existant pas dans les autres pays : point de réciprocité en la matière! Merci Luc Poyer. Christian Frère, vous représentez EGL, une entreprise un peu nouvelle dans le paysage français. Quelles sont les particularités de cette entreprise et quels sont les tenants et les aboutissants de votre partenariat avec Direct Énergie annoncé récemment? Christian FRÈRE Directeur de développement de la Production d EGL En effet, EGL, qui appartient au groupe Axpo, a conclu avec Direct Énergie un partenariat à parité. Direct Énergie est le premier fournisseur alternatif en France, avec environ clients industriels et privés. EGL et le groupe Axpo représentent le premier 88

96 producteur d électricité hydroélectrique suisse, avec une capacité installée de plus de MW, et un peu plus d une cinquantaine de barrages. Nous gérons avec nos partenaires un peu plus de MW en Suisse. L actionnariat du groupe Axpo est entièrement public : il s agit des cantons nord et est de Suisse. EGL appartient, pour sa part, à 91 % au groupe Axpo et constitue la filiale dédiée aux activités internationales de sa maison mère. Le groupe Axpo détient des expertises très spécifiques au niveau de l activité hydraulique : par exemple, nous travaillons à l amélioration de la puissance d une de nos centrales (une STEP) pour la porter à MW, ce qui représente un investissement de 1,4 milliard d euros, sans compter les autres activités pour optimiser la production de ses barrages. De plus, le groupe travaille en grande proximité avec les territoires : le groupe Axpo aime les montagnes, leurs habitants et cherche avec eux les solutions les plus adaptées et les plus fiables pour tous les acteurs. Sur le marché français, Direct Énergie souhaite développer son portefeuille de clients auxquels nous entendons proposer des capacités de pointe en énergie hydroélectrique, ce qui signifie que nous participerons à l ensemble des appels d offres ; toutefois, nous devrons préalablement étudier le contenu des cahiers des charges. Charles-Antoine Louët, quel est le calendrier, étant donné que le premier appel d offres sera lancé à la fin du premier semestre de cette année? Charles-Antoine LOUËT Le séquençage annoncé par Jean-Louis Borloo prévoyait le début des premières procédures pour fin 2010, mais ces dates étaient annoncées à six mois près. En réalité, le lancement du premier appel public à concurrence interviendra mi De combien de temps disposent-ils pour répondre? Charles-Antoine LOUËT La première phase, d une durée d environ trois mois, consiste à monter un dossier de candidature dans lequel les garanties financières et techniques sont présentées. Ensuite, nous effectuons une sélection pendant un mois, puis nous adressons le dossier 89

97 complet de la consultation contenant beaucoup de données détaillées, ainsi que l accès à la data room. Après une phase de dialogue, le cahier des charges sera affiné, car certaines options auront pu rester ouvertes lors de la première publication. Après ces échanges avec les différents candidats, le cahier des charges sera éventuellement affiné et nous leur demanderons alors de répondre. La période qui s étend de la publication du cahier des charges à la réception des offres fermes des candidats peut durer un à deux ans, en fonction de l ampleur des concessions. Les délais sont donc raisonnables, mais les dossiers sont lourds à constituer et ils nécessitent une bonne connaissance des ouvrages existants. Vincent Descœur, il vous appartient de conclure cette table ronde : quelle est votre réaction aux propos des uns et des autres, chacun se présentant comme étant «le meilleur»? Conclusions Vincent DESCŒUR Président de l ANEM (Association des élus de la montagne) et député du Cantal J aimerais tout d abord rappeler que l existence de relations entre les élus des territoires et les concessionnaires en exercice n est pas étonnante : nous n avons pas attendu le renouvellement des concessions pour faire valoir nos priorités et notre souci que les producteurs intègrent la dimension territoriale. Je mesure avec une grande satisfaction l intérêt des candidats potentiels et cela augure bien de la qualité de leurs offres ainsi que de la prise en compte effective de cette dimension territoriale que j appelais de mes vœux au nom de mes collègues élus. Je profite de cette occasion pour rappeler la hiérarchie des critères tels que les imaginent les élus de la montagne : - la sécurité des ouvrages et des populations qui nécessite que les candidats soient compétents ; - le deuxième critère réside dans la question de la redevance. Dans cette solidarité entre l amont et l aval, 90

98 cette redevance est légitime et constitue une belle manière d illustrer cette solidarité ; - la prise en compte de la dimension territoriale, qu elle soit environnementale ou sociale. Une présence forte sur le territoire est un critère important à nos yeux et la prise en compte de cette dimension peut être une vraie plus-value des offres. J insiste sur ce point et je me permets de réitérer l intérêt des élus à être très étroitement associés, en amont, à la constitution des offres, à travers une participation active ou une contribution à l élaboration d un cahier des charges. Quoi qu il en soit, l intérêt des intervenants pour le potentiel énergétique des cours d eau et des lacs de montagne fait chaud au cœur. Ce thème de l hydraulique, est cher au Syndicat des énergies renouvelables qui organise le 1 er février prochain sa réunion annuelle. À travers cette table ronde, nous avons souhaité faire le point sur des questions qui marqueront l actualité dans les mois et les années qui viennent. 91

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100 Table ronde 3 Les besoins d investissements du réseau électrique et gazier et le rôle des ENR J appelle à me rejoindre pour cette troisième table ronde Laurence Hézard, directeur général de GrDF, Michèle Bellon, président du directoire d ERDF, Philippe Boucly, directeur général de GRTgaz, Dominique Maillard, président du directoire de RTE, André Antolini, président du SER (Syndicat des énergies renouvelables qui tient son assemblée générale annuelle, le 1 er février au CNIT), Stéphane Maureau, président-directeur général d Evasol. Nous allons nous pencher sur les réseaux, thème récurrent et très important, au cœur du système électrique. Cette table ronde va nous permettre de faire le point des investissements et des problématiques des uns et des autres, sur l avancement de leurs projets et leurs éventuelles difficultés. Les intervenants réunis ici nous diront également si les Français peuvent espérer un réseau électrique à la hauteur de leurs attentes. En effet, des catastrophes naturelles, notamment les épisodes neigeux et d autres incidents climatiques difficilement prévisibles, ont occasionné quelques soucis aux électriciens. Philippe Boucly, où en sont vos projets d investissements? 93

101 L évolution des réseaux de transport et de distribution de gaz Philippe BOUCLY Directeur général de GRTgaz Bonjour et merci, François-Michel Gonnot. Tout d abord, j aimerais vous convaincre que le gaz n est pas une énergie fossile promise à une disparition prochaine : au contraire, le gaz naturel fait partie du mix énergétique du futur, aux côtés du nucléaire et des énergies renouvelables. Loin de moi cette idée. Néanmoins, nous assistons à une révolution en Amérique du Nord, avec l apparition des gaz de schiste qui auraient fait perdre de leur couleur aux GNL : est-ce vrai? Philippe BOUCLY Il est vrai que l irruption des gaz de schiste a rendu le gaz naturel subitement abondant comme le montrent les découvertes de gisements de gaz de schiste aux États-Unis, en Australie, voire en Chine et en Pologne ce qui a fait reculer l horizon de l épuisement des réserves disponibles (autrefois fixées à 70 ans) au-delà de 120 ans, voire 250 ans. Nous avons coutume de dire que le gaz naturel a 1 rating Triple A : Abondant, Abordable, Acceptable. Je viens de parler de l abondance. Cette abondance, il est vrai un peu soudaine, a créé une «bulle» de gaz en Europe, qui conduit actuellement à une décorrélation des prix du gaz de ceux du pétrole. C est une véritable opportunité pour le gaz naturel en Europe. En termes de prix, le gaz naturel est abordable : c est une énergie compétitive, du fait des formules d indexation à long terme et compte tenu de l apparition de ces nouveaux gisements et de leur abondance sur le marché. Ces phénomènes combinés à la montée en puissance des trains de liquéfaction du Qatar entraînent une décorrélation entre les prix long terme et les prix court terme, ainsi qu une baisse de prix. 94

102 Une énergie d avenir J ajoute que le gaz est une énergie acceptable du point de vue de l environnement ; il apparaît comme la meilleure énergie fossile : elle produit moins de CO 2 que les autres, elle ne génère ni oxyde de soufre ni de particules et peu d oxyde d azote. De plus, l infrastructure atteint peu l environnement car elle est invisible une fois qu elle est posée. Enfin, le gaz est un complément indispensable aux énergies renouvelables : au cours des dix dernières années, une capacité de production d électricité à partir de gaz naturel de MW a été installée et, dans le même temps, MW en éolien et MW en photovoltaïque ont été implantés. Gaz naturel et sources renouvelables sont complémentaires car ces dernières sont intermittentes et les centrales de production d électricité à partir de gaz peuvent être mobilisées lorsque ces sources d énergie renouvelables sont absentes. Pour toutes ces raisons, nous sommes convaincus que le gaz fera partie du mix énergétique du futur. Au niveau de la consommation, l année 2010 a été celle de la reprise avec une croissance de la consommation, sur le réseau de GRTgaz, de 13 % (15,5 % pour l industrie et 0,8 % pour les particuliers). Dans l industrie, la croissance est principalement liée à la production d électricité avec l implantation de nouvelles centrales à cycles combinés au gaz qui représentent à elles seules 25 TWh de production thermique. Depuis cinq ans, le marché de gros s est considérablement développé en France, avec un nombre croissant d expéditeurs et l apparition d une nouvelle catégorie de clients qui sont de grands consommateurs industriels préférant se fournir directement sur les places de marché. Ainsi, plus de 300 TWh ont été échangés sur les PEG 4 pour une consommation française totale représentant 600 TWh : plus de la moitié de la consommation française résulte d échanges sur les PEG en Le marché s organise grâce à une bonne fluidité entre les différentes places de marché européennes ; en outre, l évolution du prix du NBP 5 (en Grande Bretagne) montre que lorsqu une opération de maintenance est réalisée sur la connexion entre la Grande-Bretagne et le continent, la quantité de gaz outre-manche est trop importante, ce qui fait chuter le prix : les mécanismes de marché fonctionnent très bien. 4 Points d échange de gaz. 5 National balancing point. 95

103 Incitations réglementaires La Commission européenne a sans doute favorisé au cours des dernières années les logiques de marché au détriment des logiques de long terme, mais il semble que nous soyons parvenus au bout de cette logique. Si les industriels se fournissent de plus en plus à court terme sur les places de marché, des incertitudes subsistent sur les prix devant la situation économique générale et la décorrélation que j ai évoquée. Cette situation conduit à une certaine désaffection des grands clients pour les engagements à long terme et pour les consultations du marché qui sont pour nous la source du déclenchement des investissements. Il faut sans doute commencer à imaginer d autres logiques qui, tout en conservant les mécanismes qui ont fonctionné jusqu à présent, susciteraient de nouvelles incitations au développement des investissements. J ai cru déceler dans les propos d Anne Houtman ce matin un intérêt pour ces incitations, à travers la réflexion engagée sur le développement des infrastructures. La représentante de la Commission européenne a évoqué un très important besoin d investissements, à hauteur de milliards d euros. Dans ce total, une part de 200 milliards serait dévolue aux réseaux d électricité et de gaz, dont seuls 100 milliards proviendraient du marché, comme on peut le lire dans les documents émanant de la Commission. En lien avec cette politique, notre dernière étude prospective à dix ans ( ) laisse apparaître une enveloppe d investissements de 8 milliards d euros ; des projets similaires sont nombreux en Europe, ce qui montre la pertinence du chiffre de 200 milliards d euros. Des incitations nouvelles sont nécessaires car les mécanismes opérant jusqu ici s essoufflent, personne aujourd hui n ayant intérêt à s engager à long terme. La question de la prise de risque et de sa rémunération devient cruciale car le développement de la «plaque France» demande des investissements importants. Ces derniers permettraient d accueillir de nouveaux terminaux méthaniers, de développer la concurrence, d améliorer la fluidité du réseau, d obtenir une zone unique en France et de développer nos capacités, pour accueillir les cycles combinés au gaz qui complètent les sources d énergie renouvelable. D après vous, le GNL a un avenir malgré l émergence des gaz de schiste et vous estimez qu il importe de poursuivre les investissements pour la construction de terminaux en France. 96

104 Philippe BOUCLY D une certaine façon, le gaz de schiste va redonner à l Europe une place de choix comme destination du GNL produit au Moyen- Orient car ce dernier n ira plus aux États-Unis ; de façon assez symbolique et symptomatique, des cargaisons de GNL américain sont parvenues en Angleterre récemment. De plus, il est certain que si du gaz de schiste est découvert en Chine, le Qatar n aura plus intérêt à y envoyer du gaz. En conclusion, je tiens à rappeler la nécessité de créer des incitations propres au développement des investissements. En quoi pourraient-elles consister? Philippe BOUCLY À l heure actuelle, par exemple, les investissements de développement des capacités de transport bénéficient de taux bonifiés ; des incitations réglementaires de ce type seraient bénéfiques (l ère des subventions est achevée, bien que l Europe ait prévu quelques dispositifs de ce type). D après moi, des mécanismes favorisant l investissement et les services innovants proposés par les transporteurs devraient être adoptés. Après avoir abordé avec Philippe Boucly la problématique des grands réseaux de transport, nous allons à présent nous pencher sur les programmes d investissements des réseaux de distribution. Laurence Hézard, votre entreprise est en contact avec le client et elle a la volonté d étendre son réseau, qui ne couvre pas tout le territoire. Laurence HÉZARD Directeur général de GrDF Nous sommes présents dans près de communes en France et en position d approvisionner 80 % de la population. La France recèle donc un potentiel certain. En Allemagne, en Italie ou en Angleterre, sur des territoires équivalant au nôtre, mais disposant de réseaux bien plus petits, la densité de consommateurs est beaucoup plus importante que la nôtre. Je vous rappelle qu en France, 11 millions de clients consomment du gaz naturel, alors qu ils sont 22 millions en Allemagne et 19 millions outre-manche. 97

105 Nos investissements sont stables dans la durée, ce qui est très important car en 2004 et en 2007, lorsque le marché s est ouvert, les collectivités locales étaient très inquiètes quant à la capacité du gestionnaire de réseau à maintenir ses investissements. Or, GrDF n a pas désinvesti, loin de là ; nous avons notamment lancé un programme très ambitieux en matière de sécurité consistant à éradiquer les fontes sensibles. Ce programme est aujourd hui achevé, mais nous continuons à investir dans le domaine de la sécurité industrielle, dans le cadre de travaux menés notamment avec les pouvoirs publics. Ils visent en particulier à faire en sorte que les chantiers en sous-sol, qui perturbent souvent la vie des collectivités locales, se passent dans les meilleures conditions de sécurité, qu il s agisse de chantiers dont nous sommes maîtres d ouvrage ou pas. Ce programme extrêmement ambitieux est très coûteux, mais nos investissements nous permettent de tenir nos engagements en matière de sécurité. L autre volet de nos investissements porte sur un objectif : développer le nombre des clients que nous desservons tout en les aidant à consommer moins et mieux. Aujourd hui, les collectivités locales qui ont choisi de s équiper d un réseau de distribution de gaz naturel ont rentabilisé ces travaux. Avec elles, nous réfléchissons à l utilisation de cet outil industriel dont nous assurons l exploitation par délégation ; nous étudions ainsi la complémentarité du gaz avec l électricité ou avec d autres sources d énergie (solaire, éolien, biomasse) en essayant de mettre le réseau à leur disposition pour leurs différents projets d aménagement. Nos investissements s élèvent à 600 millions d euros et cette enveloppe est stable sur les cinq à six prochaines années. Pensez-vous que le réseau français est sûr et satisfaisant, et que les gros efforts d investissements sont terminés? Laurence HÉZARD En effet, les très gros programmes, comme l éradication des fontes sensibles, ont été réalisés. En Europe, seul GrDF a réalisé ce coûteux travail qui représente une charge à venir pour nos voisins. Toutefois, je veux rester attentive et mobilisée en matière de sécurité car mon expérience sur ce point m incite à la prudence. Aujourd hui, notre situation est plus solide et tous les acteurs notamment les salariés de GrDF sont aussi mobilisés autour de 98

106 cette problématique de la sécurité. La cartographie dont nous disposons est plus fiable, nous avons revu nos processus de réponse aux demandes de travaux et d information émanant des donneurs d ordre et nous avons revu nos pratiques avec les entreprises qui interviennent en sous-sol : ces évolutions démontrent une mobilisation collective beaucoup plus forte qu elle ne le fût par le passé. Je vous rappelle que les chantiers en soussol constituent notre principal souci en matière de sécurité. Que pouvez-vous nous dire à propos de l installation de compteurs intelligents? Laurence HÉZARD Nous envisageons d installer des compteurs dits «évolués» car dans le domaine du gaz, les besoins de comptage ne sont pas les mêmes qu en électricité, ils sont beaucoup plus modestes. Pour autant, nous travaillons, dans le cadre d un cahier des charges établi par la CRE avec l ensemble des parties prenantes, sur des technologies qui devraient nous permettre de faire évoluer notre système de comptage pour tendre vers des compteurs télérelevables. Actuellement, nous menons quatre expérimentations (dans le Nord, dans le Gers, en région lyonnaise et en Ile-de- France) reposant sur différentes fréquences radio. Ce test a pour objectif de valider une technologie permettant de déterminer si nous disposons d une solution permettant d être déployée. Le calendrier de ce déploiement dépendra notamment des résultats de cette phase expérimentale et du partage réalisé avec les parties prenantes. Les premiers retours de ce test montrent de façon inattendue que des données brutes non travaillées ni traduites en euros sont étudiées de près par les clients et déclenchent des réflexions sur une meilleure régulation de leur consommation de gaz. Cette information est très intéressante car elle nous permet de réaliser que le client trouve un grand intérêt dans l obtention, à une fréquence assez élevée, de données de consommation lui permettant de mieux contrôler ses usages et sa consommation d énergie. Combien coûte un compteur et qui le paiera? 99

107 Laurence HÉZARD Selon nos estimations (qui restent provisoires), un compteur coûterait autour de 100 euros. Pour autant, nous n avons pris aucune décision. Nous estimons le coût d un tel projet à un milliard d euros, mais nous espérons, grâce à notre maîtrise de la technique retenue, optimiser ces travaux. Cette décision sera prise notamment en fonction des échanges que nous entretenons avec la CRE et elle s intégrera à la négociation de nos tarifs. Dominique Maillard, vous nous présentez régulièrement les grands investissements de RTE ; nous avions évoqué le franchissement des Alpes et des Pyrénées : où en sont ces chantiers? Les réseaux électriques Dominique MAILLARD Président du directoire de RTE Les décisions ont été prises et il faut à présent passer à l action. Je tiens à vous rappeler quelques chiffres. Nos investissements se trouvent actuellement dans une phase ascendante et il est nécessaire de prendre du recul pour constater que les niveaux atteints aujourd hui (en euros constants) sont inférieurs à ceux que nous avons connus il y a 25 ou 30 ans. Le régulateur a approuvé nos investissements de 2011, ceux-ci atteignent millions d euros, ce qui représente une croissance de 10 % par rapport à Cette augmentation est liée à l émergence de deux grands projets : - la liaison France-Espagne qui se fera en courant continu et en souterrain ; le coût en sera partagé entre nos deux pays ; - la ligne aérienne de volts qui complétera la desserte de Flamanville (appelée aussi ligne Maine- Cotentin). Au niveau des interconnections, nous avons poursuivi les procédures. Précisons que les engagements signés entre les gouvernements français et espagnol consistent à porter à terme la 100

108 capacité de transit à MW, mais la nouvelle liaison ne remplira que la moitié de cet objectif et une nouvelle ligne sera nécessaire. Un autre projet franco-italien sera réalisé en courant continu et utilisera la galerie technique du tunnel du Fréjus qui avait été conçue dès l origine pour accueillir des câbles électriques. D autres projets ont été mis en service : notamment à la frontière francobelge, et nous réfléchissons à de nouvelles liaisons avec la Grande- Bretagne. Pendant très longtemps, ce pays fut relié au continent par la seule liaison IFA 2000 (un «cordon ombilical» de MW), mais depuis quelques mois, il en possède une nouvelle avec les Pays-Bas appelée «Britt Net», et deux autres projets sont à l étude de manière à arrimer solidement la Grande-Bretagne au continent. Par ailleurs, des renforcements sont étudiés avec la Suisse et l Allemagne. Nous faisons face également aux dépenses liées au raccordement des installations, notamment celles liées aux énergies intermittentes, qui occupent une part croissante de nos besoins de renforcement. Enfin, nous assumons le coût du renouvellement de notre réseau, notamment celui lié aux lignes à haute tension ( et volts) qui sont les plus anciennes et celles de volts qui commencent à prendre de l âge. Le réseau de volts, quant à lui, véritable colonne vertébrale, fut développé avec le programme nucléaire français : il a aujourd hui entre 30 et 40 ans et se trouve à la moitié de sa durée de vie. Vous souhaitez obtenir un réseau qui permette d assurer l équilibre du système. Dominique MAILLARD Oui. Le terme «réseaux intelligents» est très à la mode, mais il ne faut pas considérer que nos installations actuelles sont «bêtes». Qu il s agisse de gaz, d électricité, de transport ou de distribution, cette «intelligence» est omniprésente, mais nous pouvons certainement faire mieux, grâce par exemple à des smarter grids, c est-à-dire des réseaux «plus intelligents» que leurs prédécesseurs qualificatif plus approprié. Nous devons accroître les interfaces entre les clients et le reste de la chaîne dans laquelle le transport occupe une place importante. 101

109 Notre contribution à ces réseaux plus intelligents réside dans des éléments invisibles aux yeux des clients : - améliorer le pilotage ; - renforcer la connaissance en termes de production des énergies intermittentes. Nous avons développé avec la distribution un dispositif appelé IPES (Insertion pour la production d énergie éolienne et solaire) qui nous permet d appréhender quasiment en temps réel la production de ces équipements. Conjugué avec des informations fournies par Météo France sur le régime des vents, ce système nous permet de caler de bons modèles sur la prévision de la production éolienne ; - développer des équipements permettant de mieux utiliser les couloirs de lignes car nous aurons de plus en plus de difficulté à en créer de nouveaux. Faire transiter plus d énergie dans l existant est pour nous une forme d intelligence. Cela sera possible grâce à des câbles à faible dilatation, des transformateurs déphaseurs, sans oublier l utilisation du courant continu, une technologie ancienne mais qui sera utile, notamment pour la collecte de l électricité produite par les champs éoliens offshore. L insertion de réseaux à courant continu avec un réseau de base à courant alternatif constitue un beau défi d ingénieurs qui nécessitera également de l intelligence. L épisode neigeux que nous avons connu dernièrement fut long et imprévu par son importance. Le système a-t-il tenu? À chaque aléa climatique, nous frôlons la catastrophe, ce qui est un peu déroutant ; comment font les Canadiens, les Norvégiens ou les Suédois? Dominique MAILLARD N oublions pas que nous vivons dans un milieu naturel impliquant des périodes froides et des périodes chaudes. Les pays dont le climat est moins tempéré sont sans doute plus équipés, mais ils connaissent également des difficultés, et les dispositifs d alerte que nous avons développés en France l ont été également dans ces pays. Cela n empêche pas que nous devions rechercher des remèdes plus pérennes, mais gardons à l esprit qu un suréquipement considérable serait nécessaire pour affronter toutes les situations imaginables. La variabilité naturelle des conditions 102

110 météo a une très grande ampleur : des températures supérieures de 8 à 10 C aux normales saisonnières pendant plusieurs jours consécutifs s inscrit dans cette variabilité. Nos exercices préventifs de «passage de l hiver» et de «passage de l été», nous permet d examiner des situations extrêmes et nous raisonnons en termes de probabilité, mais il demeure que le système n est pas infaillible. C est la raison pour laquelle nous diffusons ces messages préventifs aux consommateurs, en espérant qu ils n en sont pas lassés (ce n est pas les retours que nous en avons). Ces appels sont diffusés dans des régions Bretagne et PACA où notre fragilité fut soulignée à plusieurs reprises dans les rapports de la Programmation pluriannuelle des investissements. Cette fragilité est due à un défaut d investissement dans le renforcement du réseau de transport. Des solutions ont été décidées à la suite d alertes très sérieuses et de délestages auxquels nous avons dû procéder. Conjuguées à un développement des énergies renouvelables, à la maîtrise de la demande et à de la production locale, ces solutions devraient rendre inutiles des opérations comme Ecowatt qui laissent entendre que nous nous trouvons dans une situation très difficile, ce qui est le cas actuellement. Lorsque les mesures du Pacte électrique breton signé par les élus et les différentes parties prenantes (un accord similaire a été signé en région PACA) qu Éric Besson est allé soutenir récemment, seront mises en œuvre, nos concitoyens de ces régions se trouveront dans la moyenne nationale en terme de sécurité de l alimentation électrique. Que dire du nouveau pic de consommation atteint cet hiver? Dominique MAILLARD La société évolue de sorte que la pointe de consommation électrique progresse plus vite que la moyenne de la consommation. C est dû à la concentration d un certain nombre d usages à un moment précis : en rentrant à 19 heures chez eux, de nombreux Français rechargent toutes sortes appareils mobiles, allument leurs écrans, la lumière Demain, ils rechargeront leur voiture électrique. Dominique MAILLARD Oui, mais à l inverse, des modes de rechargement en heure creuse pourraient constituer un bon moyen de remplissage des 103

111 creux de consommation. Tout dépend de la politique commerciale adoptée par les producteurs. Quoi qu il en soit, la pointe a progressé de 6 % en deux ans, malgré un contexte économique de crise. Il y a 24 mois, cette valeur de pointe était inférieure à MW et nous avons atteint la valeur de MW. Les MW seront probablement atteints l an prochain si nous connaissons une nouvelle vague de froid. Merci Dominique Maillard. Michèle Bellon, vous êtes la nouvelle présidente du directoire d ERDF. Nous avons évoqué les compteurs évolués avec Laurence Hézard, mais que pourriez-vous nous dire des compteurs intelligents? Michèle BELLON Président du directoire d ERDF Je ne parle pas non plus de compteurs intelligents, mais de compteurs communicants. Ces derniers ne suffisent pas à eux seuls, ils s appuient sur un système englobant les compteurs (chez les clients), les concentrateurs regroupant les informations et un système d information qui traite les données ; cet ensemble est communicant. Les compteurs sont qualifiés ainsi car ils communiquent vers l amont (vers le système d information du distributeur pour obtenir en temps réel les données liées aux consommations) et vers l intérieur du domicile. Vous menez également une série d expérimentations en vue d une éventuelle normalisation des compteurs. Pouvez-vous nous préciser où en sont ces travaux? Dominique MAILLARD Nous testons un produit dont les fonctionnalités ont été définies dans le cadre d une concertation organisée par la CRE, à travers plus de 60 réunions organisées avec les fournisseurs, les partenaires, la CNIL, la FNCCR et les associations de consommateurs. L expérimentation a été lancée en accord avec le régulateur et les pouvoirs publics ; elle concerne compteurs localisés dans une zone urbaine ( dans le nordouest de Lyon) et dans une zone rurale, en Indre-et-Loire. Cette répartition permet de tester différentes situations de 104

112 consommation dans des foyers qui disposaient jusqu à présent de compteurs électromécaniques relevés une fois par an et induisant une facturation sur estimation ou déclaration. Aujourd hui, nous avons installé compteurs relevés chaque nuit grâce au courant porteur en ligne (par les câbles électriques). Les informations relatives à la consommation du client sont étudiées : index, variations (puissance maximale appelée), volatilité de la tension. Cela nous permettra par exemple d identifier les anomalies en tension car celle-ci est encadrée. Ces informations nous renseignent également sur les coupures ou les microcoupures éventuelles. Aujourd hui, 75 % des compteurs installés remontent leurs informations et ce test se terminera fin mars ; le régulateur a programmé des réunions visant à faire un état des lieux. Le but essentiel de cette expérimentation consiste à tester la faisabilité du déploiement, les possibilités de formation de soustraitants pour l installation des compteurs dans des conditions de sécurité garanties ; aujourd hui, neuf entreprises installent des compteurs pour nous, mais si le gouvernement décide de généraliser ce système à nos 38 millions de clients, nous devrons être en mesure d installer sept millions de compteurs chaque année, ce qui nécessitera d impliquer la filière électrique et conduira à mobiliser emplois par an. À travers ces compteurs, vous entrez dans la vie privée des personnes. Michèle BELLON Ce compteur ne vise pas à savoir ce que fait le client, mais il doit permettre au client de savoir ce qui se passe chez lui, en lui indiquant sa consommation réelle. De cette manière, il recevra en toute confiance des factures précises lui permettant de bien comprendre sa consommation, ce qui l intéresse autant que les consommateurs de gaz dont Laurence Hézard parlait plus tôt. De plus, ces indications nous permettront d intervenir beaucoup plus rapidement chez les clients. Aujourd hui, modifier la puissance afin d installer un système de chauffage électrique, nécessite un déplacement chez le client pour modifier son compteur ; cette opération pourra être effectuée à distance, tout comme la mise en service de l installation liée à un emménagement se fera sur demande téléphonique et ne nécessitera plus la présence du client sur place. 105

113 Nous constatons qu en Suède, où les compteurs communicants sont installés, le nombre d appels reçus dans les centres d appels a diminué de 65 % car les clients comprennent mieux leur facture et les interventions nécessaires sont réalisées dans des délais courts : de cinq jours, le délai pour un changement de puissance ou de fournisseur peut être effectué en moins de 24 heures, voire en quelques heures. Nos services complémentaires seront assurés avec plus de réactivité et moins de dérangement. Lorsque le pays entier sera équipé, vous ne relèverez pas 25 millions de compteurs tous les soirs, n est-ce pas? Michèle BELLON Tout dépendra de l offre tarifaire des fournisseurs et des choix des clients. Nous sommes en mesure de facturer tous les mois ou tous les deux mois, mais nous avons la possibilité de relever les compteurs tous les jours, ce qui ne présente pas grand intérêt. Un relevé mensuel semble pertinent pour les consommateurs. André Antolini, j ai souhaité vous convier pour aborder la problématique du branchement des ENR au réseau, notamment l éolien et le photovoltaïque. Pourriez-vous nous expliquer cette problématique à laquelle se heurtent les porteurs de projet, mais aussi ERDF et RTE, pour raccorder ces installations dans des délais raisonnables? Le raccordement des ENR André ANTOLINI Président du SER Globalement, les problématiques d insertion des ENR sur le réseau trouvent des réponses de plus en plus adaptées, mais les délais restent encore longs et la prise en compte de ces questions tarde. Comme en témoigne la longévité de ce colloque, nous devons travailler dans la durée sur ces problématiques. Nous avons initié avec RTE, il y a longtemps, une démarche de collaboration très étroite qui produit des résultats satisfaisants ; celle-ci consiste à nous projeter les uns et les autres sur la géographie des installations et celle que les réseaux devraient 106

114 adopter pour faire face à ce développement. À cette occasion, nous avons constaté que nous rencontrions souvent les mêmes difficultés dues à une superposition de réglementations successives, comme tu l avais toi-même dénoncé publiquement, François-Michel. Ces différents textes étaient animés de bonnes intentions prise en compte des conditions locales, du développement régional, des sites remarquables, etc. mais ils affaiblissent les projets car il est très difficile de répondre aux milliers de recours que ces règlements génèrent. Aujourd hui, pour la production décentralisée (l éolien), nous considérons que nous avons peu de problèmes d accès au réseau de transport bien que certaines zones nécessitent un renforcement pour créer des capacités d accueil. À ce sujet, je tiens à préciser que l accueil des ENR sur le réseau est une chose et que la question de l intermittence en est une autre. Je tiens également à dire sans méchanceté à Philippe Boucly que lorsque deux tendances sont parallèles, l une n est pas nécessairement la cause de l autre : si la courbe des énergies renouvelables et du gaz sont parallèles ce dont nous pouvons nous féliciter on ne peut affirmer que le gaz se développe grâce aux ENR. Nous rencontrons quelques difficultés avec le réseau de distribution, très probablement dues à la nouveauté et à l imprévisibilité des phénomènes récents. Concernant l éolien, à partir du moment où un parc est autorisé et construit, combien de temps faut-il pour le raccorder au réseau? André ANTOLINI Le temps annoncé par les gestionnaires de réseau est respecté pour l énergie éolienne. Concernant l énergie solaire photovoltaïque, pour laquelle les puissances unitaires sont généralement inférieures, nous constatons plus de difficultés relatives aux délais. Dominique MAILLARD Sans affirmer que les difficultés sont proportionnelles à la longueur du réseau (même si les deux sont liés), il est clair que si le parc éolien (ou la ferme photovoltaïque) se trouve à proximité du réseau existant, le raccordement pourra se faire rapidement, d autant plus s il existe une capacité d accueil adaptée. En revanche, dans le cas de l éolien offshore, nous devrons créer un nouveau réseau. Nous essayons d anticiper et d éclairer les 107

115 investisseurs sur l endroit où ils auront plus ou moins de facilité ; il leur revient de choisir en connaissance de cause. Je vous rappelle que les ZDE avaient été conçues afin de mettre en rapport les zones favorables en termes d exposition au vent, d acceptation par l opinion public et de raccordement au réseau. Lorsque ces trois conditions sont réunies, les délais de raccordement sont sans doute rapides ; dans le cas contraire, des difficultés sont possibles. Les goulots d étranglement que nous rencontrons ne concernent pas seulement le point de raccordement et peuvent nécessiter le renforcement du réseau très en amont du site concerné ; dans ces cas-là, il peut être difficile de faire accepter ces changements à des populations situées à 100 kilomètres du nouveau site de production. L éolien pose moins de problèmes que le photovoltaïque. Entre la constitution d une ZDE (deux ans), la constitution d un dossier de parc éolien (deux ans de plus) et la construction des mâts, la création d un parc éolien nécessite cinq années. Par conséquent, RTE dispose d une visibilité suffisante pour adapter ses réseaux. Dominique MAILLARD Certes. Mais certaines installations éoliennes sont dispersées, d autres se concentrent et s accumulent. Michèle BELLON La France a une spécificité : de nombreuses installations éoliennes (parfois de 140 MW) sont raccordées sur le réseau de distribution. La loi française a en effet autorisé la production indépendante pour autant que la puissance unitaire soit inférieure à 12 MW, ce qui a conduit certains porteurs de projets à découper leur site en plusieurs tranches inférieures à 12 MW. Actuellement plus de MW d origine éolienne sont raccordés sur le réseau de distribution français, ce qui équivaut à trois centrales EPR. André ANTOLINI Globalement, les délais des contrats de raccordement sont respectés. Lorsque les travaux sont achevés, le raccordement peut demander de un jour à plusieurs mois dans la plus mauvaise des hypothèses. Sur ce point-là, nous ne constatons pas de congestion ni de problème majeur. Le ministre a annoncé ce matin que le pays allait se doter de sites d éolien offshore. Ces parcs extrêmement puissants 108

116 nécessiteront la conduite de l électricité jusqu aux côtes, puis leur raccordement au réseau. Dominique MAILLARD Ces travaux nous incomberont et si nous disposons de marges dans certaines zones où le potentiel de développement de sources d énergies renouvelables est élevé, le offshore nécessite quant à lui la création d un nouveau réseau. Parmi les différentes options techniques qui s offrent à nous, il se peut que nous options pour un collecteur en courant continu. Par ailleurs, nous devrons, comme certains de nos voisins, développer des postes offshore, ce qui constitue une technologie assez nouvelle. Le coût supporté par les investisseurs ou bien par les opérateurs de réseau sera répercuté sur les tarifs d achat ou sur les tarifs de transport. Aujourd hui, on ne sait pas qui paiera. Dominique MAILLARD Cette question est tranchée dans les grandes lignes : - par analogie avec les pratiques en vigueur dans le domaine terrestre, le réseau de collecte et ses renforcements seront à la charge des transporteurs ou du distributeur (cela entrera dans la base d actifs régulée qui donne droit à rémunération) ; - le raccordement, c est-à-dire l investissement pour l équipement industriel et le poste le plus proche (terrestre ou offshore, ce qui induirait, dans ce dernier cas, un ticket modérateur) serait à la charge de l investisseur. Tout cela est complexe et le sujet du photovoltaïque, dont nous allons parler à présent avec Stéphane Maureau, ne l est pas moins. Au sujet du raccordement au réseau, vous ne partagez pas la satisfaction d André Antolini. 109

117 Stéphane MAUREAU Président-directeur général d EVASOL L accueil du photovoltaïque sur le réseau est indéconnectable du débat sur cette énergie, avec des questions du type «en faisons-nous trop?», «est-ce trop cher?», «y a-t-il un marché mondial?» et «y aura-t-il une industrie française?». En effet, l énergie photovoltaïque n offre pas le meilleur prix de revient, mais de nombreux pays souhaitent la développer car il se pourrait qu à moyen ou à long terme, elle devienne de plus en plus compétitive et intéressante. La développer aura d autant plus de sens si nous parvenons à la produire près du lieu de consommation pour en réduire le coût de distribution. Par conséquent, l accueil du photovoltaïque sur le réseau est une question fondamentale en vue de décider si nous souhaitons le développer ou pas, et à quelle échéance. Aujourd hui, l efficacité progresse, mais le point de départ est très faible et l amélioration de l efficience stagne. C est-à-dire qu entre le moment où un acteur veut raccorder son installation photovoltaïque et le raccordement lui-même, le délai est souvent compris entre deux et quatre mois (contre 6 mois auparavant), y compris pour une petite installation de 3 kw crête. La bonne volonté des acteurs concernés est croissante, mais la procédure suivie est un parcours du combattant totalement absurde, entraînant une débauche de coûts inutiles pour ERDF, les entreprises et les administrations. Avant d entrer plus dans les détails, pourriez-vous présenter la société EVASOL? Stéphane MAUREAU EVASOL est une PME présente en France en aval de la chaîne de valeur, c est-à-dire que notre métier commence dès la sortie d usine des panneaux solaires et des onduleurs. Nous concevons, nous installons et nous entretenons des équipements photovoltaïques, avec une spécialité : l intégration au bâti, dans le domaine du résidentiel et dans celui des grandes toitures. Nous réalisons un chiffre d affaires de l ordre de 100 millions d euros pour un total de 600 emplois, dont 350 salariés et 250 emplois indirects. Notre entreprise commence à exporter son savoir-faire spécifique, notamment en Italie. 110

118 Chaque mois, nous réalisons plusieurs centaines d installations de 3 kw crête ; or, entre la fin des travaux et le raccordement de l installation au réseau, des mois s écoulent. Pourtant, un électricien habilité par ERDF pour procéder au raccordement est intervenu avec toutes les garanties de qualité technique et de sécurité requises. Optimiser les procédures de raccordement Imaginons le cas suivant : l installation est terminée, un électricien capable d achever le travail est sur place. Un premier rendez-vous est pris pour assurer la pose des compteurs d ERDF (opération que nous aurions pu accomplir), un deuxième est nécessaire pour la mise en service ; à ce moment-là, la société sous-traitante d ERDF demande la présence du photovoltaïcien, ce qui conduit à une accumulation d allers et retours lourds en temps de travail et en kilométrages (et en CO 2) pour le raccordement de 3 kw crête au réseau. Sur le sillon rhodanien, le responsable régional d ERDF avait estimé que tout cela était ridicule : il nous avait proposé de lui apporter les dossiers regroupés par centaines et de procéder nousmêmes à ces étapes et au calcul des PTF. Grâce à ce bon sens de terrain, nous avons sous-traité la réalisation des PTF, la pose des compteurs et d autres opérations. Ce modèle qui a bien fonctionné est remonté à la direction d ERDF où nous avons affronté un obstacle regrettable : notre système devait passer par le service des achats et nécessiter une procédure d appel d offres. Or, assurer ces opérations nous-mêmes est moins coûteux que de les soustraiter, car nous devrons nous déplacer pour regarder le professionnel accomplir sa tâche. Or, lorsque nous les réalisons nous-mêmes, nous intervenons juste après les travaux, dans le cadre d une planification de nos tournées ; dans le cas contraire, nos déplacements s en trouveraient désorganisés et se révéleraient trop coûteux ; aussi aurions-nous tout intérêt à réaliser ces opérations gracieusement car in fine cela s avérerait moins onéreux. Dans ces conditions, ERDF nous a laissés effectuer le raccordement à un prix de marché inférieur à celui de l entreprise, chacun pouvant travailler de façon appropriée, en coordination. Il n en reste pas moins que quatre déplacements de la part de trois sociétés différentes sont nécessaires pour raccorder une installation de 3 kw crête au réseau. Il conviendrait mieux de laisser un 111

119 photovoltaïcien muni des habilitations effectuer lui-même ces raccordements à un prix décrété : si aucune entreprise ne souhaite travailler à ce prix, charge à ERDF de lancer un appel d offres. Je dispose d un long inventaire de petites mesures de ce type, rentables pour tous les acteurs de la chaîne, mais l omniprésence de ce carcan nous empêche de les appliquer. J en veux pour preuve les difficultés de raccordement d installations d une puissance de 3 kw crête : en tant que producteurs, les détenteurs de ces installations doivent disposer d un point de livraison, situé généralement à l entrée de leur terrain. Cela oblige environ 70 % des propriétaires à creuser une tranchée reliant leur installation au point de livraison, alors que le câble préexistant, qui conduit un courant beaucoup plus important, pourrait être employé à cette fin. Pour justifier son refus, ERDF évoque la perte de charge occasionnée par la traversée du jardin une quantité infinitésimale au regard de ses capacités que l entreprise ne souhaite pas financer. À cela s ajoutent des objections relatives à la sécurité, à la qualité de la ligne, etc. À ces questions incontournables, des réponses appropriées pourraient être étudiées à travers une concertation que nous demandons en vain depuis trois ans. Nous sommes des personnes pugnaces et tous les acteurs de ces dossiers sont animés d une bonne volonté pour trouver de bonnes solutions. J ajoute que nous pourrions contribuer à l effacement du pic de consommation, si nos clients étaient incités à déclencher leurs appareils les plus consommateurs d électricité au moment où leurs panneaux produisent le plus d énergie. Nous pourrions conduire nos clients à adapter leur courbe de consommation à leur production, par une simple incitation, voire une obligation. En effet, nos compteurs sont en mesure de prendre en charge la domotique de l habitation, mais cela n est pas possible sans un partenariat entre l administration et les entreprises, soutenu par une volonté pragmatique. Ainsi, le photovoltaïque pourrait permettre de réaliser de précieux gains d efficience dans la problématique de l accès au réseau, loin du prétendu péril que cette source d énergie représenterait. Face à cette incompréhension des acteurs du photovoltaïque, Michèle Bellon va nous expliquer les difficultés auxquelles elle doit faire face. En effet, les «centaines de dossiers» régionaux 112

120 évoqués par Stéphane Maureau représentent en réalité au niveau national des milliers de procédures qu il faut gérer, souvent dans des conditions difficiles. Stéphane MAUREAU Cette accumulation de dossiers ne concerne pas le secteur résidentiel, dont les procédures se développent à un niveau régulier, mais plutôt des projets de taille importante. Michèle Bellon, à la tête d ERDF vous dirigez 8 régions et l afflux de milliers de dossiers : comment y parvenez-vous? Michèle BELLON Des améliorations sont réalisables que ce soit pour les raccordements des producteurs comme ceux des consommateurs d électricité. Concernant les producteurs, je précise qu un processus de concertation est engagé, portant notamment sur la qualité des installations ou sur l autoconsommation. Il serait en effet judicieux de permettre au sèche-linge de fonctionner lorsque le panneau photovoltaïque produit de l électricité, mais encore faudrait-il que la production de celui-ci soit orientée vers le domicile. D autres débats intéressants portent sur la qualité des installations : aujourd hui, le CONSUEL considère que 60 % des installations photovoltaïques ne sont pas conformes (disjoncteur inadapté, défaut de mise à la terre) car la qualité des installations est assez inégale en raison du manque de formation d un certain nombre d acteurs ; je précise qu EVASOL s inscrit dans la catégorie des entreprises sérieuses. Les procédures d acceptation et de chiffrage des dossiers doivent tenir compte de la totalité des contraintes (technique, éloignement du réseau), ce qui génère beaucoup de travail. Je vous rappelle que le Grenelle de l environnement prévoyait l installation de MW d énergie photovoltaïque à l horizon 2020 ; or, plus de 800 MW sont actuellement raccordés (dont la quasi-totalité a été mise en service en 2010) et l équivalent de MW est sur le point d arriver sur le réseau. Ces éléments ont été communiqués au groupe de concertation organisé par Jean-Michel Charpin. Cette croissance considérable et imprévisible, car sans commune mesure avec les objectif du Grenelle, a saturé nos équipes : les 800 MW installés représentent un total de installations, qui représentent autant de procédures comprenant des phases administratives, techniques et économiques. Ce volume de travail a également entraîné une pénurie de matériel imprévisible (compteurs, onduleurs). 113

121 Par conséquent, nos moyens se sont avérés insuffisants pour affronter cette demande, malgré les propositions de collaboration proposées par la filière. C est la raison pour laquelle nous avons recruté plus de personnes travaillant à temps plein sur le photovoltaïque. Toutefois, le moratoire décidé en 2010 ne nous dispense pas d instruire les demandes actuellement traitées par nos services. La bulle qui s est formée a dépassé toutes les prévisions effectuées par les parties prenantes. Ces précisions permettent d expliquer les difficultés soulignées par certains acteurs. La recherche de solutions est en cours, les sociétés impliquées, telle EVASOL, sont entendues dans le cadre de groupes de concertation et une mission d information parlementaire a été lancée. Ces travaux visent à simplifier le système, à éviter certaines absurdités et à gérer de façon intelligente chaque étape économique et réglementaire des projets photovoltaïques. Stéphane MAUREAU Développer au plan national la coopération menée dans certaines régions permettrait de réaliser des gains largement supérieurs à l économie que l État s octroie en rabotant le crédit d impôt de 25 à 22,5 % dont bénéficient les équipements photovoltaïques. En effet, nos propositions conduiraient à réduire le prix de vente du kilowattheure photovoltaïque ainsi que le soutien apporté au secteur par la CSPE. Cela passe par une élimination des coûts inutiles, à la fois dans nos entreprises et dans l administration. Michèle BELLON Il ne suffit pas de faciliter les raccordements : l acceptation du réseau et le développement de sa capacité doivent également être étudiés. Aujourd hui, certains départements se trouvent dans une situation de surproduction qui nous oblige à renforcer les lignes de moyenne tension, voire même les réseaux de RTE ; la difficulté réside donc plus dans les délais nécessaires à l exécution de ces travaux que dans la faisabilité des raccordements. L adaptation des réseaux à cette production aléatoire, située en dehors des pointes de consommation, constitue le véritable enjeu et dans ce contexte, les réflexions autour des smart grids, voire de l auto-consommation, sont prioritaires afin d adopter un modèle économique et des grilles tarifaires qui encourageraient les consommateurs à consommer dans le creux de charge plutôt que dans le pic. Cela favoriserait l utilisation de l énergie photovoltaïque au moment où elle est produite. 114

122 Conclusion Mesdames, messieurs, ce colloque s est penché sur l application de la loi NOME et les perspectives que ce texte ouvre à partir de l année Nous avons également entendu les messages très attendus du ministre Éric Besson, avant d étudier l ouverture à la concurrence des concessions hydrauliques puis d étudier la situation des réseaux et enfin des énergies renouvelables. Cette journée nous a ainsi permis d effectuer un tour d horizon complet des problématiques actuelles du secteur de l énergie sur lequel d autres rendez-vous notamment le colloque du Syndicat des énergies renouvelables organisé le 1 er février par André Antolini se pencheront prochainement. Je tiens à vous remercier tous de votre présence et de votre participation. L ordre du jour extrêmement consistant de cet événement ne nous a malheureusement pas permis de donner la parole à l assistance. Nous essaierons de remédier à cette lacune lors de notre prochaine édition qui aura lieu mardi 17 janvier 2012, ici même, à la Maison de la Chimie. 115

123 Sigles ACER : Agence européenne des régulateurs ADEME : Agence de l environnement et de la maîtrise de l énergie AIE : Agence internationale de l énergie ARENH : Accès régulé au nucléaire historique ASN : Autorité de sûreté nucléaire CEA : Commissariat à l énergie atomique CECA : Communauté européenne du charbon et de l acier CNR : Compagnie nationale du Rhône CRE : Commission de régulation de l énergie CONSUEL : Comité national pour la sécurité des usagers de l électricité CSPE : Contribution au service public de l électricité DGEC : Direction générale de l énergie et du climat GEDRE : Gestion équilibrée et durable de la ressource en eau GNL : Gaz naturel liquéfié GW : Gigawatt OCDE : Organisation de coopération et de développement économiques ONG : Organisation non gouvernementale MSF : Médecins sans frontières MW : Mégawatt NOME : Nouvelle organisation du marché de l électricité PPI : Programme pluriannuel des investissements PPP : Partenariat public-privé RTE : Réseau de transport d électricité SER : Syndicat des énergies renouvelables SHEM : Société hydroélectrique du Midi TaRTAM : Tarif réglementé transitoire d'ajustement de marché TW : Térawatt TWh: Térawattheure UFE : Union française de l électricité UNIDEN : Union des industries utilisatrices d énergie 116

124 Compte rendu du 8 e colloque du Club Énergie & Développement Mardi 18 janvier 2011 DECISION Réalisation : Synthèses et comptes rendus de réunions professionnelles L organisation de ce colloque et l édition de cet ouvrage ont été assurés par : 17 rue de l Amiral Hamelin PARIS tél. :

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