RAPPORT - Prebat 2

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— 266 — Sur la question de la propriété des réseaux, EDF, qui est l’actionnaire de RTE, ne décide pas pour autant des investissements de RTE, pas plus que de ses tarifs et ne nomme pas les dirigeants de l’entreprise. EDF se voit également privé d’un certain nombre d’informations commercialement sensibles comme celles relatives à la politique d’achats. EDF garde néanmoins un des attributs essentiels des actionnaires qui est la consolidation des comptes. EDF ayant développé une activité aujourd’hui exposée aux aléas du secteur concurrentiel, RTE représente pour elle un îlot de stabilité et de garantie, car les revenus de RTE sont réguliers. RTE garantit un taux de retour stable à EDF, tandis que le reste de l’activité d’EDF se trouve exposé à davantage d’aléas, même si ce n’est pas dans le cadre de ses activités hexagonales. Il convient de rappeler que la loi telle qu’elle a été votée laisse ouverte la faculté de faire évoluer le capital de RTE, avec simplement la contrainte que ce capital doit rester public. La loi n’a donc pas figé l’actionnariat, ni contraint RTE à demeurer filiale d’EDF. Actuellement, la loi ne permet pas à RTE de prendre des participations à l’étranger et n’a pas non plus prévu des partenaires étrangers comme actionnaires possibles. RTE est néanmoins autorisée à constituer des filiales communes avec des partenaires étrangers. Ont ainsi été mis en place, notamment dans la zone centre-ouest qui regroupe la France, le Benelux et l’Allemagne, un certain nombre de structures communes pour gérer les enchères, ainsi que pour avoir une meilleure coordination entre les réseaux. Néanmoins, chaque partenaire reste autonome et responsable à l’égard de ses propres autorités publiques de tutelle ou de régulation. En ce qui concerne la question de l’opportunité d’un gestionnaire de réseau européen, on constate une relative sensibilité des États membres à cette question, la sécurité de l’alimentation électrique apparaissant comme un problème d’ordre public. Il paraît donc difficile d’envisager un transfert de responsabilité à une entreprise multinationale, dans un cadre européen. A titre d’exemple, RTE a des rapports très étroits avec son homologue belge ELIA, dont le statut juridique est différent puisqu’il s’agit d’une société cotée en bourse, avec une participation des collectivités locales. Ils sont tous deux coactionnaires dans la société holding HGRT (majoritaire dans le capital de Powernext), et vont également mettre en place une échelle commune d’appréciation des incidents, sur le modèle de ce qui existe déjà dans le domaine nucléaire (échelle INES). Il s’agit là de coopérations concrètes, opérationnelles. Mais un degré d’intégration plus avancé se heurte à un frein psychologique. Leurs partenaires belges sont, en effet, réticents à l’idée d’un centre de gestion commun car celui-ci s’établirait vraisemblablement en France. Il paraît donc préférable de renforcer les coopérations jusqu’à ce qu’à terme, cette étape s’impose naturellement. La mise en place d’un centre européen commun ne supprimerait d’ailleurs pas le besoin de centres nationaux gérant les lignes de moindre puissance ; ainsi, en France, le dispatching (centre de répartition de l’électricité) de Saint-Denis pilote le réseau d'interconnexion à 400 000 volts et les échanges avec l'étranger, mais fonctionne en liaison avec sept dispatchings régionaux qui gèrent les lignes à 225 000 volts.
— 267 — Les moyens de stockage et de production appartiennent exclusivement aux producteurs. RTE n’a donc pas de participation financière. RTE n’est pas davantage propriétaire des stations de pompage. En revanche, RTE doit passer des contrats de services avec les différents opérateurs. Si RTE a lancé, voilà trois ans, un appel d’offres pour un moyen de production en Bretagne, à Saint-Brieuc, c’est parce que la loi lui fait obligation, quand il y a un projet de renforcement de ligne significatif, d’étudier l’alternative pour vérifier si elle est moins coûteuse, ou si elle implique moins d’atteintes à l’environnement. Lorsqu’il y a un déficit de ligne, cette démarche permet d’apprécier s’il est préférable de construire une nouvelle ligne ou d’avoir un nouveau moyen de production pour soutenir la tension. S’agissant des « réseaux intelligents », il s’agit d’un nouveau concept prolongeant celui des « compteurs intelligents ». L’enjeu consiste à tirer le meilleur parti d’un réseau donné sur lequel on redoute d’avoir des contraintes fortes. Cela nécessite un certain nombre d’équipements techniques : des transformateurs-déphaseurs, des compensateurs statiques de puissance, dont certains sont déjà en service. Les réseaux canadiens les utilisent déjà à grande échelle pour faire face aux problèmes de transport sur de très longues distances. Avec le développement de l’énergie éolienne, il faut aussi prévoir des conditions d’adaptation beaucoup plus réactives puisque l’imprévisibilité est inhérente à cette source. De manière paradoxale, l’énergie solaire est tout aussi intermittente, mais finalement beaucoup plus prévisible. Ainsi, il n’y a pas d’énergie solaire la nuit, alors qu’il peut y avoir du vent la nuit, même en heures creuses. Aujourd’hui, les services de météorologie permettent une bien meilleure prévisibilité sur la nébulosité, alors que les sautes de vent restent assez difficiles à anticiper ; il s’agit de prévoir autant l’absence que l’excès de vent, puisque les aérogénérateurs sont mis en berne en cas de risque pour le matériel ; or, on ne dispose pas encore d’instruments de pronostic parfaitement fiables à cet égard.
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