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La CRE va prochainement annoncer la création d'un groupe de travail sur l’achat des pertes qui grève depuis quelques années le budget des gestionnaires de réseau. La FCE-CFDT avait lancé le débat en 2008 à l’occasion de la consultation de la CRE sur le Turpe. Elle proposait  une piste pour limiter le coût pour l’ensemble de la collectivité.

 

En effet, les gestionnaires de réseau, plus gros consommateurs d’énergie en France, ont été touchés de plein fouet par les augmentations des prix sur le marché. Avec près de 33 TWh/an pour RTE et Erdf réunis, et avec une facture qui a doublé en quelques années, il était temps de faire quelque chose pour donner un peu d’air aux entreprises et utilisateurs finaux qui payaient, d’une façon ou d’une autre, une des frasques de l’ouverture des marchés. Cela avait justifié une bonne partie de la demande d'augmentation du Turpe, augmentations qui restent justifiées pour le Turpe 3 malgré un repli des prix (effet de crise, oblige).

 

Nous avions proposé qu’à titre dérogatoire (service public), les gestionnaires de réseau sortent du marché en bénéficiant de contrats à participation sur les centrales de production ou  bénéficient d’un accès privilégié aux VVP. Il avait fallu user d’une pédagogie soutenue pour expliquer à certains de nos interlocuteurs, ce qu’est un contrat à participation. On répète… Ce n’est pas une prise de participation au capital d’une centrale ; c’est un contrat long terme qui permet au producteur de bénéficier d’une participation à l’investissement d’une centrale contre un droit de tirage. Pour faire grossier : je paye 50% de l’investissement et j’ai droit à un peu moins de 50 % de la production, sans pour autant intervenir dans la gestion et dans l’exploitation de la centrale. Rien de neuf sous le soleil : Bugey, Tricastin, Fessenheim, Cattenom et Chooz bénéficient de tels dispositifs de 5 à 32% de participation en faveur d’opérateur étrangers.

 

Par ailleurs, ce dispositif reste pleinement conforme au droit à la concurrence, voire au projet de directive. En effet, la 3eme directive élec prévoit dans son projet :

 

 

Dans son Art 15 :

« Les gestionnaires de réseau de transport se procurent l'énergie qu'ils utilisent pour couvrir les pertes d'énergie et maintenir une capacité de réserve dans leur réseau selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles du marché, à chaque fois qu'ils assurent cette fonction. »

 

dans son Art 18 :

« …….Les filiales de l'entreprise verticalement intégrée assurant des fonctions de production ou de fourniture n'ont pas de participation directe ou indirecte dans le gestionnaire de réseau de transport. Le gestionnaire de réseau de transport n'a pas de participation directe ou indirecte dans une filiale de l'entreprise verticalement intégrée assurant des fonctions de production ou de fourniture, et ne reçoit pas de dividendes ou tout autre avantage financier de la part de cette filiale…….. »

 

Bref, les contrats long terme, comme nos contrats à participation, rentrent quand même dans ce cadre. On notera également que rien n'interdit deux filiales de réseau d’un même groupe de monter une filiale commune pour aboutir à notre objectif et qui permettrait d’optimiser les achats…

 

Mais le principal écueil reste que cette réforme assécherait le volume d’électricité comptabilisé sur le marché français estimé à près de 180 TWh, exports comprises. Là aussi, notre proposition concernerait la base; Ce qui représente à la louche 2000 à 2500 MW en ruban, soient la moitié du volume des pertes. 10% des volumes en moins sur le marché, y a pas péril en la demeure mercantile. Mais c’est assurément plus efficace que le dispositif de régulation incitative de l’achat des pertes...

En effet, quelques centaines de millions d’euros de moins sur les factures annuelles de l’ensemble des consommateurs, cela commence à être intéressant…