PRÉAMBULE : L’HYDROÉLECTRICITÉ : UN PATRIMOINE NATIONAL, UNE CHANCE POUR LE MIX ÉNERGÉTIQUE FRANÇAIS

L’hydroélectricité est un moyen de production qui prend une place à part dans notre mix énergétique.

En premier lieu, elle constitue, avec le nucléaire, l’un des deux piliers du mix électrique français : 70 TWh produits en moyenne chaque année, soit 12 % de la production d’électricité ; 25 GW de puissance installée, soit 20 % de la puissance installée sur le territoire national ; c’est donc l’un des maillons importants de la sécurité d’approvisionnement du consommateur français.

L’hydroélectricité représente également plus de 80 % de la production d’électricité d’origine renouvelable et 20 % de la production totale d’énergie renouvelable, ce qui la rend déterminante dans l’atteinte des objectifs fixés par la programmation pluriannuelle des investissements – 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie d’ici 2020.

Rassemblant 66 % du parc de production de pointe et d’extrême pointe, il s’agit du moyen de production le plus flexible et le plus modulable. La centrale de Grand’Maison, en Isère, offre par exemple une puissance de 1 800 MW – l’équivalent de deux réacteurs nucléaires – mobilisables en trois minutes seulement. De telles propriétés sont précieuses dans le contexte énergétique européen. La part des sources d’énergie intermittentes dans le mix électrique européen s’accroît rapidement, nécessitant le développement parallèle de moyens de production flexibles, susceptibles de démarrer ou de s’arrêter rapidement en cas de variations importantes de la production. Les barrages constituent les moyens privilégiés de cet ajustement instantané de l’offre et de la demande.

L’hydroélectricité est également la meilleure technologie de stockage d’électricité. Si les centrales au fil de l’eau (durée de remplissage du réservoir de l’ouvrage inférieure à 2 heures) sont peu adaptées à la modulation horosaisonnalisée de la production, en revanche, les centrales d’éclusée (durée de remplissage comprise entre 2 et 400 heures) et les centrales de lac (durée de remplissage supérieure à 400 heures) sont gérées en temps réel pour valoriser au mieux la ressource hydraulique. Elles turbinent en heure de pointe, lorsque les prix sont élevés, et reconstituent leurs réserves en heure creuse, lorsque l’électricité est bon marché. 74 % du parc hydraulique raccordé au réseau de transport dispose de capacités de stockage.
Quant aux STEP (stations de transfert d’énergie par pompage), elles constituent un instrument dédié spécifiquement à l’optimisation du système électrique. Plusieurs pays européens ont d’ailleurs lancé d’ambitieux programmes de développement des STEP (1 475 MW en Autriche, 2 580 MW en Allemagne, 2 000 MW Espagne, 3 190 MW en Suisse). En France, RTE estime à 2000 MW le besoin de capacités de stockage supplémentaires sous forme de STEP à l’horizon 2030 dans un scénario « nouveau mix ».

Enfin, l’hydroélectricité est le moyen de production d’électricité le plus compétitif, de l’ordre de 20 à 30 euros par mégawattheure produit (€/MWh), contre 42 €/MWh pour l’électricité nucléaire vendue dans le cadre de l’ARENH et 50 €/MWh pour l’électricité valorisée sur le marché. La compétitivité de l’hydroélectricité est le point de départ de l’aventure de la « houille blanche » : de nombreux groupes industriels (Péchiney, Alcan, etc.) se sont développés dans les vallées alpines pour se brancher en direct sur les barrages. Plus d’un siècle plus tard, ces ouvrages offrent toujours au consommateur industriel ou particulier une électricité à un prix stable et bon marché. Tandis que les centrales nucléaires nécessitent des investissements de mise à niveau et que, dans le même temps, le soutien au photovoltaïque et à l’éolien impose de mobiliser des ressources financières nouvelles, l’énergie hydraulique constitue au contraire un facteur de stabilité du prix de l’électricité.

De l’hydroélectricité dépendent en réalité beaucoup d’autres décisions de politique énergétique, ce qui justifie que ce moyen de production soit replacé au centre du débat sur la transition énergétique.

L’objectif de ce rapport est également de poser les bases d’un régime juridique adapté à l’hydroélectricité : sa spécificité et son importance dans le mix énergétique national plaident en faveur de la mise en place d’un cadre particulièrement protecteur.

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QUEL AVENIR POUR LES OUVRAGES HYDRAULIQUES SOUS CONCESSION ?

UN MOMENT CLÉ POUR LES GRANDS OUVRAGES HYDROÉLECTRIQUES FRANÇAIS.

L’article L. 511-1 du code de l’énergie, issu de la loi du 16 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique, dispose que « nul ne peut disposer de l’énergie […] des cours d’eau sans une concession ou une autorisation de l’État ». L’énergie hydraulique est un bien national dont l’État se réserve l’usage.

L’article L. 511-5 distingue, en fonction de la puissance unitaire de l’installation, le régime de l’autorisation, applicable aux installations d’une puissance inférieure à 4,5 MW, à celui de la concession, pour les installations d’une puissance supérieure à 4,5 MW. Ces dernières sont la propriété de l’État, qui en assure la valorisation. Les obligations du concessionnaire vis-à-vis de l’autorité concédante en matière de production d’énergie, de versement de redevances, de préservation de l’environnement, de sécurité et de gestion des usages de l’eau, sont inscrites dans le cahier des charges des concessions.

Le bénéfice de la concession a été attribué, dans la très grande majorité des cas, pour une durée de 75 ans, mais à des dates différentes, selon l’année de construction des ouvrages. Par conséquent, les dates d’échéance de chaque concession s’échelonnent dans le temps selon un calendrier très étalé : 16 contrats se terminent avant 2015, tandis que d’autres courent jusque dans la décennie 2060.

LA REMISE EN CONCURRENCE DES CONCESSIONS : UNE SOLUTION PRÉSENTÉE COMME INCONTOURNABLE, DES DIFFICULTÉS INÉVITABLES

DES PROBLÈMES MAJEURS QUI N’ONT JUSQU’À PRÉSENT PAS ÉTÉ SOULEVÉS

Les auditions et déplacements menés par la mission ont fait apparaître l’impatience des concurrents à la reprise des concessions hydrauliques : ayant mobilisé des équipes très tôt dans le processus, ils poussent à une conclusion rapide du processus de remise en concurrence.

Il apparaît néanmoins sept difficultés majeures nécessitant la révision du cadre actuel du renouvellement des concessions.

Une absence d’ouverture réciproque des autres parcs hydroélectriques européens.

Pour les producteurs d’électricité, l’avenir des grands barrages est un enjeu décisif. C’est un moyen d’acquérir – ou de conserver dans le cas des concessionnaires sortants – des capacités de production très rares sur le marché et qui présentent des avantages particuliers en termes de flexibilité et de compétitivité. Dans un contexte de crise du marché de l’énergie en Europe, nombreux sont les énergéticiens qui envisagent de se porter candidat à la reprise des concessions hydroélectriques, comme en témoignent les sollicitations auxquelles la mission a répondu. Outre les exploitants déjà présents sur le territoire (EDF, la CNR et la SHEM), une entreprise française (Poweo-Direct énergie) trois entreprises suisses (Alpiq, Axpo et BKW), une suédoise (Vattenfall), une norvégienne (Statkraft), une finlandaise (Fortum), une italienne (ENEL) et une allemande (E.ON) ont confirmé leur intention d’exploiter des centrales française.

Issus de pays voisins de la France, les candidats à la reprise des concessions hydroélectriques invoquent largement le droit européen pour justifier de la nécessité d’une mise en concurrence du parc hydraulique national. Mais leur demande se heurte à un constat sans appel : aucun autre État membre n’est amené à mettre en concurrence un parc hydraulique conséquent dans les mêmes conditions que la France. Trois cas différents peuvent être distingués :

– les ouvrages hydrauliques sont sous le régime de l’autorisation : sous la propriété d’un opérateur national – très souvent public –, ils ne sont pas soumis, par définition, aux règles applicables aux concessions. C’est le cas de la Suède.

– l’exploitation de la force hydraulique est soumise à un régime mixte combinant autorisation et concession ; dans de tels pays (Allemagne, Espagne), les règles du jeu sont particulièrement complexes pour les nouveaux entrants.
– certaines règles réduisent les possibilités offertes aux candidats à la reprise des concessions non nationaux ; par exemple, en Norvège, tout candidat à l’attribution d’une concession doit être au minimum à 70 % public, ce qui oblige un exploitant étranger, s’il souhaite pénétrer ce marché à intégrer un consortium (de type SEM) avec une entreprise publique ou une collectivité locale norvégienne.

Le cas de non-réciprocité le plus flagrant est celui de la Suisse, pays dans lequel les directives sectorielles sur l’énergie ne sont même pas applicables : il apparaît comme particulièrement inéquitable de vouloir concourir à l’attribution des concessions françaises, dans le but de pénétrer le marché unique, sans vouloir que ses opérateurs nationaux se conforment aux règles de ce marché.

Un danger pour la sûreté des usagers et la sécurité d’approvisionnement

Le caractère intégré du parc hydraulique est essentiel à la performance globale du système électrique français. Dans sa gestion des ressources en eau, l’opérateur historique prend en compte le niveau des réserves nécessaires pour « passer la pointe » électrique de l’hiver. Il prend également en compte le programme de maintenance des centrales nucléaires. Les décisions de turbinage ne sont donc pas uniquement fondées sur le signal prix du marché : EDF joue un rôle d’assureur du système qui n’est aujourd’hui par rémunéré.

Si le secteur de l’hydroélectricité venait à être libéralisé, chaque concessionnaire poursuivrait l’optimum économique, au détriment de l’impératif de sécurité du système.

Le maintien du contrôle public du parc hydraulique constitue également une garantie nécessaire de maintien d’un haut niveau de sûreté du parc. Confrontés à l’impératif de maximisation du profit, les opérateurs feront des choix d’investissement et de gestion du personnel les moins coûteux possibles. Parallèlement, les moyens humains dédiés aux services déconcentrés de l’État sont sans cesse affaiblis. Dans ce contexte, les contrôles seront-ils suffisants pour s’assurer que le concessionnaire respecte les obligations posées par le cahier des charges ? Accorder une concession à un acteur privé ne semble donc pas apporter les meilleures garanties en termes de sûreté. Or, la rupture d’un barrage constituerait un accident industriel de tout premier ordre, qui pourrait en entraîner d’autres du fait de l’inondation d’installations classées ou de centrales nucléaires.

Une hausse mécanique du prix de l’électricité pour les consommateurs

Le parc hydroélectrique français se caractérise par deux qualités déterminantes : sa flexibilité et sa compétitivité. L’impact de la mise en concurrence sur le prix de l’électricité payé par le consommateur français doit faire l’objet d’une analyse plus approfondie.

a. Une rente hydraulique de plus d’un milliard d’euros qui profite aujourd’hui au consommateur et à l’État

Les installations hydroélectriques produisent une électricité à forte valeur ajoutée. Leur coût de production est compris entre 20 et 30 €/MWh, alors que le prix moyen de marché était de 33 €/MWh en base et de 46 €/MWh en pointe au second trimestre 2013. En complément, les barrages mettent à disposition de la puissance, qui pourra être valorisée sur le marché de capacité, et des services système – maintien de tension et de fréquence –, rémunérés par des contrats de gré à gré. Contrairement à la plupart des autres moyens de production d’énergie, le coût de production de l’hydroélectricité ne comporte aucun élément de risque particulier et n’est pas soumis à la volatilité des marchés des matières premières ou du CO2.

Les bénéfices des installations hydroélectriques sont donc très importants du fait de l’existence d’une rente de rareté. La Direction générale de l’énergie et du climat estime l’excédent brut d’exploitation pour l’ensemble du parc amorti à 2,5 milliards d’euros par an. Si l’on retranche les investissements à réaliser et une rémunération économiquement raisonnable des capitaux, la rente hydroélectrique pourrait représenter jusqu’à 50 % de cette valeur, soit 1,25 milliard d’euros par an.

Cette rente bénéficie principalement aujourd’hui :

– Au consommateur. Le faible coût de production de l’hydroélectricité permet de tirer les tarifs réglementés de vente à la baisse, offrant ainsi au consommateur un prix de l’électricité compétitif. En effet, les tarifs réglementés sont calculés de façon à couvrir exactement les coûts de production d’EDF.

– Aux actionnaires d’EDF, au premier titre desquels l’État : l’opérateur historique vend une partie de sa production sur le marché. Il en tire une rémunération importante, compte tenu du fort différentiel entre le coût de production de l’hydroélectricité et le prix de marché. Les bénéfices réalisés par EDF sont quasi exclusivement captés par l’État, propriétaire de l’entreprise à 84 %. EDF a ainsi versé, en 2012, 1,950 milliard d’euros de dividendes au budget national.

– À l’État, au titre de la redevance versée par la CNR. Cette redevance, qui s’élève à 24 % du chiffre d’affaires de la Compagnie, représente une recette de 150 à 200 millions d’euros chaque année.

– A l’État et aux collectivités territoriales, sous la forme de diverses taxes (taxes locales, impôt sur les sociétés, etc.).

b. Une hausse inéluctable des prix de l’électricité via deux mécanismes

Le premier effet de la remise en concurrence concerne les particuliers bénéficiant du tarif réglementé de vente. En effet, les installations hydrauliques sont les moyens de production les plus compétitifs du parc électrique. Toute concession perdue par l’opérateur historique se traduira par une hausse de son coût de production moyen et donc par une hausse du tarif réglementé, car ce dernier est calculé sur la base des coûts de production d’EDF. Selon le rapport de la CRE sur les coûts d’EDF1, une diminution de 1 % de l’hydraulicité augmente le coût comptable de production d’EDF de 0,1 %. La remise en concurrence des concessions hydrauliques est donc indirectement une atteinte au tarif réglementé de vente.

Précisons que cette situation est indépendante de la modification introduite par la loi NOME visant à calculer les tarifs réglementés de vente par l’empilement des coûts sous-jacents. L’article L. 337-6 du code de l’énergie dispose que : « Dans un délai s’achevant au plus tard le 31 décembre 2015, les tarifs réglementés de vente d’électricité sont progressivement établis en tenant compte de l’addition du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d’électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération normale ». La comptabilisation de l’hydroélectricité entre dans le coût du complément à la fourniture d’électricité ; or, il n’est pas précisé que ce coût du complément à la fourniture d’électricité soit nécessairement le prix de marché. Le nouveau mode de calcul des tarifs réglementés de vente maintiendra donc une valorisation de l’hydroélectricité au coût de production et toute diminution du portefeuille hydraulique d’EDF entraînera une hausse des tarifs réglementés.

Le second facteur entraînant une hausse du prix de l’électricité concerne l’ensemble des consommateurs : il s’agit de la redevance. L’une des justifications principales du programme de remise en concurrence des concessions est l’introduction d’une redevance qui permettrait à la puissance publique de « capter » la rente. Mais la redevance n’est ni plus ni moins qu’une nouvelle taxe sur l’électricité. Est-ce une solution pertinente, dans un contexte de hausse inéluctable des prix de l’électricité et de considérables besoins de financement dans le secteur énergétique ?

Il existe pourtant des alternatives à une simple redevance dont le produit alimenterait le budget de l’État et des collectivités territoriales, sans aucun lien avec la politique énergétique. Les montants en jeu justifient qu’une réflexion poussée ait lieu sur les mécanismes choisis.

Le parallèle avec le cas du nucléaire est particulièrement éclairant. Sous la pression de la Commission européenne, la France a été contrainte de mettre en place un mécanisme destiné à éviter que la rente nucléaire ne place l’opérateur historique dans une situation dominante. Un travail approfondi a été mené par la « commission Champsaur », dont le rapport final, remis en avril 2009, a conduit à la mise en place d’un accès régulé à la base, l’ARENH. L’article L. 336-2 du code de l’énergie dispose ainsi que :

« (…) Électricité de France cède de l’électricité, pour un volume maximal déterminé en application des articles L. 336-3 et L. 336-4 et dans les conditions définies à l’article L. 336-5, aux fournisseurs d’électricité qui en font la demande, titulaires de l’autorisation prévue à l’article L. 333-1 et qui alimentent ou prévoient d’alimenter des consommateurs finals ou des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes, situés sur le territoire métropolitain continental. »

Un tel mécanisme permet ainsi au consommateur français de bénéficier de la compétitivité des capacités de production d’électricité françaises, préoccupation qualifiée de « légitime » par la commission Champsaur. Aucune condition similaire n’est prévue pour l’hydraulique : l’exploitant disposerait à sa guise de l’électricité produite et pourrait donc alimenter des clients hors du territoire national. Les consommateurs d’électricité français, qui ont financé la construction des barrages, ne bénéficieraient plus de l’électricité compétitive qui en est issue.

Le rapport de la commission Champsaur proposait par ailleurs un mécanisme alternatif à l’accès régulé à la base : une taxation de la rente nucléaire – semblable à la redevance hydraulique proposée – couplée à un mécanisme de redistribution au consommateur sous la forme d’une CSPE négative. C’est bien la preuve que plusieurs options sont possibles. Alors que la question de la rente nucléaire a fait l’objet d’un examen approfondi, le débat de politique énergétique sur l’utilisation et l’affectation de la rente hydraulique a été passé sous silence. Le résultat est catastrophique pour le consommateur français : il ne bénéficiera plus de la rente hydraulique d’aucune manière et verra ses tarifs de l’électricité augmenter.

c. Le cas particulier des industriels électro-intensifs

La remise en concurrence des concessions conduit à perdre l’avantage compétitif dont dispose la France grâce à l’électricité hydraulique. Cette question revêt une importance majeure pour la survie d’une industrie électro-intensive sur notre territoire. L’hydroélectricité est historiquement liée au développement de certaines industries électro-intensives. En 1890, l’industrialisation des vallées alpines s’est appuyée sur le développement des ouvrages hydroélectriques. En 1910, l’industrie de l’électrométallurgie est propriétaire de 50 % de la puissance hydraulique nationale. Expropriées de leurs moyens de production d’électricité par la loi de nationalisation de 1946, elles ont tout de même obtenu des compensations « en nature », en application de l’article 8 de cette même loi, toujours en vigueur aujourd’hui :

« L’Électricité de France et le Gaz de France sont tenus d’assurer aux entreprise dépossédées, à conditions économiques et techniques égales, des fournitures d’électricité et de gaz équivalentes au point de vue de leur quantité, de leur qualité et de leur prix aux fournitures dont les entreprises disposaient avant le transfert de leurs biens. »

Plusieurs entreprises bénéficient encore de cette disposition : FerroPem, Alteo et Rio Tinto France bénéficient des droits attribués à Pechiney, pour 2,4 térawattheures par an. Métaux Spéciaux et Ugitech bénéficient également d’une centaine de gigawattheures par an. La contribution qui leur est versée vient en déduction de leur facture d’électricité, à hauteur de 20,91 €/MWh (niveau indexé sur les tarifs réglementés de vente). Cela représente un montant de 53 millions d’euros en 2012.

Sous la pression de la Commission européenne, ce mécanisme est désormais en voie d’extinction : le volume d’énergie entrant dans le cadre des dispositions de l’article 8 de la loi de 1946 décroît de 1/13ème par an depuis 2011 pour s’annuler en 2023.

De manière générale, ce particularisme fort qu’est le lien entre électrointensifs et hydroélectricité dans les régions montagneuses est désormais menacé. Dès lors que les exploitants d’ouvrages hydroélectriques peuvent vendre leur production au prix du marché, ils n’ont aucun intérêt à conclure des contrats aux conditions avantageuses pour les industriels.

Les électro-intensifs européens sont particulièrement touchés par la concurrence des sites industriels situés hors d’Europe qui, eux, continuent à bénéficier de conditions tarifaires particulièrement intéressantes. Certains bénéficient de tarifs patrimoniaux qui incluent dans leur base tarifaire les coûts de production des ouvrages amortis. Le tarif L québécois, ou bien les prix négociés islandais atteignent respectivement 32 €/MWh et 20 à 25 €/MWh, coût du transport compris. Pour les groupes possédant leurs propres ouvrages – au Brésil, dans certains états américains, en Norvège, en Écosse, au Québec, en Colombie Britannique, en Russie – dont le prix de revient varie entre 5 et 10 €/MWh, selon le régime de taxation, leur puissance et leur durée annuelle de fonctionnement, la situation est encore plus favorable. Rio Tinto Alcan possède par exemple 13 centrales hydroélectriques, d’une capacité annuelle de 6 100 MW, couvrant ainsi plus de la moitié de ses besoins. Ces chiffres illustrent bien à quel point il est très difficile pour un producteur européen de rivaliser, dès lors que le coût de l’électricité représente une part essentielle de la valeur ajoutée de certains produits comme l’aluminium.

Dans le cadre du débat sur la transition énergétique, la question se pose donc de recréer un instrument de politique énergétique qui permette de rétablir un environnement compétitif pour les électro-intensifs qui maintiennent leur activité sur notre territoire. En tout état de cause, la remise en concurrence des concessions hydrauliques irait à l’encontre d’un tel objectif.

Un découpage inadéquat des vallées remises en concurrence faisant obstacle à une optimisation du potentiel du parc.

Les différents contrats de concession arrivent à échéance selon un calendrier échelonné dans le temps. Des ouvrages situés dans une même vallée peuvent donc être remis en concurrence dans un intervalle de temps très important. C’est le cas de trois vallées faisant partie du premier programme de renouvellement : la Maurienne, la Durance et le Drac.

S’agissant de cette dernière, seul le Drac amont est remis en concurrence, c’est-à-dire les barrages du Sautet, de Cordéac et l’ouvrage de Saint-Pierre Cognet, soit un tiers de la puissance installée sur le cours d’eau. Les ouvrages du Drac aval – Monteynard et Notre-Dame-de-Commiers –, en situation de dépendance hydraulique vis-à-vis de ceux situés en amont, ne font pas partie du premier lot de mise en concurrence.

Cette situation rend le renouvellement des contrats « au fil de l’eau » particulièrement inadapté. En effet, les ouvrages situés sur une même vallée sont dans une situation de dépendance hydraulique forte. En segmentant la mise en concurrence, plusieurs exploitants différents pourraient se retrouver à exploiter des ouvrages qui se suivent. Le résultat des exploitants se situant à l’aval dépendrait des décisions de ceux qui se trouvent à l’amont, ce qui donnerait lieu à de nombreuses contestations possibles.

Les réactions des diverses personnes auditionnées face à cette question sont variables. Certains considèrent qu’un tel saucissonnage des vallées ne pose pas de problèmes : les exploitants peuvent s’accorder par voie contractuelle, en signant par exemple des règlements d’eau. Mais, de l’avis des personnes chargées de faire fonctionner les sites, cette question est bien trop complexe pour être réglée par un simple contrat. L’optimisation de la production se faisant désormais à la minute près, il paraît difficile de définir des règles communes a priori, sans s’occuper de leur mise en œuvre.

Par ailleurs, cette situation diminuerait le bénéfice tiré du parc hydraulique par la collectivité. Dans la situation actuelle, l’exploitant optimise la production, en fonction de l’état de l’offre et de la demande sur le système électrique, sur l’ensemble d’une chaîne. Il utilise donc les différentes retenues qui se suivent pour apporter de la flexibilité au système. Si les vallées venaient à être fragmentées, cette possibilité serait perdue : les choix des opérateurs, non coordonnés entre eux, diminueraient le bénéfice tiré du parc hydraulique.

L’exemple de la Suède est, à cet égard, particulièrement éclairant. Lorsque plusieurs hydro-électriciens opèrent sur une même rivière, la loi leur impose de créer une association pour la gestion partagée de la ressource en eau. Chaque opérateur en est membre et possède des droits au prorata de sa capacité de production (en MW). Les opérateurs s’en remettent à l’association pour optimiser
la production totale sur l’ensemble de la cascade, et cette dernière assure à chacun de ses membres la possibilité de turbiner comme s’il était seul sur la rivière. En réalité, cela revient à déléguer la valorisation économique de la production à l’association de rivière, les exploitants étant seulement chargés du fonctionnement technique des installations.

Le cas suédois illustre deux faits importants.

En premier lieu, il est totalement illusoire de croire que la segmentation des vallées entre différents opérateurs concurrents ne pose pas de problème ; bien au contraire, on voit qu’il est nécessaire de mettre en place des structures chargées de rétablir une unité entre les différents ouvrages de la vallée. À cet égard, le cadre actuel de la mise en concurrence est notoirement insuffisant car rien n’est prévu en ce sens. Si les opérateurs n’ont pas signalé ce problème, c’est qu’ils y voient un élément susceptible de ralentir le calendrier de la mise en concurrence, et font passer le problème de la gestion de l’eau au second plan.

En second lieu, mettre en place une structure de gestion de la vallée sur le modèle des associations de rivière suédoises revient en réalité à recréer un acteur intégré sur l’ensemble d’une même chaîne hydraulique. Il s’agit d’une constante du processus de mise en concurrence dans le secteur de l’énergie : en cherchant à démanteler systématiquement les acteurs intégrés, on est obligé, par la suite, de créer des mécanismes de gestion particulièrement complexes.

Les garanties insuffisantes apportées aux acteurs locaux pour lesdifférents usages de l’eau.

Conçus à l’origine comme des ouvrages industriels, dont le seul objet poursuivi était énergétique, les barrages font désormais partie intégrante du paysage des vallées des territoires de montagne. Lorsqu’il fait varier le niveau d’eau des rivières et des lacs de retenue, l’exploitant a un impact sur l’irrigation, la pêche et le tourisme. Il joue également un rôle très important en matière de prévention des crues. Enfin, si aucun dispositif n’est mis en place pour favoriser la continuité écologique des cours d’eau, les barrages ont un impact environnemental significatif sur la qualité écologique des cours d’eau et des lacs, ou encore la présence de bois flottant. L’ensemble de ces enjeux doit être pris en compte par l’exploitant, ce qui nécessite de tisser un rapport étroit avec les habitants et les élus.

Le cahier des charges n’est pas forcément l’outil le plus adapté. Plutôt que de favoriser la coopération, il impose une vision juridique de la gestion des enjeux locaux. Soit il est exhaustif et, dans ce cas, toute nouvelle contrainte imposée par l’autorité concédante entraîne obligation d’indemnisation du concessionnaire. Soit il est volontairement imprécis, pour permettre une évolution des missions remplies par le concessionnaire et laisser la place à des actions de collaboration volontaire. Mais alors la contrainte s’imposant à ce dernier est moins forte et le risque existe qu’une entreprise privée, a fortiori lorsqu’elle ne dispose pas d’importants effectifs sur place, ne souhaite pas aller au-delà des efforts minimums exigibles.

Des destructions d’emploi inévitables.

Dans le processus actuel de remise en concurrence, il est prévu un droit d’option pour les salariés immédiatement attachés à un ouvrage remis en concurrence. Ils peuvent faire le choix de rester attachés à cet ouvrage – dans ce cas le nouveau concessionnaire a obligation de les reprendre – ou bien de rester au sein du concessionnaire sortant2.

Néanmoins, l’exercice possible du droit d’option ne résout pas la difficulté posée par les personnels qui ne sont pas immédiatement attachés à l’ouvrage. La DGEC indique qu’elle imposera aux candidats une liste précise de postes constituant le socle minimal de compétences nécessaire pour une exploitation des ouvrages dans des conditions de sécurité optimales. Ainsi, une partie des personnels non immédiatement attachés à l’ouvrage se verra obligatoirement proposer une offre de transfert par le concessionnaire entrant. Mais cela ne pourra concerner qu’une part minoritaire du personnel employé par EDF dans ses unités régionales. À titre d’indication, la jurisprudence de la Cour de cassation considère qu’à partir de 80 % de son occupation une personne est dite affectée à une activité, ce qui exclurait une grande partie des travailleurs actuels de l’hydroélectricité.

Les conséquences seront défavorables. Pour les salariés d’une part : certains d’entre eux devront accepter une mobilité géographique. Pour l’entreprise EDF, d’autre part, qui devra réaffecter à une nouvelle activité les salariés préférant demeurer dans l’entreprise plutôt que de partir chez le nouvel exploitant. En fonction du nombre de concessions remportées par ses concurrents, EDF pourrait devoir gérer des sureffectifs. À long terme, il est inévitable que la division hydraulique de l’entreprise se réduise à la mesure du parc qu’EDF garde sous son contrôle.

Les concurrents étrangers à la remise en concurrence des concessions considèrent qu’il n’y aura pas de pertes nettes d’emploi car ils se doteront eux-mêmes des ressources nécessaires à l’exploitation des ouvrages qu’ils auront remportés. Mais la logique de l’optimisation économique les poussera à conserver leur activité de support dans leur pays d’origine. Dans le cas – tout à fait plausible – où plusieurs concurrents, originaires de pays frontaliers, comme la Suisse et l’Italie, remporteraient chacun une concession, aucun d’entre eux n’atteindrait la taille suffisante pour justifier l’implantation d’une division hydraulique importante. Ils feraient appel ponctuellement à leurs équipes pour intervenir sur les barrages français.

À l’inverse, le maintien d’un parc intégré garantit le maintien d’une compétence hydroélectrique forte sur le territoire national et favorise la création de nouveaux emplois. EDF est l’un des leaders mondiaux du secteur. Exploiter plus de 20 000 MW de capacités lui donne la crédibilité et l’expérience nécessaire pour candidater aux projets internationaux les plus ambitieux.
Des inégalités fortes entre collectivités territoriales dans la perception de la redevance hydroélectrique.

La remise en concurrence des concessions a placé au centre des discussions l’enjeu financier important que constitue la redevance hydroélectrique.

Il s’agit en réalité d’une question complexe compte tenu de la coexistence de situations juridiques différentes :

– les concessions exploitées par EDF et la SHEM, c’est-à-dire la très grande majorité du parc hydroélectrique, sont soumises au régime de l’article L. 521-22 (redevance proportionnelle « ancienne »), dont le taux est faible ; le montant de redevance versé par EDF à l’État au titre de l’ensemble du parc est de 5 millions d’euros ;

– pour les concessions exploitées par CNR, la même redevance s’applique, mais à un taux supérieur (24 %) depuis la renégociation du cahier des charges des concessions en 2003 ;

– enfin, il pourra être fait application, pour les concessions qui seront remises en concurrence, des dispositions de l’article L. 521-23, prévoyant une redevance proportionnelle « nouvelle ». Créée par la loi de finances de 2006, cette dernière a la particularité de prévoir un partage plus favorable aux collectivités territoriales : un tiers revient aux départements sur le territoire desquels coulent les cours d’eau utilisés, et un sixième aux communes.

Il n’est pas possible d’appliquer dès à présent la redevance proportionnelle « nouvelle » aux contrats en cours, non plus que de porter le taux de redevance des concessions exploitées par EDF à celui des concessions de la CNR. En effet, ces modifications nécessiteraient la signature d’un avenant aux contrats de concession. La signature d’un tel avenant pourrait être acceptée par le concessionnaire, mais son contenu ferait nécessairement l’objet d’une longue négociation avec EDF et devrait être approuvé par le Conseil d’État. Dans le cas contraire où EDF refusait toute renégociation, il ne serait pas non plus envisageable de passer par une mesure législative : le concessionnaire serait en effet fondé à demander une compensation financière au titre du contrat.

Par conséquent, le processus de remise en concurrence des concessions hydroélectriques entraînera rapidement la mise en place d’un système à deux vitesses, dans lequel seront favorisées les collectivités territoriales sur le territoire desquelles des ouvrages seront mis en concurrence rapidement. Cette situation suscite déjà des interrogations, voire des mécontentements, comme l’illustre la comparaison de la situation entre le Rhône et le Rhin. Il faudrait attendre près de 70 ans pour qu’elle trouve un terme.

Pour accéder à l’intégralité du rapport : http://www.assemblee-nationale.fr/14/rap-info/i1404.asp.

A lire : la réaction de Delphine Batho dans Les échos, à l’annonce de la mise en concurrence de l’exploitation des barrages dans le "programme de stabilité".