EVALUATION CRITIQUE DU
PROJET DE LOI ELECTRIQUE
Henri LEPAGE
Délégué Général de l’Institut EURO
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A quoi ressemblera le système électrique français de demain ? Le projet de loi du Gouvernement ne nous le dit guère. Il s’étend sur les multiples détails de l’organisation du " service public de l’électricité ", au point de ressembler plus à un règlement de police qu’à un projet législatif. Mais l’organisation concrète du nouveau système n’est jamais évoquée qu’en termes généraux et imprécis.
Le contenu
La rédaction du projet a été plus inspirée par le souci de calmer les inquiétudes de la CGT et des gauchistes de la majorité plurielle sur l’avenir du service public, que par l’ambition de mettre sur pied un grand marché européen de l’électricité. Jamais le mot de marché, ni même celui de concurrence n’apparaissent. Le texte n’en satisfait pas moins, a minima, aux exigences de la Directive européenne de décembre 1996.
Le gouvernement s’est contenté de rédiger une loi qui inscrive dans le droit français tout ce qu’il ne pouvait refuser de faire sauf à se mettre en infraction avec les règles de l’Union Européenne. Pour mieux faire passer la pilule auprès de sa clientèle électorale farouchement hostile à toute ouverture du monopole, il en a profité pour dissimuler ce modeste objectif dans un grand projet de " modernisation et de développement du service public de l’électricité " dont l’une des caractéristiques est d’organiser, pour les plus nécessiteux, un droit " au gaz et à l’électricité ".
Conformément aux instructions de la Directive, l’entreprise publique EDF sera scindée en plusieurs unités comptables autonomes (en principe : EDF-Production, EDF-Réseau et EDF-Distribution). Les activités non directement liées à la production, au transport ou à la distribution d’électricité seront filialisées.
Le marché de la production électrique sera ouvert à des producteurs indépendants privés. Cette ouverture se fera selon deux modalités :
- soit sous un régime d’autorisations, dont la loi précise qu’elles pourront être refusées pour des raisons tenant à la sécurité et à la sûreté des réseaux, au choix du site, au coefficient énergétique des projets industriels, aux capacités techniques, économiques et financières du demandeur, ou encore " à la compatibilité avec les missions de service public, notamment les objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements et la protection de l’environnement " (article 10).
- soit dans le cadre d’appels d’offre lancés par les pouvoirs publics. Lorsqu’il estime que les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de sa programmation, le ministre chargé de l’énergie peut lancer des appels d’offre mettant des propositions privées en concurrence avec des projets EDF. Si un candidat privé l’emporte, EDF est alors tenu de conclure avec lui un contrat d’achat pour l’électricité ainsi produite.
Les producteurs du secteur indépendant pourront signer des contrats de fournitures avec des industriels français ou étrangers bénéficiant de l’éligibilité. La loi leur reconnaît le droit d’accès aux réseaux de transport et de distribution, moyennant des conditions financières déterminées par un tarif public.
L’ouverture du marché se fera selon le processus progressif prévu par la Directive. Le seuil exact conférant le bénéfice de l’éligibilité sera déterminé en Conseil d’Etat. La loi inscrit dans les obligations légales de la France le respect du calendrier de la Commission de Bruxelles. A la différence de la plupart des autres pays (par exemple, les Pays-Bas, l’Allemagne, l’Espagne, la Suède, l’Angleterre), elle ne prévoit pas d’en anticiper les échéances.
Le projet de loi reconnaît l’existence de traders (fournisseurs ayant une activité d’achat pour revente, et devant eux aussi bénéficier d’une autorisation ). Ceux-ci bénéficieront d’emblée du statut d’éligibilité. En revanche, comme cela avait été annoncé depuis longtemps, les régies municipales non nationalisées ne seront éligibles qu’en proportion de la consommation des clients éligibles situés dans leur zone de desserte.
Les prix pratiqués pour les fournitures indépendantes seront libres. Mais tout le secteur EDF restera sujet à un ensemble de contraintes de Service public (universalité et continuité de la fourniture, péréquation géographique des tarifs, obligation d’achat de l’électricité produite à partir de certaines sources, contributions à la défense de l’emploi, à la politique d’aménagement du territoire, à la lutte pour la protection de l’environnement...). Le secteur indépendant devra participer au financement de ces charges de Service public par des contributions alimentant un fonds de péréquation.
Le projet de loi prévoit enfin que les obligations de filialisation et de séparation comptables s’appliqueront aux groupes industriels ayant une activité électrique indépendante (exemple Lyonnaise et Générale des eaux). Il étend également à leurs personnels le statut spécial des industries gazières et électriques promulgué à l’époque de la loi de nationalisation de 1946.
Les points noirs
Les critiques que suscite ce texte sont les mêmes que celles adressées aux versions antérieures qui ont circulé depuis le printemps :
ð Il s’agit d’une transcription très a minima des dispositions de la Directive européenne. Elle rend possible l’exercice d’une activité privée de production et de trading, mais dans un cadre réglementaire qui traduit une extrême réticente à voir se développer ne serait-ce qu’un embryon de concurrence commerciale à EDF.
ð Tout est conçu pour maintenir aussi longtemps que possible le monopole commercial d’EDF. La loi de 1946 n’est pas formellement abrogée. La seule forme de concurrence potentiellement acceptée est celle des appels d’offre pour de nouvelles installations dont EDF serait le client unique. Les pouvoirs publics n’admettent une certaine concurrence qu’au niveau de la conception technique dans la mesure où cela peut contribuer à l’amélioration de la compétitivité commerciale de l’entreprise nationale face à l’offre étrangère.
ð Traduction concrète de cet état d’esprit, l’inscription dans la loi du principe d’une programmation pluriannuelle des investissements relevant de la responsabilité du ministre en charge de l’énergie. Selon les termes de l’article 7, celui-ci fixe les objectifs en matière de capacités de production non seulement " par source d’énergie primaire et, le cas échéant, par technique de production ", mais également " par zone géographique ". Comme la compatibilité avec les objectifs de la programmation pluriannuelle figure dans la liste des critères permettant de refuser l’attribution ou le renouvellement d’une licence de production ou de trading (article 10), l’administration dispose ainsi d’une arme absolue pour contrôler, voire étouffer aussi longtemps qu’il lui conviendra la naissance et le développement d’un marché concurrent d’EDF.
ð Le projet de loi tourne le dos à ce qui se fait ailleurs. La France est le seul pays de l’Union européenne, avec le Portugal, à maintenir une planification électrique. Du jour au lendemain, l’Allemagne vient de supprimer tous ses privilèges territoriaux. En Hollande, le principe d’une autorisation administrative pour produire ou commercialiser de l’électricité est abandonné. L’élaboration et le respect de normes techniques communes sont laissés à l’initiative contractuelle collective du réseau et des opérateurs. Même en Italie, un consensus est en train de voir le jour pour admettre non seulement la privatisation de l’ENEL, mais aussi et surtout contraindre l’entreprise à céder à d’autres groupes industriels ou financiers une part importante de ses actifs de production.
ð Le maintien de la fonction de gestion du réseau public de transport à l’intérieur d’une holding EDF n’est pas un gage de saine concurrence. Certes de multiples précautions sont prises pour garantir la confidentialité des informations d’ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique dont il aura connaissance dans l’accomplissement de ses missions. Des sanctions spécifiques sont prévues. Mais cette solution est difficilement acceptable par ceux qui ambitionnent de développer une offre concurrente d’EDF. Il n’est pas question de faire à la future direction " autonome " du réseau un procès d’intention. Cependant la morale commerciale se marie mal avec l’obligation qui sera faite aux producteurs indépendants de communiquer le contenu de leurs contrats à des personnels salariés de leur principal concurrent. Il sera difficile d’éliminer tout risque de favoritisme économique entre gens appartenant à un même groupe, partageant une même culture d’entreprise - notamment lorsqu’il s’agira de gérer l’allocation ou la résorption de certaines contraintes de transit.
ð Le financement des charges de Service public imposées à EDF, par un fonds essentiellement alimenté par des contributions des producteurs et des fournisseurs d’électricité. Puisqu’il s’agit de charges d’intérêt général correspondant à des objectifs de politique économique ou sociale, c’est au Budget de l’Etat qu’il appartiendrait en toute rigueur d’en assurer la couverture financière - ou, à tout le moins, aux consommateurs qui en sont le plus souvent les bénéficiaires finaux (péréquation des prix, dispositif d’exonération pour les personnes en situation de précarité, subventions au bénéfice des réseaux îliens...). Faire payer les producteurs est une facilité : l’Etat se simplifie la vie en allant chercher l’argent dans les entreprises, plutôt que dans la poche des électeurs. C’est aussi une forme de protectionnisme pro -EDF. Ces charges pénaliseront le développement des indépendants français par rapport à leurs compétiteurs étrangers.
Quelle régulation ?
L’émergence de producteurs et de clients libres de contracter, même s’ils restent peu nombreux, fait apparaître un problème essentiel : celui du transport des livraisons figurant dans leurs contrats, et plus précisément de leur emboîtement avec les exigences de gestion centralisée et unitaire des injections d’électricité de manière à assurer la sécurité et la stabilité globale du système.
L’ouverture ne saurait remettre en cause le principe " d’optimisation " de la gestion du réseau, fondé sur la technique d’appel des centrales par " ordre de préséance ". Sinon cela reviendrait à admettre que priorité puisse être donnée au fonctionnement d’unités de production à coûts plus élevés par rapport à d’autres moyens à coûts moindres. Ce serait inefficient, antiéconomique.
Les défenseurs du Service public, adversaires irréductibles de l’ouverture, considèrent qu’il y a incompatibilité de nature entre contrats privés et logique de marché, d’un côté, et gestion unitaire du réseau de l’autre. Cette affirmation, sans doute vraie autrefois, est aujourd’hui dépassée par le progrès des techniques, notamment des performances informatiques. Elle est de plus en plus difficile à maintenir alors que, depuis dix ans, se multiplient dans le monde les expériences de systèmes électriques à gestion concurrentielle : l’Angleterre bien sûr, mais aussi la Scandinavie (Norvège, Suède, Finlande), le Chili, l’Argentine, la Californie, l’Australie, la Nouvelle Zélande, certaines provinces du Canada...
Ces expériences démontrent que la solution passe par la mise en place d’outils, de mécanismes et de procédures institutionnelles, mutuellement nécessaires, et ayant pour objet commun d’assurer le découplement des flux physiques et des flux financiers :
- organisation d’enchères permettant au réseau de procéder à l’appel des producteurs selon un ordre de préséance économique garantissant une production aux moindres coûts;
- gestion des contraintes de transport selon des procédures d’appel complémentaire ou d’effacement fondées sur des propositions d’ajustement révélées par le processus d’enchères;
- séparation des activités du gestionnaire de réseau en deux départements autonomes : 1. un département technique responsable de l’appel des centrales, de l’équilibre " en temps réel " du réseau, du comptage des flux et de leur consolidation périodique; 2. un " gestionnaire de marché " qui enregistre les programmes de livraison prévus aux contrats, organise les enchères, détermine l’ordre de préséance à partir du dépouillement des offres, en déduit le prix d’équilibre (qu’il rend public) ainsi que l’ordre d’appel des tranches de production qu’il communique au gestionnaire technique;
- création d’un marché d’offres concurrentielles pour satisfaire les besoins de fournitures de secours et services annexes;
- organisation d’une bourse où s’échangent les contrats, et où les opérateurs peuvent réduire leurs risques en concevant des opérations de couverture.
Les principes
La projet de loi reste très évasif sur le système de régulation électrique qui sera mis en place pour accommoder la présence de contrats privés sans remettre en cause l’efficacité économique de l’ensemble du système. La décision est remise à un décret en Conseil d’Etat qui définira le cahier des charges - et donc les procédures de fonctionnement - du gestionnaire du réseau public de transport. Il n’en énumère pas moins, à l’article 16 du titre 3.1, un certain nombre de principes généraux :
1. les producteurs (EDF et les producteurs privés qui lui sont liés en faisant partie), les importateurs et les intermédiaires grossistes (qui regroupent des demandes individuelles pour bénéficier d’une force d’achat plus grande) devront communiquer au réseau le programme horaire des injections d’électricité correspondant aux obligations de livraison définies par leurs contrats.
2. le réseau confrontera l’empilement de tous ces contrats aux contraintes physiques du système de manière à en assurer l’équilibre.
3. lorsque des contraintes apparaîtront sur certaines plages horaires, le gestionnaire du réseau pourra modifier les programmes d’appel qui lui ont été communiqués par les opérateurs. " Ces modifications, dit le projet de loi, (devront) tenir compte de l’ordre de préséance économique entre les propositions d’ajustement qui lui sont soumises par les producteurs et les personnes qui ont recours à des sources ayant fait l’objet de contrats et résultant d’acquisitions intra-communautaires ou d’importations ".
4. " cet ordre de préséance économique, est-il ajouté, (sera) établi sur la base de critères objectifs non discriminatoires et publiés ".
5. " le gestionnaire du réseau veille à la disponibilité et à la mise en oeuvre des services et des réserves nécessaires au fonctionnement du réseau. Il veille à la compensation des pertes liées à l’acheminement de l’électricité ".
6. " à cet effet, il peut conclure les contrats d’achat d’électricité nécessaires avec les producteurs et les fournisseurs(..). Pour couvrir ses besoins complémentaires, le gestionnaire du réseau public de transport peut en outre demander la modification des programmes d’appel dans les conditions définies (plus haut) ".
Le texte ne nous donne aucune précision sur la procédure présidant à la sélection des opérateurs qui devront réduire leurs apports au réseau, ou au contraire les augmenter à la marge pour contourner les déséquilibres résultant de la présence de contraintes. Il n’est fait allusion nulle part à l’organisation de marchés.
Cela dit, l’obligation imposée au gestionnaire du réseau de sélectionner les propositions d’ajustement qui lui seront soumises sur la base de " critères objectifs, non discriminatoires et publiés " autorisant leur classement dans un ordre de préséance économique, ne peut vouloir dire - pour un économiste - qu’une chose : que le traitement des contraintes passera nécessairement par la création de mécanismes d’enchères.
Propositions
Le mot n’apparaît pas. Mais l’institution est déjà potentiellement prévue par le langage même du projet de loi. On est loin des discussions d’origine où les uns - EDF - voulaient résoudre les problèmes d’encombrement posés par l’apparition d’une offre indépendante en donnant un droit de priorité absolu aux besoins du Service public (les producteurs privés devant automatiquement s’effacer), cependant que les autres - le CNPF - insistaient pour qu’on confère ce droit de priorité aux engagements contractuels privés.
Logiquement, il faudrait s’orienter vers la mise en place d’outils et de procédures s’inspirant très directement de ceux en usage sur les marchés électriques de la seconde génération - en particulier dans les pays scandinaves :
- cohabitation du secteur public de l’électricité avec des contrats bilatéraux conclus entre producteurs indépendants et clients éligibles,...
- complétés par l’organisation d’enchères quotidiennes, de la veille pour le lendemain, confrontant les offres des producteurs (mais aussi des gros clients) pour ajuster leurs programmes d’apports (ou de retraits) en fonction de l’évolution attendue des prix;
- caractère " ferme " des offres retenues (et donc obligation pour le producteur - ou le client - défaillant de compenser par l’achat de fournitures de secours auprès du réseau au tarif public, ou sur une bourse d’échanges);
- en contrepartie, toute instruction d’effacement donnée par le réseau donnera droit à indemnisation;
- traitement des contraintes de transport soit
§ par une reprogrammation en fonction du résultat des enchères quotidiennes, pouvant entraîner - lorsque la topologie du réseau s’y prête - la scission du marché en plusieurs zones de prix (contraintes internes au réseau national),
§ par l’adjudication aux plus offrants des droits de passage (cas des contraintes frontalières);
- affectation des rentes de congestion ainsi collectées à la résorption des goulets d’étranglement qui en sont la cause;
- régulation quotidienne grâce à des contrats de réserve passés avec certains producteurs (ou gros acheteurs) et la tenue d’enchères pour déterminer l’ordre de préséance des unités appelées à soutenir le réseau ou à s’effacer dans des délais d’intervention très courts;
- rémunération des apports de dernière minute au prix le plus haut de l’offre du dernier producteur marginal appelé, et indemnisation des effacements contraints sur la base de l’offre la plus basse du dernier offreur appelé à s’effacer;
- règlement du solde des compteurs individuels par rapport aux programmes retenus sur la base du prix de marché de l’heure correspondante (lorsqu’il n’y a pas d’intervention de dernière minute), ou du coût de la dernière intervention de régulation sollicitée;
- tarification du transport sur la base d’un " timbre-poste " couvrant l’amortissement des installations fixes, plus une mutualisation des pertes en lignes affectée de coefficients correcteurs régionaux pour inciter à une meilleure localisation des investissements de production;
- mise en place sous forme de filiale du réseau d’une " Autorité de Marché " aux organes de délibération de laquelle sont associés les représentant des différentes classes d’opérateurs.
Comment ce marché pourra-t-il fonctionner en présence d’un partenaire aussi massivement dominant qu’EDF ? Il est permis de se poser la question. La meilleure réponse serait d’organiser la privatisation et le découpage d’EDF à la manière de ce que les anglais ont fait avec leur ancien CEGB (mais en évitant l’erreur de ne le remplacer que par trois producteurs). A défaut, on peut simplement attendre que les pressions européennes et les plaintes des compétiteurs étrangers contraignent un jour un gouvernement français à cesser d’accorder l’appui de l’Etat au monopole. A notre avis, ce jour devrait se présenter plus rapidement qu’on ne le croit généralement.
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