CONSEIL DE LA CONCURRENCE

Avis n° 98-A-05 du 28 avril 1998
relatif à une demande d’avis sur les principes à respecter ou les dispositions à prévoir pour assurer le fonctionnement concurrentiel du marché électrique dans le cadre tracé par la directive européenne 96/92/CE

Le Conseil de la concurrence (formation plénière),

Vu la lettre enregistrée le 18 mars 1998 sous le numéro A 240, par laquelle le ministre de l’économie, des finances et de l’industrie et le secrétaire d’Etat à l’industrie ont saisi le Conseil de la concurrence, sur le fondement de l’article 5 de l’ordonnance n° 86-1243 du 1^er décembre 1986, d’une demande d’avis sur les principes à respecter ou les dispositions à prévoir pour assurer le fonctionnement concurrentiel du marché électrique ;

Vu le traité du 25 mars 1957 modifié, instituant la Communauté européenne ;

Vu la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil de l’Union européenne du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité ;

Vu l’ordonnance n° 86-1243 du 1^er décembre 1986 modifiée, relative à la liberté des prix et de la concurrence et le décret n° 86-1309 du 29 septembre 1986 modifié, pris pour son application ;

Vu la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et du gaz ;

Les rapporteurs, le rapporteur général et le commissaire du Gouvernement entendus, les représentants d’EDF, de la Compagnie générale de chauffe et d’Usinor-Sacilor entendus conformément aux dispositions de l’article 25 de l’ordonnance précitée ;

Est d’avis de répondre à la demande présentée dans le sens des observations qui suivent :

Le ministre de l’économie, des finances et de l’industrie et le secrétaire d’Etat à l’industrie ont saisi le Conseil de la concurrence, sur le fondement de l’article 5 de l’ordonnance du 1^er décembre 1986, d’une demande d’avis sur l’analyse qui peut être faite, en termes de concurrence, des différentes options envisagées à propos de l’adaptation du système électrique en France dans la perspective de la transposition de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil de l’Union européenne.

A cette fin, un document intitulé " Vers la future organisation électrique française " a été préparé. L’avis du Conseil de la concurrence a été demandé par les ministres, notamment sur les différentes options retenues par ce " Livre blanc ", s’agissant des conditions d’accès au marché de la production d’électricité, des conditions d’accès aux réseaux de transport et de distribution, des conditions d’exercice de l’activité des gestionnaires des réseaux correspondants, des modalités de fixation des prix et des règles applicables pour séparer les différentes activités.

Le mouvement d’ouverture à la concurrence du secteur de l’électricité a été amorcé, dès juin 1987 au Conseil " énergie " de Copenhague, et a abouti à l’adoption de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil de l’Union européenne en date du 19 décembre 1996.

En adoptant cette directive qui esquisse les contours d’un marché unique de l’électricité, les Etats de l’Union européenne ont accepté de modifier l’organisation de leur secteur électrique national avant le 19 février 1999. Si certains de ces Etats, tels la Suède, la Finlande ou le Royaume-Uni, ont mis en oeuvre des réformes qui semblent d’ores et déjà satisfaire aux principales dispositions de ladite directive, d’autres, tels l’Allemagne ou l’Italie n’ont pas encore achevé le processus de sa transposition.

Avant d’examiner les problèmes de concurrence soulevés par les options dégagées dans le Livre blanc (II), il convient de décrire brièvement les principales dispositions de la directive ainsi que le secteur de l’électricité (I).

Le texte originel du Traité de Rome ne contient aucune disposition spécifique concernant l’énergie, qui fait l’objet des traités instituant la CECA et l’Euratom ; l’Acte unique, entré en vigueur le 1^er juillet 1987, ne l’inclut pas formellement dans le programme d’achèvement du " grand marché intérieur ". Le titre XII du Traité sur l’Union européenne prévoit cependant le développement de réseaux transeuropéens dans les secteurs des infrastructures de l’énergie, ainsi que l’interconnexion et l’interopérabilité des réseaux nationaux pour favoriser le désenclavement des régions défavorisées.

Depuis les années 30, les systèmes électriques des pays européens se caractérisent par des monopoles de production et de transport, intégrés en droit ou en fait avec des monopoles de desserte du client final.

Les caractéristiques techniques et économiques de la production d’électricité ont conduit dans tous les Etats à l’apparition d’un modèle industriel commun. Le mode de production d’électricité, qui s’impose pour la majeure partie des usages, qualifié de " centralisé ", est très capitalistique : les investissements initiaux sont très importants et les durées d’amortissement très longues (par exemple une tranche nucléaire de 1 300 MW coûte 15 milliards de francs et s’amortit sur trente ans au minimum). Pour rentabiliser ces investissements, il faut, en contrepartie, produire sur une large échelle, ce qui a favorisé le développement de structures monopolistiques.

Au cours des dix à quinze dernières années, cependant, les techniques de production de l’électricité, à partir de la cogénération ou des turbines à gaz à cycle combiné, ont amélioré leurs performances. Ces techniques nécessitent beaucoup moins d’investissements lourds mais, surtout, bénéficient du très bas niveau du prix du gaz. En outre, elles sont moins sensibles aux économies d’échelle, ce qui facilite la production à un niveau plus décentralisé. De nouveaux opérateurs sont donc en mesure de pénétrer sur les marchés nationaux. Dès lors, il est apparu qu’il n’était plus nécessaire de préserver un monopole total dans le secteur, le transport restant toutefois un monopole naturel. A cet argument de déréglementation, s’est ajouté, pour la Commission européenne, le souci de décloisonner les marchés nationaux de l’électricité.

La première phase de réalisation du marché intérieur de l’électricité est intervenue en 1990 avec l’adoption de deux directives. La directive 90/377/CEE du 29 juin 1990 a instauré une procédure communautaire assurant la transparence des prix au consommateur final industriel de gaz et d’électricité. La directive 90/547/CEE du Conseil du 29 octobre 1990 est relative au transit d’électricité sur les grands réseaux à haute tension, au départ ou à destination du territoire de la Communauté et impliquant le franchissement d’au moins une frontière communautaire.

Parallèlement, la Commission a appliqué le droit de la concurrence à l’énergie et notamment l’article 37 du Traité, faisant, par ailleurs, une application minimale du 2 de l’article 90. Dans une décision Ijssel Centrale du 16 janvier 1991 (affaire IV/32.732), elle a reconnu, pour la première fois, que des sociétés de production électrique néerlandaises, ayant pour obligation de livrer de l’électricité aux sociétés de distribution d’électricité et de la fournir au moindre coût, étaient chargées de " services d’intérêt économique général ". Elle a condamné comme excessives, au regard de ces obligations d’intérêt économique général, des restrictions contractuelles d’exportation et d’importation imposées par ces sociétés.

La Commission a aussi mis en cause les législations nationales où subsistaient des monopoles d’importation et d’exportation d’électricité et/ou de gaz, en engageant neuf procédures de recours en manquement dans le courant de l’année 1991.

Dans l’arrêt Almelo du 27 avril 1994 (affaire C 393/92), la Cour de justice des Communautés européennes a appliqué au secteur électrique le 2 de l’article 90 du Traité de Rome, en considérant que les règles de concurrence ne s’appliquent aux entreprises chargées de la gestion de services d’intérêt économique que " dans la limite où l’application de ces règles ne fait pas échec à l’accomplissement en droit ou en fait de la mission particulière qui leur a été impartie ".

Cette jurisprudence a été confirmée et précisée dans les arrêts du 23 octobre 1997 concernant les droits exclusifs d’importation et d’exportation de gaz et d’électricité, en indiquant que, dans le cadre de recours en manquement, il n’incombe pas à l’Etat membre, " lorsqu’il expose de façon circonstanciée les raisons pour lesquelles, en cas de suppression des mesures incriminées, l’accomplissement dans des conditions économiquement acceptables, des missions d’intérêt général dont il a chargé une entreprise, serait, à ses yeux, mis en cause, d’aller encore plus loin pour démontrer de manière positive qu’aucune autre mesure imaginable (...) ne puisse permettre d’assurer l’accomplissement desdites missions dans les mêmes conditions ".

Par ailleurs, la Cour a jugé que la sécurité d’un approvisionnement minimal en produits énergétiques de base était l’une des composantes de la " sécurité publique " et pouvait justifier des dérogations à l’article 37du Traité, selon les dispositions de l’article 36 de ce même Traité (10 juillet 1984, aff. 72/83 - Campus Oil Ltd et autres c/ ministre de l’industrie). La Cour a également donné un fondement juridique à l’utilisation du secteur électrique comme instrument de la sécurité d’approvisionnement dans un arrêt dit " Terminaux de télécommunications " du 19 mars 1991.

2. Données économiques

Le commerce intra-communautaire est, pour l’heure, limité aux échanges réalisés dans le cadre de l’Union pour la coordination de la production et du transport de l’électricité (UCPTE), qui regroupe les opérateurs historiques des Etats membres de l’Union européenne et organise entre eux une coopération volontaire pour la gestion technique des réseaux de connexion internationale. Ces échanges représentent 10 % de la consommation de l’Europe, sous forme de secours et de partage des réserves, d’échanges d’heure à heure et d’échanges d’énergie garantie. Favorisés par les sous-capacités chroniques de certains Etats, tels l’Italie, et par la compétitivité des pays excédentaires, tels la France, la Belgique et l’Espagne, les échanges d’électricité ont doublé entre 1980 et 1990.

3. Les principales dispositions de la directive n° 96/92/CE

En adoptant cette directive, le Parlement européen et le Conseil des ministres ont choisi la voie d’une ouverture progressive du marché de la production de l’électricité à la concurrence. Certains consommateurs d’électricité, dits " clients éligibles " pourront acheter leur électricité aux fournisseurs de leur choix, en faisant jouer entre eux la concurrence. La directive définit ainsi les contours d’un marché concurrentiel de l’électricité, qui existera à côté d’un marché captif où les consommateurs finals n’auront pas le choix de leur fournisseur d’électricité. L’article 19 fixe un seuil progressif de libéralisation du marché, calculé au niveau communautaire. Au moment de l’entrée en vigueur de la directive en février 1999, chaque Etat devra ouvrir à la concurrence au moins 22 % de son marché national de production d’électricité. En 2003, cette part représentera environ 33 % du marché.

La directive ne traite pas de l’ouverture à la concurrence du transport et de la distribution de l’électricité. Elle demande aux Etats d’organiser l’accès des producteurs indépendants aux réseaux nationaux de transport et de distribution de l’électricité qui continuent à être gérés par les anciens monopoles. A cet effet, les Etats membres peuvent choisir entre trois formules d’accès aux réseaux décrites aux articles 17 et 18 de la directive : l’accès négocié (article 17-1), l’accès réglementé (article 17-4) et le système de l’acheteur unique (article 18). Dans le cadre de l’accès négocié, les utilisateurs habilités à demander l’accès au réseau négocient au cas par cas, avec chacun des gestionnaires de réseau, le prix d’accès au réseau, tandis que dans le système d’accès réglementé, les tarifs font l’objet d’une réglementation et sont fixés par l’autorité compétente. Le système de l’acheteur unique est proche des deux autres au plan technique, mais il revient, tel que décrit à l’article 18-2, à obliger l’acheteur unique à publier un tarif de vente aux clients éligibles.

Il incombe à chaque Etat membre de désigner un gestionnaire du réseau de transport, responsable d’une part, de l’exploitation, de l’entretien, du développement du réseau et de la sécurité d’approvisionnement et, d’autre part, de la gestion technique des flux d’énergie sur le réseau, en assurant la sécurité et le fonctionnement de celui-ci.

La directive n’oblige pas les Etats membres à scinder les entreprises d’électricité intégrées entre les activités de production, de transport et de distribution (" unbundling "). L’article 14 requiert la présentation de comptes séparés pour chacune de ces activités et la présentation de " comptes consolidés " pour les activités exercées en dehors du secteur électrique.

En vertu de l’article 20, les Etats désignent une " autorité compétente, qui doit être indépendante des parties, pour " régler les litiges relatifs aux contrats et aux négociations en question ".

La directive fait une grande place au principe de subsidiarité ainsi qu’à la notion de service public, rappelés à l’article 3.

Les Etats doivent ainsi, dans les limites de l’ouverture tracées par la directive, définir les clients éligibles. Ils peuvent y inclure ou non les distributeurs ou les revendeurs sans moyens de production propres. S’agissant des implantations des nouvelles centrales de production, ils peuvent opter entre un système d’autorisation et un système d’appel d’offres plus formalisé. Ils choisissent le mode d’accès des producteurs au réseau. Ils ont aussi une grande latitude pour organiser le fonctionnement du secteur ouvert à la concurrence. Le texte ne précise pas si les transactions bilatérales physiques sont autorisées, sur le mode scandinave, américain ou espagnol, ou au contraire interdites, conformément au modèle du pool britannique (bourse où s’organise un marché spot de l’électricité où se rencontrent les producteurs et les clients finals éligibles). Il est muet sur la forme souhaitable pour d’éventuels marchés à terme, organisés ou de gré à gré.

Enfin, en vertu du 2 de l’article 3 de la directive, les Etats membres sont libres " d’imposer aux entreprises du secteur de l’électricité des obligations de service public, dans l’intérêt économique général, qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité d’approvisionnement, la régularité, la qualité et le prix de la fourniture, ainsi que la protection de l’environnement ". Pour garantir l’accomplissement de ces obligations, ils peuvent s’appuyer sur une planification à long terme des besoins.

L’article 24 permet aux Etats membres de " demander à bénéficier d’un régime transitoire ", par exemple de pouvoir demander aux producteurs d’électricité de compenser financièrement les " coûts échoués " du producteur historique, c’est-à-dire les coûts devenus irrécupérables pour ce dernier du fait du passage d’une situation de monopole à un régime ouvert partiellement à la concurrence.

L’article 26 précise que la Commission européenne établira un rapport sur l’expérience acquise dans le fonctionnement du marché intérieur de l’électricité, afin de permettre au Parlement européen et au Conseil des ministres d’examiner la " possibilité d’une nouvelle ouverture du marché, qui deviendrait effective neuf ans après l’entrée en vigueur de la présente directive ".

Les Etats membres doivent transposer les dispositions de la directive au plus tard le 19 février 1999, à l’exception de la Belgique, de la Grèce et de l’Irlande, qui disposent d’un délai supplémentaire, en raison des spécificités de leur réseau électrique.

L’instauration par la directive de règles communes pour le marché intérieur de l’électricité crée pour les Etats et leurs opérateurs un impératif de compétitivité qui doit s’appuyer sur une analyse stratégique du secteur.

La concurrence future aura peu à voir avec une bataille de petits producteurs indépendants écoulant le produit de leur centrale. Comme les résultats des appels d’offres américains récents le montrent, la concurrence au stade de la production s’exercera pour l’essentiel entre groupes pouvant faire jouer des effets de parc et, partant, s’appuyant sur des marchés larges.

Sur le marché aval de l’électricité, la concurrence émanera d’entités capables d’exercer plusieurs métiers (production centralisée et décentralisée ; cogénération ; fourniture de kWh garantis ; services de comptage et de facturation, de traitement de l’information et de conseil en ingénierie énergétique, de gestion des installations ; fourniture conjointe d’autres services de proximité...).

Cette concurrence proviendra essentiellement de grandes entreprises, notamment d’entreprises de réseaux, capables de s’adapter rapidement à l’évolution de la demande. Pour assurer un fonctionnement du marché adapté à l’exercice de la concurrence, les autorités nationales devront prendre la mesure des enjeux et notamment être capables de mettre en place une organisation garantissant un traitement équitable des opérateurs et envisageant la prise de risques industriels. Il semble bien que les Etats continentaux de l’Union s’engagent dans cette voie.

A la lumière des opérations en cours, il est clair que, dans la mesure où l’adaptation des entreprises du secteur dépend directement d’eux, les Etats européens sont d’ores et déjà engagés dans des opérations de restructuration de l’offre. Là où la production est dispersée, les opérations de concentration se développent ; ainsi, les discussions sont très avancées aux Pays-Bas pour qu’il n’y ait plus bientôt qu’un seul producteur d’électricité et deux producteurs dominent le secteur en Espagne avec 80 % du marché (Iberdrola et Endesa). Là où le producteur est déjà de bonne taille mais peu présent sur les marchés aval, le régulateur lui permet de se renforcer : Vattenfall, l’opérateur public suédois qui détient 50 % du marché national de la production et plus de la moitié des réseaux régionaux, s’est ainsi constitué une part de marché de 15 % dans le secteur de la distribution en peu de temps, par des acquisitions ; Sydkraft, deuxième producteur avec 23 % de part de marché, s’est engagé dans la même voie.

Là où a été organisé un marché " spot " de l’électricité, où les prix s’établissent à des niveaux proches des coûts variables à cause de l’existence de surcapacités, l’Etat peut être tenté de recourir au mécanisme de remboursement des coûts engagés par l’opérateur historique et devenus irrécupérables du fait de l’ouverture à la concurrence (coûts échoués). C’est ainsi que les autorités espagnoles ont fixé à près de 80 milliards de francs le montant des coûts de cette sorte que les producteurs nationaux pourront récupérer sur dix ans.

S’agissant d’alliances dans le secteur énergétique ou de diversification dans d’autres services de proximité ou dans les télécommunications, les autorités nationales ont approuvé de telles orientations. Le phénomène n’est pas nouveau notamment en Allemagne où les entreprises de production d’électricité appartiennent à des groupes largement diversifiés. Il l’est en Italie où, tandis que sont évoquées diverses hypothèses de restructuration de la compagnie nationale Enel, celle-ci a établi des partenariats avec les sociétés américaines Enron et Entergy et a constitué avec Deutsche Telekom et France Télécom une entreprise destinée à briguer la troisième licence de téléphone mobile, ainsi qu’une entrée sur le marché de la téléphonie fixe. Le phénomène est récent aussi en Espagne, où Endesa, compagnie à actionnaire dominant public, déjà fortement implantée en Amérique latine, se développe dans les secteurs de la distribution de l’eau, des télécommunications, du gaz et du traitement des déchets.

Ces modifications structurelles permettent de prendre la mesure de la tâche attendant les pouvoirs publics français tout en tenant compte des spécificités du contexte national.

Aux termes des articles 1 et 2 de la loi du 8 avril 1946, les entreprises de production, de transport et de distribution d’électricité, à l’exception des entreprises de production et de distribution d’électricité qui étaient déjà placées sous le contrôle de capitaux publics ou de coopératives au moment de la nationalisation, ainsi que les activités d’importation et d’exportation d’électricité, ont été nationalisées et confiées à un établissement public national à caractère industriel et commercial (EPIC), dénommé Electricité de France (EDF).

EDF assure, en 1998, 90 % de la production d’électricité nationale (94 % si on inclut la production de la Compagnie Nationale du Rhône), 100 % du transport et 95 % de la distribution.

La production d’électricité sur le plan national s’est élevée en 1997 à 481 TWh (489 TWh en 1996). Dans ce total, l’électricité d’origine nucléaire représente 78 %. EDF a produit 453,5 TWh, dont 83 % d’origine nucléaire, 13 % d’origine hydraulique et 4 % d’origine thermique classique (dont charbon 3 % et fuel 1 %). Le solde net des échanges d’électricité avec l’étranger s’est établi à 65,3 TWh, EDF étant la première entreprise européenne exportatrice d’électricité. La puissance installée du parc était en 1997 de 102 500 MW, se décomposant en 61 500 MW d’origine nucléaire, 17 700 d’origine thermique et 23 300 d’origine hydraulique.

L’électricité n’étant pas stockable, la production doit s’ajuster en temps réel aux quantités demandées, alors que la demande varie en fonction du climat, de la saison, des heures de la journée et de l’activité économique. Les centrales de production de base et semi-base -centrales nucléaires et hydrauliques coûteuses en capital mais économes en combustibles-sont utilisées pour satisfaire la plus grande partie de la demande, alors que pour répondre à la demande des heures de pointe, il est nécessaire de faire appel à des unités de production beaucoup plus coûteuses, telles les installations thermiques classiques.

En 1997, la consommation d’électricité, qui a tendance à stagner, s’est élevée à 410,5 TWh contre 414 TWh en 1996. En excluant les pertes, la consommation des industries sur production propre (12,6 TWh) et les ventes internes à EDF, les ventes nettes d’électricité se sont élevées en 1997 à 369,9 TWh, que l’on peut répartir entre trois grandes catégories d’acheteurs : la grande industrie et les gros clients, au nombre d’environ 600, (tarifs verts B et C) qui achètent 27 % de l’électricité, les PME-PMI, collectivités et commerces (tarifs vert A et jaune) 35 %, les ménages, commerçants et artisans (tarifs bleus) 38 %.

EDF assure le transport de l’électricité à titre exclusif, par le réseau de haute et de très haute tension, à destination de ses gros clients industriels. L’établissement public effectue, dans 95 % des communes, la distribution d’électricité qui emprunte le réseau basse et moyenne tension.

Les distributeurs non nationalisés en 1946 (DNN), soit dix-neuf entités " indépendantes ", disposent de la concession de distribution sur le territoire de 2 789 communes. Il s’agit de régies municipales de distribution, de régies départementales et de coopératives rurales.

En 1997, le chiffre d’affaires d’EDF s’est élevé à 186,5 milliards de francs, en léger retrait par rapport à l’année 1996 (191 milliards), compte tenu d’une légère diminution de la production et de la baisse tarifaire intervenue en avril 1997 en application du contrat d’entreprise signé avec l’Etat le 8 avril 1997. Le résultat net comptable, après versements à l’Etat (1,5 milliard de francs de rémunération des dotations en capital, 1,1 milliard de rémunération complémentaire et 3 milliards au titre de l’impôt sur les sociétés), s’élève à 1,5 milliard de francs. En 1997, pour la première fois, l’établissement public est devenu redevable de l’impôt sur les sociétés.

Les comptes d’EDF sont présentés selon les règles en usage dans les sociétés industrielles et commerciales, en tenant compte de certains principes particuliers, eu égard aux spécificités de l’entreprise. Ils ne deviennent définitifs qu’après approbation conjointe par le ministre chargé de l’économie et le ministre chargé de l’industrie. Un décret du 22 octobre 1947 lui impose l’adoption d’un plan comptable particulier soumis à l’examen du conseil national de la comptabilité et approuvé par arrêté interministériel. Aux termes de l’article 4 de la loi du 8 avril 1946, les services d’EDF sont soumis au contrôle de commissaires aux comptes désignés par le ministre chargé de l’économie.

Le décret n° 53-707 du 9 août 1953 relatif au contrôle de l’Etat sur les entreprises publiques nationales est applicable à EDF

La France occupe une place particulière en Europe, en raison des choix effectués concernant le service public et la politique énergétique, de la situation concurrentielle, présente et à venir, de son opérateur historique, de la manière dont ce dernier est régulé, et du statut social dont il est doté.

La France a confié à son opérateur public des missions d’intérêt général plus étendues que celles qui sont imposées dans la plupart des autres pays européens, et tout d’abord la fourniture à un prix accessible et uniforme sur tout le territoire national, y compris dans les départements d’outre-mer, ce qui implique une péréquation des tarifs. En second lieu, EDF met en oeuvre un des principaux volets de la politique énergétique fondée sur l’indépendance à l’égard des importations, notamment de gaz, et qui se caractérise par la part élevée de production nucléaire dans la production totale d’électricité.

La France possède avec EDF un opérateur performant dont l’avantage concurrentiel a cependant tendance à se réduire en raison du fait que les autres producteurs d’électricité d’une part améliorent leur productivité et d’autre part se développent par croissance propre ou acquisitions. En outre, l’éventail des technologies de production permettant de concurrencer ses succès dans la production d’électricité d’origine nucléaire et hydraulique (production centralisée et décentralisée au gaz, cogénération moyenne et petite) s’élargit.

Le processus de régulation de l’opérateur français se réduit par ailleurs pour l’instant, dans les faits, à un tête-à-tête assez peu transparent entre les pouvoirs publics et lui. Or, pareil face-à-face apparaît aujourd’hui inadéquat, tant la demande de débat public sur la politique énergétique est forte, tandis que les collectivités locales sont désireuses de s’impliquer dans le contrôle des sociétés de distribution et que l’arrivée de nouveaux acteurs paraît inévitable.

Du point de vue de la concurrence, l’opérateur français apparaît enfin lié plus que tout autre opérateur européen aux pouvoirs publics du fait de son statut d’EPIC Fait unique en Europe, le champ de son activité industrielle est fixé par la loi qui le constitue, au nom du principe de spécialité, et ce principe a aujourd’hui une expression stricte. Sa stratégie est contrôlée directement par l’Etat en sa qualité " d’actionnaire unique ", jusqu’à présent avec des moyens modestes et sur un mode largement administratif.

La définition des services d’intérêt économique général

Situation actuelle

EDF est investi de missions d’intérêt général en tant que concessionnaire du réseau de transport de l’électricité, appelé réseau d’alimentation générale (RAG). Aux termes de l’article 8 du cahier des charges, l’établissement public doit entretenir, renouveler et étendre le réseau de transport, de façon à s’acquitter de l’obligation de fournir l’énergie électrique définie à l’article 10. L’article 24 l’oblige par ailleurs, en sa qualité de concessionnaire du réseau, à une stricte égalité de traitement d’une part de tous les clients et d’autre part de tous les producteurs autonomes ayant les mêmes " caractéristiques électriques " (périodes - puissance - tension - fourniture).

Les dispositions du Livre blanc

Le Livre blanc propose d’inscrire dans la loi une définition des missions de service public dévolues à EDF et aux distributeurs non nationalisés, à savoir l’universalité, l’égalité, la qualité, la continuité, la recherche du moindre coût et l’adaptabilité. Les moyens pour atteindre ces objectifs sont la programmation à long terme des investissements, la recherche et le développement technologique ainsi que l’obligation d’achat de l’électricité produite à partir de certaines sources d’énergie.

Analyse concurrentielle

L’article 3 de la directive, faisant notamment référence aux dispositions de l’article 90 du Traité, prévoit que les Etats membres peuvent imposer aux entreprises du secteur de l’électricité des obligations de service public, dans l’intérêt économique général, qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité d’approvisionnement, la régularité, la qualité et le prix de la fourniture ainsi que la protection de l’environnement.

Comme la Cour de justice des Communautés européennes l’a jugé dans les arrêts du 23 octobre 1997 relatifs aux monopoles d’importation et d’exportation d’électricité et de gaz (notamment C.159/94), il faut, pour attribuer à un opérateur public des droits exclusifs dans le respect des règles du Traité, que l’opérateur soit expressément chargé par un acte de la puissance publique (loi, règlement, voire même concession de service public) de la gestion d’un service d’intérêt économique général, que la " mission particulière " qui en résulte soit précisément définie et, enfin, qu’il soit établi que les droits exclusifs accordés sont nécessaires pour permettre l’accomplissement de cette mission, dans des conditions économiques acceptables. Cette même démonstration devra être faite en 2006, au moment de l’examen des effets de la directive, si le Gouvernement souhaite maintenir le même type de prérogatives pour un ou plusieurs opérateurs afin de pouvoir préparer la vague de renouvellement des moyens de production prévue pour la période 2010-2015.

Il convient donc que soient précisément identifiés les services d’intérêt économique général dévolus aux opérateurs publics (EDF, distributeurs non nationalisés). En vertu du même article 3 de la directive, les " missions particulières " les constituant doivent être clairement définies, transparentes, non discriminatoires et contrôlables. La Cour de justice des Communautés européennes a une conception large de ces missions particulières, puisqu’elle a implicitement reconnu dans les arrêts précités du 23 octobre 1997 que l’obligation de rechercher les tarifs les plus compétitifs et le moindre coût pour la collectivité, ainsi que des obligations en matière d’environnement et d’aménagement du territoire, pouvaient constituer des services d’intérêt économique général.

La définition de ces missions particulières dévolues aux opérateurs publics est d’autant plus importante que les droits exclusifs dont ils peuvent bénéficier sont justifiés par l’existence de ces missions.

Du point de vue de leur contenu, les missions d’intérêt général assignées au secteur électrique français pour les années à venir ne se limitent pas à l’obligation de connecter toute personne à un réseau assurant une distribution de qualité. Elles consistent à assurer la fourniture d’électricité d’une manière continue, à moindre coût, à prix uniforme sur tout le territoire selon une péréquation nationale et à partir d’une combinaison de combustibles (et donc de techniques de fabrication) préservant la sécurité d’approvisionnement, c’est-à-dire comprenant le nucléaire et le charbon propre, et limitant la dépendance à l’égard du gaz.

Les activités " supports " de l’accomplissement de ces missions doivent être identifiables. Il conviendra par exemple de déterminer pour EDF la contribution de chacune de ses activités à l’exécution de ces missions. L’activité de production, qui représente 50 % du coût du kilowatt/heure au compteur, est concernée au premier chef.

Le financement des services d’intérêt économique général et des autres obligations liées aux politiques publiques

Les dispositions du Livre blanc

Le Livre blanc propose que certaines " charges de service public ", telles que la péréquation tarifaire nationale, soient financées par EDF et les distributeurs non nationalisés en contrepartie des droits exclusifs dont ils bénéficient (monopoles de transport et de distribution). Il suggère par ailleurs que les autres charges liées aux politiques publiques (surcoût dû à l’aide aux énergies renouvelables, traitement égalitaire des DOM) soient payées par une taxe sur le transport ou par la création d’un fonds des charges d’intérêt général.

Analyse concurrentielle

Il est nécessaire de bien distinguer les services d’intérêt économique général, qui seront à la charge d’un ou plusieurs opérateurs et auxquels pourront être associés des droits exclusifs ou spéciaux selon la jurisprudence précitée de la Cour de justice, des autres missions liées aux politiques publiques, telles l’obligation d’achat de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, qui s’imposent au secteur électrique dans son ensemble et devraient donc être payées par tous les acteurs.

S’agissant du financement de ces autres missions d’intérêt général, le Livre blanc prévoit la participation des producteurs indépendants et des consommateurs éligibles du marché concurrentiel au financement de certaines d’entre elles.

Le Conseil de la concurrence est favorable à un tel financement par l’intermédiaire d’un fonds, mécanisme qui lui paraît préférable à un système de charges additionnelles au prix du transport : cette modalité est, en effet, plus transparente, elle permet d’identifier le financement des missions d’intérêt général et le coût du transport et elle présente un risque moindre de distorsion des prix.

Le Conseil recommande enfin que les charges des services d’intérêt économique général et des missions d’intérêt général soient évaluées par l’instance de régulation, selon un modèle qui soit " vérifiable, opposable et transparent ".

Situation antérieure

EDF est soumis, comme tout établissement public, au principe de spécialité. Son objet est strictement délimité par les dispositions de l’article 46 de la loi du 8 avril 1946 modifiée, aux termes duquel des décrets doivent fixer " les conditions dans lesquelles les services de distribution devront cesser toutes activités industrielles et commerciales relatives à la réparation, à l’entretien des installations intérieures, à la vente, à la location des appareils ménagers et, d’une façon générale, toutes les activités autres que celles définies à l’article 1^er ", à savoir la production, le transport, la distribution, l’importation et l’exportation d’électricité. Ces textes ne sont toujours pas intervenus.

Dans un avis du 7 juillet 1994, le Conseil d’Etat a reconnu l’existence d’une " certaine marge légale de diversification " d’EDF et a déterminé les deux conditions auxquelles doivent satisfaire les activités économiques de diversification d’un établissement industriel et commercial pour respecter le principe de spécialité :

ces activités doivent être le complément normal de sa mission statutaire principale ;

elles doivent être à la fois d’intérêt général et directement utiles à l’établissement public " notamment par son adaptation à l’évolution technique, aux impératifs d’une bonne gestion des intérêts confiés à l’établissement, le savoir-faire de ses personnels, la vigueur de sa recherche et la valorisation de ses compétences, tous moyens mis au service de son objet principal ".

Au regard de ces principes, le Conseil d’Etat a considéré comme admissible l’exercice d’activités de traitement des déchets, d’éclairage public, d’ingénierie, contrairement aux activités de cartographie, de télésurveillance et de réseaux câblés.

Dans un avis n° 94-A-15 du 10 mai 1994 relatif à une demande d’avis sur les problèmes soulevés par la diversification des activités d’EDF et de GDF au regard du droit de la concurrence, le Conseil de la concurrence a préconisé un certain nombre de mesures propres à garantir que les filiales d’EDF exercent leur activité dans des conditions comparables à celles des entreprises privées du même secteur. Il a notamment demandé le regroupement de toutes les activités de diversification de l’entreprise sous un holding commun qui accéderait au marché des capitaux, la filialisation de chacune de ces activités et la mise en place, pour chacune des filiales ainsi constituées, d’une autonomie juridique, matérielle et comptable retraçant fidèlement et objectivement tous les flux physiques et financiers intervenant entre EDF et ses filiales et permettant de vérifier que les activités de diversification ne bénéficient pas, directement ou indirectement, des profits du monopole.

Le Conseil a également recommandé un suivi vigilant de la diversification de l’entreprise dans de nouveaux secteurs et appelé à une appréciation concrète des conséquences du processus de diversification en fonction de la structure des marchés concernés, les marchés atomisés, faiblement capitalistiques devant être soumis à une vigilance particulière.

A la suite de ces deux avis, le ministre de l’industrie, le ministre de l’économie et le président d’EDF se sont engagés, par lettres des 26 avril et 4 mai 1995, à respecter un protocole relatif aux activités complémentaires d’EDF daté du 13 avril 1995. Ce protocole reprend les principales dispositions des deux avis cités ci-dessus. Le ministre de l’industrie a procédé à la mise en place, au sein de la DIGEC, d’un observatoire de la diversification, chargé de suivre l’application du protocole. Cet observatoire ne dispose d’aucun pouvoir de sanction et a un rôle purement consultatif. Composé des représentants des principales organisations syndicales intéressées, des représentants d’EDF et des représentants des ministères concernés, il se réunit deux fois par an sous la présidence du ministre chargé de l’industrie pour examiner les activités complémentaires d’EDF En outre, son secrétaire général rend des avis sur des cas concrets qui lui sont soumis par les organisations syndicales ou par l’établissement public lui-même.

EDF s’est désengagé de la cartographie et de la télésurveillance. Deux holdings regroupent l’ensemble de ses filiales de diversification : SDS (Synergie, développement et services), et CHARTH (Compagnie holding d’application et de réalisation thermique).

Le holding SDS regroupe à la fois des services de diversification complémentaire à l’activité d’EDF et des services plus étroitement liés à son activité principale (distribution d’électricité, services énergétiques). Aux services de diversification se rattachent principalement deux holdings SDS Environnement et Citelum dont le capital est détenu à 100 % par EDF SDS Environnement gère les participations du groupe dans le domaine de l’incinération des déchets en France et à l’étranger, grâce notamment à la société Tiru, contrôlée à 51 % ; Citelum regroupe les activités d’éclairage public, de signalisation et d’illumination. Le holding SDS participe aussi aux activités de vidéocommunication, grâce à ses deux " câbleurs ", le groupe Electricité de Strasbourg et le groupe Vidéopole.

Les activités des filiales d’EDF regroupées dans le holding CHARTH s’orientent autour de quatre principaux pôles : la production thermique (charbon propre, production décentralisée, cogénération par l’intermédiaire d’une filiale Cogetherm), les combustibles, l’énergie renouvelable et l’eau. Sa filiale à 100 % Cofiva détient aussi la majorité du capital de six sociétés d’ingénierie.

Au total, la diversification d’EDF représente un chiffre d’affaires évalué à plus d’un milliard de francs pour 1997.

Le Livre blanc énonce la possibilité qu’EDF puisse développer des services " autour du kWh " à destination des clients éligibles, afin de pouvoir offrir les mêmes services que ses concurrents, et, dans le futur, à destination des clients captifs.

Analyse concurrentielle

Le Livre blanc ne donne pas une définition précise des services " autour du kwh ". Ainsi que le décrit le contrat d’entreprise signé entre EDF et l’Etat le 8 avril 1997, l’opérateur public souhaite en réalité développer les activités " en aval du compteur ", à savoir essentiellement des activités de conseil et de maîtrise de la demande d’électricité, la gestion technique des bâtiments, la climatisation réversible, les diagnostics énergétiques à destination des ménages ou des industries, la conception, l’entretien et la maintenance d’installations électriques. Ces prestations lui semblent actuellement interdites par l’article 46 de la loi de 1946.

Le Conseil de la concurrence rappelle qu’il ne lui appartient pas de se prononcer, lorsqu’il examine des affaires dans le cadre contentieux, sur la conformité des activités d’EDF au principe de spécialité, ainsi qu’il l’a énoncé dans une décision n° 93-D-15 du 1^er juillet 1993. Statuant sur cette décision le 10 février 1994, la cour d’appel de Paris a précisé " qu’est inopérante (...) l’allégation selon laquelle la violation du principe de spécialité constitue en soi un abus de position dominante ".

Au plan des principes et par suite de l’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence, du fait que, comme dans les autres secteurs, la demande des clients s’exprime en termes de produits et de services, et dans le souci que la concurrence soit équitable, le Conseil estime que la loi devrait donner plus de liberté d’action à EDF et qu’en conséquence la question de l’extension du champ d’activité de l’établissement public doit être posée.

Toutefois, EDF restant titulaire du monopole de fourniture en électricité d’une partie de la clientèle (clients non éligibles), le Conseil considère que son intervention sur les marchés concurrentiels doit être encadrée par des règles tenant compte des situations spécifiques de concurrence sur chacun d’entre eux. Plus précisément, les mécanismes par lesquels l’opérateur affecte ses coûts entre marché libre et marché captif du kwh devront être spécifiés. Son action sur les marchés de services devra être effectuée selon les principes de respect de la concurrence énoncés dans l’avis du Conseil du 10 mai 1994.

Définition des clients éligibles

Les dispositions de la directive

Selon l’article 19 de la directive, seront consommateurs éligibles et pourront donc acheter leur électricité aux producteurs d’électricité de leur choix, tous les consommateurs finals consommant au moins cent gigawatts/heure par an (par site de consommation et autoproduction comprise). Pour le reste, conformément au principe de subsidiarité, les Etats choisissent les critères de sélection des autres clients éligibles, dans le respect d’une ouverture du marché au moins égale au pourcentage défini au niveau communautaire. Ce pourcentage sera progressivement augmenté sur une période de 6 ans, aboutissant à une ouverture qui passera de 22 % en 1999 à 33 % en 2003. Les Etats peuvent aller au delà des prescriptions de la directive et choisir une ouverture plus grande de leur marché. La liste des critères choisis devra être soumise au plus tard avant le 31 janvier de chaque année à la Commission pour publication au JOCE. La Commission pourra demander leur modification " s’ils font obstacle à l’application concrète de la présente directive en ce qui concerne le bon fonctionnement du marché intérieur de l’électricité ".

Le processus d’ouverture doit normalement aboutir à un niveau comparable d’ouverture des marchés nationaux. Cependant, l’éventualité d’un déséquilibre entre Etats frontaliers ayant choisi une ouverture différente a conduit à l’adoption du 5 de l’article 9 de la directive. Il prévoit qu’un client éligible dans son Etat d’origine pourra librement acheter de l’électricité aux producteurs indépendants établis dans un autre Etat membre, s’il remplit les conditions d’éligibilité dans cet autre Etat ; cet Etat ne pourra lui refuser l’accès à son réseau de transport. S’il ne remplit pas les conditions d’éligibilité, la Commission peut toutefois obliger, " compte tenu de la situation du marché et de l’intérêt commun, la partie refusante à exécuter la fourniture d’électricité réclamée à la demande de l’Etat membre sur le territoire duquel le client éligible est établi ".

Le Livre blanc retient une ouverture minimale du marché français, limitée au plancher fixé par la directive, 70 % de la consommation nationale restant un débouché assuré pour EDF Selon ses rédacteurs, une libéralisation totale du marché risquerait de remettre en cause la planification nationale de la politique énergétique, seule l’existence d’un marché captif permettant d’intégrer une logique de long terme.

Les critères d’éligibilité retenus sont des critères de consommation : les gros consommateurs d’électricité sont sélectionnés, ce qui représente environ 400 clients éligibles à l’horizon 1999 et 3 000 vers 2003. Les principaux clients d’EDF, consommant plus de 100 gigawatts par heure sont actuellement Eurodif (entre 15 et 20 TWh), le distributeur non nationalisé Electricité de Strasbourg, Péchiney, Elf Atochem, Usinor-Sacilor (plus de 5 TWh), Air Liquide, Rhône Poulenc, la SNCF et Solvay.

A la différence des Etats où le marché est totalement ouvert, les critères d’éligibilité, dès lors qu’ils sont appréciés par site de consommation, excluent les regroupements de consommateurs, les chaînes de grands magasins ou les municipalités.

Les problèmes de concurrence

Les consommateurs d’électricité éligibles vont jouer un rôle moteur dans la dynamique de la concurrence et vont exercer une forte pression pour obtenir un abaissement plus rapide des seuils, tous les pays européens ayant choisi une ouverture totale, à l’exception de la Belgique et de la France. En effet, dans la situation actuelle, pour un industriel de taille importante, le prix de l’électricité varie de 0,13 à 0,30 F/kwh selon les pays et les régions.

Le choix de critères d’éligibilité portant uniquement sur la consommation par site est de nature à entraîner des effets anticoncurrentiels, dont certains sont inéluctables, car ils sont dus à l’existence même de seuils d’éligibilité (quel que soit le critère retenu pour établir ces seuils) alors que d’autres sont dus au choix du volume de consommation par site comme critère d’éligibilité.

En outre, il est clair que l’existence de seuils est de nature à désavantager des entreprises françaises par rapport à leurs concurrents exerçant leurs activités dans des Etats ayant choisi une ouverture plus large du secteur électrique, comme l’Allemagne.

Mais au-delà de cet effet, le choix d’un seuil d’éligibilité fondé sur la consommation par site implique que dans certains secteurs, des entreprises concurrentes sur le marché national ne seront pas traitées de la même façon, celles disposant des sites les plus importants ayant un approvisionnement en électricité a priori moins coûteux que leurs concurrents ayant des sites de plus faible taille.

Un tel effet pourrait être atténué, voire éliminé si était prise en compte, pour la définition de l’éligibilité, alternativement ou cumulativement, avec le critère de l’importance en valeur absolue de la quantité consommée par site, la part relative de l’électricité dans la valeur ajoutée des secteurs économiques ou dans la consommation intermédiaire des entreprises. Cet indice outre qu’il est sans doute plus représentatif du degré de dépendance des entreprises vis-à-vis de l’électricité, présenterait l’avantage de traiter de façon égale des entreprises en concurrence sur les mêmes marchés.

Par ailleurs, la coexistence au sein d’EDF d’activités sous monopole (approvisionnement de la clientèle captive, transport, distribution) et d’activités concurrencées (marché des éligibles) peut générer des pratiques de subventions croisées entre activités, de nature à faciliter des pratiques de prix prédateurs à destination des clients éligibles, compensés par des surcoûts pesant sur les clients captifs et à interdire l’accès au marché de compétiteurs potentiels. De telles pratiques, qui seraient sans doute contraires à la mission de service public, constitueraient également des infractions à la concurrence.

Le Conseil rappelle à cet égard que lorsqu’une entreprise détenant une position dominante sur un marché exerce à la fois des activités d’intérêt général et des activités ouvertes à la concurrence, le contrôle du respect des règles de la concurrence nécessite que soit opérée une séparation claire entre ces deux types d’activité (avis n° 96-A-10 du 25 juin 1996), de manière à empêcher que les activités en concurrence ne puissent bénéficier pour leur développement des conditions propres à l’exercice des missions d’intérêt général, au détriment des entreprises opérant sur les mêmes marchés. Les autorités de concurrence considèrent généralement que la séparation des comptes constitue une condition nécessaire à l’exercice du contrôle du respect des règles de la concurrence. Au cas d’espèce, il est essentiel qu’EDF dispose d’une comptabilité appropriée permettant de vérifier l’absence de subventions croisées et de prix de prédation pour la vente d’électricité aux clients éligibles.

La loi de nationalisation du 8 avril 1946 modifiée a exclu de la nationalisation cinq types d’entreprises de production d’électricité : les entreprises ayant une production inférieure à 12 millions de KWh ou les aménagements de production d’énergie lorsque la puissance installée est inférieure à 8 000 kVA, les installations de " cogénération ", d’autoproduction et les installations exploitées par les collectivités locales pour utiliser les déchets ou pour utiliser l’énergie hydraulique dans la limite, pour ce dernier cas, de 8 000 kVA. Ces producteurs non nationalisés réalisent environ 5 % de la production. Le décret n° 55-662 du 20 mai 1955 oblige EDF, les régies et les distributeurs non nationalisés à acheter l’électricité produite par ces producteurs. L’obligation d’achat peut être suspendue si la production propre d’EDF est suffisante pour satisfaire la demande. Toutefois, le décret n° 94-1110 du 20 décembre 1994 a rendu permanente l’obligation d’achat de l’électricité produite par les installations de cogénération et les installations utilisant des énergies renouvelables ou des déchets.

Les producteurs non nationalisés existants sont des producteurs indépendants au sens de la directive et peuvent donc désormais vendre directement leur production aux clients éligibles. Ils n’ont pas besoin de nouvelles autorisations. L’obligation d’achat de la production autonome pesant sur EDF ayant eu sa justification dans le monopole de vente de l’établissement public, on peut s’interroger sur sa pertinence, dès lors que les producteurs indépendants peuvent vendre directement leur production à leur clientèle.

Si une telle obligation d’achat était maintenue, au motif que, dans un premier temps, il n’est pas sûr que de petits producteurs indépendants puissent, même en se groupant, utilement répondre à la demande des rares et très gros clients éligibles, il conviendrait à tout le moins d’éviter que l’obligation d’achat d’EDF ne se traduise par une subvention indirecte aux activités et aux producteurs concernés, de nature à fausser le jeu de la concurrence.

La directive ne contient aucune disposition d’ordre statutaire ou social. Toutefois, le Livre blanc indique que le statut du personnel, qui en vertu de l’article 47 de la loi du 8 avril 1946 s’applique " à tout le personnel de l’industrie électrique et gazière ", serait maintenu. Cette affirmation, pour le moins ambiguë, semble suggérer que le statut de l’industrie électrique et gazière serait appliqué au personnel des nouveaux producteurs indépendants.

A la suite de la nationalisation des industries électriques, le statut national du personnel de ces industries a été approuvé par un décret du 22 juin 1946. Ce statut a instauré un régime unique de retraite et a unifié les régimes de prévoyance dont pouvait bénéficier le personnel. Ce statut dérogatoire au droit commun comporte un certain nombre d’avantages pour le personnel, au nombre desquels une garantie d’emploi s’apparentant au statut de la fonction publique, le bénéfice de prestations servies par un comité d’entreprise alimenté par un prélèvement de 1 % sur les recettes d’exploitation et un régime de retraite avantageux (25 années de cotisation, retraite à 55 ans pour les retraités du service actif, référence de la dernière année de traitement pour le calcul de la pension de retraite).

Dans son avis n° 96-A-12 du 17 septembre 1996, le Conseil de la concurrence a rappelé que " le bon fonctionnement de la concurrence sur un marché n’implique pas nécessairement que tous les opérateurs se trouvent dans des conditions d’exploitation identiques. Il suppose toutefois qu’aucun opérateur ne bénéficie pour son développement de facilités que les autres ne pourraient obtenir et d’une ampleur telle qu’elles lui permettent de fausser le jeu de la concurrence, sauf à ce qu’elles soient justifiées par des considérations d’intérêt général. " Dans ce même avis, il a indiqué que " s’il était établi qu’un réseau bénéficie, en conséquence du statut de son personnel d’un avantage concurrentiel, ceci ne saurait constituer en soi une pratique prohibée par le droit de la concurrence ".

Compte tenu de l’ouverture progressive du marché et de la difficulté pour de nouveaux entrants à pénétrer un marché resté captif pendant très longtemps, l’application du statut de l’industrie électrique et gazière au personnel des concurrents potentiels d’EDF, en renchérissant leurs coûts de production sans contrepartie, serait de nature à constituer un frein à l’accès au marché ainsi qu’une source de disparité de concurrence entre producteurs d’électricité des différents Etats européens.

Il convient de souligner que si EDF estime qu’elle subirait un désavantage dans la concurrence du fait du statut de son personnel, il est aussi évident qu’EDF dispose par ailleurs d’avantages, du fait de son statut d’EPIC qui ne la soumet pas aux mêmes contraintes financières que celles auxquelles doivent faire face ses concurrents. Dans cette perspective, la recherche d’une " égalisation " des conditions de concurrence doit être envisagée avec prudence et en prenant en compte tous les facteurs de différenciation entre les acteurs concurrents.

C’est à cet examen exhaustif que s’est livré le Conseil de la concurrence pour apprécier les relations de concurrence entre les services financiers de la Poste et les banques dans deux avis n° 96-A-10 du 25 juin 1996 et n° 96-A-12 du 17 septembre 1996.

Les dispositions de la directive :

En vertu de l’article 4 de la directive, pour la construction de nouvelles installations de production, les Etats peuvent opter entre la formule de l’autorisation et/ou un système d’appel d’offres.

L’article 5 de la directive régit le régime d’autorisation : les critères proposés par les Etats peuvent porter sur la sécurité et la sûreté des réseaux électriques, des installations et des équipements, la protection de l’environnement, l’occupation des sols et le choix des sites, l’utilisation du domaine public, l’efficacité énergétique, la nature des sources primaires, les caractéristiques particulières du demandeur (capacités techniques, économiques et financières). Ce régime est de droit pour les producteurs indépendants.

L’article 6 s’applique aux appels d’offres : la procédure est basée sur un inventaire prévisionnel bisannuel réalisé par le gestionnaire de transport ou toute autre autorité compétente. La procédure est identique à celle du droit communautaire des marchés. Le cahier des charges peut reprendre les critères énumérés ci-dessus.

Les critères retenus par la directive pour les deux procédures sont identiques et permettent notamment de prendre en compte des dimensions telles que la nature des sources primaires d’énergie ou les besoins du service public. En outre, les conditions d’octroi de l’autorisation ou d’attribution du marché doivent être objectives, transparentes et non discriminatoires, les procédures publiques, et les décisions de refus motivées. Les Etats doivent désigner un organisme indépendant des activités de production, de transport et de distribution, qui sera chargé de l’organisation du contrôle et du suivi des procédures d’appel d’offres.

Le Livre blanc semble privilégier le système de l’appel d’offres pour la sélection des installations de production destinées à alimenter les consommateurs captifs. Les installations de production des autoproducteurs ou des producteurs indépendants ou encore de certaines installations innovantes seraient en revanche soumises à un régime d’autorisations, le tout s’inscrivant dans une programmation à long terme des investissements de production.

Analyse concurrentielle

Il est clair que les nouveaux moyens de production devront s’inscrire dans le cadre de la programmation élaborée à l’initiative des pouvoirs publics au titre de la politique énergétique.

Les systèmes d’autorisation et d’appel d’offres sont tous les deux susceptibles de permettre un contrôle effectif de la puissance publique en matière d’énergie. Cependant ces deux modalités de développement doivent être distinguées.

Un débat a pu naître pour savoir si la procédure d’appel d’offres constituera la procédure essentielle de constitution du parc et si l’autorisation ne concernera que les cas prévus dans le Livre blanc (c’est-à-dire les équipements des producteurs indépendants alimentant les clients éligibles, les installations des producteurs bénéficiant d’une obligation d’achat d’EDF, les installations innovantes et les autoproducteurs) ou si l’autorisation devra constituer le moyen normal de développement du parc, l’appel d’offres n’intervenant que pour suppléer la carence de l’initiative individuelle dans la réalisation de la programmation publique.

La procédure d’appel d’offres confère aux pouvoirs publics la faculté de décider de l’opportunité de la mise en œuvre d’un type d’installations de production particulier. Lorsque les pouvoirs publics lanceront un appel d’offres pour un équipement, les producteurs sélectionnés passeront des contrats avec EDF, ces contrats fixant les conditions techniques et commerciales de cession de l’électricité. EDF. sera ainsi obligé d’acheter cette électricité sans avoir eu le choix du moyen de production (même si EDF aurait pu répondre à l’appel d’offres). EDF devra alors vendre cette électricité. Sauf à mettre l’établissement public en difficultés, le marché des clients captifs constituera le débouché essentiel à partir duquel pourront être déterminés les programmes d’équipement par appel d’offres. Les opérateurs n’ont pas, dans ce cas, la possibilité de procéder à la définition des spécifications techniques de l’équipement ; ils ne courent pas de risque d’entreprise s’ils remportent l’appel d’offres ; enfin, l’électricité produite par des opérateurs indépendants ayant remporté un appel d’offres n’est pas mise directement sur le marché des consommateurs finals, notamment celui des éligibles, l’électricité étant achetée par EDF.

Dans le cas d’autorisation, le moyen de production et le fournisseur ne sont pas choisis par l’Etat, même si celui-ci n’autorise l’équipement que s’il s’inscrit dans le cadre de la programmation à long terme qu’il a définie. C’est l’opérateur (EDF ou un producteur indépendant) qui conçoit les spécifications techniques de l’équipement (à l’intérieur du cadre fixé par les pouvoirs publics), qui le réalise et qui doit trouver des clients.

La procédure d’autorisation permet aux acteurs sur le marché d’exercer une certaine initiative quant au calendrier de réalisation et des moyens de production dont ils souhaitent se doter. Elle permet aussi à chaque opérateur, parce qu’il a la maîtrise d’oeuvre de ses moyens de production, de concevoir ceux-ci et donc favorise la concurrence technologique entre les opérateurs. Elle permet enfin que les opérateurs assument pleinement le risque d’entreprise qui permettra le développement de la concurrence sur le marché, car ils devront se préoccuper de la vente de l’électricité qu’ils produiront à partir de ces installations. Cette procédure est donc favorable au développement de la concurrence.

Au contraire, le recours à titre principal à la procédure d’appel d’offres est de nature à limiter le développement de la concurrence par rapport à la procédure d’autorisation, alors même que cette dernière procédure permettrait de combiner la programmation publique des investissements, tant en quantité que par nature de combustible, et le jeu de la concurrence.

Dans ces conditions, le Conseil estime que le recours à la procédure d’autorisation devrait être la règle et que la procédure d’appel d’offres devrait être utilisée dans les cas où la seule initiative des opérateurs ne permet pas de satisfaire les objectifs arrêtés dans le cadre de la programmation publique.

Le réseau d’électricité public national se compose actuellement :

• d’un réseau de transport dit " réseau d’alimentation générale " (RAG) ;

et

• d’un réseau de distribution public.

Aux termes de la loi de 1946, EDF détient le monopole du transport et de la distribution de l’électricité en France. EDF est tenu, aux termes de l’article 2 du décret n° 558-662 du 20 mai 1955, de transporter l’électricité produite par les producteurs autonomes vers leurs établissements ou filiales " sans que les lieux d’utilisation puissent excéder trois ". Le cahier des charges relatif à la concession du RAG prévoit, en son article 28, que " les prix que le concessionnaire est autorisé à percevoir pour le transport et, s’il y a lieu, pour les transformations nécessaires ne peuvent dépasser les maximum indiqués dans le document annexé ". Il est également prévu des possibilités d’adaptation " aux cas particuliers ". Ces tarifs doivent varier dans les mêmes proportions que le tarif de vente et, en cas de désaccord, il est statué par le ministre compétent après avis du Conseil supérieur de l’électricité et du gaz.

EDF détient la propriété du RAG depuis l’entrée en vigueur de la loi n° 97-1026 du 10 novembre 1997 (dite " loi MUFF ") qui dispose que : " Les ouvrages du réseau d’alimentation générale en énergie électrique sont réputés constituer la propriété d’Electricité de France depuis que la concession de ce réseau lui a été accordée ". S’agissant du réseau de transport, une concession de 1958 avait permis d’unifier les différentes concessions délivrées par l’Etat depuis 1946. La loi du 10 novembre 1997 a permis de lever l’ambiguïté relative au régime de propriété du RAG qui subsistait dans le nouveau cahier des charges type adopté en 1994.

Les cahiers des charges des concessions actuellement en vigueur prévoient que tout ouvrage d’une tension égale ou supérieure à 63 kV relève du RAG et que tout ouvrage d’une tension inférieure à ce seuil relève de la distribution publique. Toutefois, des ouvrages de tension inférieure peuvent être classés dans le RAG s’ils sont utilisés pour la répartition de l’énergie ou la desserte de plusieurs concessions.

Sur le plan national, le Centre National d’Exploitation du Système (CNES) d’EDF est chargé de la coordination de l’ensemble des moyens de production, des échanges avec l’étranger et du réseau d’interconnexion (400 kV). Sur le plan régional, les sept Centres Régionaux d’Exploitation du Système (CRES) sont chargés de la gestion " fine " de l’hydraulique et des réseaux de répartition (225 kV)). Ces différentes entités, qui emploient environ 1 000 personnes, sont chargées de la gestion et de l’exploitation du réseau de transport. Les décisions sont prises selon des cycles décisionnels allant du journalier au moyen terme (5 ans).

A tout moment, le gestionnaire du système production-transport-consommation doit, s’agissant d’énergies non renouvelables, arbitrer entre différentes solutions pour minimiser la dépense globale. Le choix entre deux moyens de production à un instant donné dépend de leurs coûts proportionnels si on ne tient pas compte de la disponibilité en combustible. En revanche, si la quantité d’énergie susceptible d’être mobilisée est limitée, il convient alors, pour adopter la décision optimale, de choisir entre une utilisation immédiate ou future de tel ou tel moyen de production. La valeur d’usage d’un bien, supposée représenter l’utilité future dudit bien, sert alors d’indicateur pour déterminer le choix entre plusieurs solutions.

Pour la gestion de l’équilibre offre/demande, EDF se fonde actuellement sur des " barèmes " constitués par le classement des " coûts d’ordre " des différents groupes de production, étant précisé que le " coût d’ordre " d’un groupe de production à un moment donné correspond à la " valeur d’usage " du kWh marginal susceptible d’être produite par ce groupe.

Les " valeurs d’usage ", qui permettent de classer dans un barème unique tous les moyens de production et de gestion de la demande, résument des politiques de gestion prévisionnelle de stocks d’énergie, qui donnent la possibilité d’établir des programmes de production journaliers censés assurer une gestion optimale dans la durée.

Les réseaux de distribution acheminent le courant de basse et moyenne tension vers les consommateurs, ménages et PME. La distribution de l’électricité est un service local organisé par la loi du 15 juin 1906 et assumé par 102 centres communs spécialisés, les centres EDF- GDF Services dépendant de la direction commune à EDF et à GDF, appelée " EDF-GDF Services ". Le réseau de distribution appartient aux communes et syndicats de communes. Avant 1946, ce réseau était exploité par des concessionnaires ou en régies par les communes.

En 1946, la propriété du capital des concessionnaires a été transférée à EDF, qui est donc devenu l’unique concessionnaire dans 95 % des communes. L’établissement public assure sa mission conformément à des contrats de concession, comportant des clauses sur la qualité du service et du produit. Chaque collectivité concédante contrôle son concessionnaire, par l’intermédiaire d’un agent de contrôle, assisté éventuellement de spécialistes, qui suit les projets d’EDF et réalise une fois par an un audit dans ses bureaux. Cette obligation de contrôle trouve son fondement dans l’article 32 du cahier des charges type adopté en 1991.

Les régies (environ 177), qui existaient au moment de l’adoption de la loi de 1946, n’ont pas été nationalisées et assurent la distribution de l’électricité dans 5 % des communes ; elles achètent l’électricité en gros à EDF Les régies sont de plus en plus fréquemment transformées en sociétés d’économie mixte (SEM) dans lesquelles, à l’instar de celle de Grenoble, EDF et d’autres producteurs prennent des participations. Environ un tiers des distributeurs produisent une part de l’électricité qu’ils distribuent.

Le mode d’accès au réseau retenu par le Livre blanc semble être l’" accès des tiers au réseau réglementé " (ATR).

Il est prévu qu’un gestionnaire unique du réseau de transport, " ressource essentielle et monopolistique ", sera désigné en la personne d’EDF, qui demeurera propriétaire du réseau.

Conformément aux articles 7 et 8 de la directive n° 96/92, le gestionnaire de réseau sera chargé de trois missions :

garantir l’interconnexion et le bon état des réseaux ;

équilibrer " en temps réel ", l’offre et la demande, étant donné l’absence de possibilité de stocker l’électricité ;

faire transiter l’énergie des producteurs indépendants et des fournisseurs étrangers vers leurs clients ainsi que celle des autoproducteurs vers leurs établissements et filiales.

En raison du double rôle d’EDF, gestionnaire du réseau d’une part, producteur, transporteur et distributeur d’autre part, le Livre blanc préconise la mise en place de plusieurs dispositions de nature à prévenir les dysfonctionnements du système :

indépendance de la gestion du réseau de transport par rapport aux autres fonctions ;

définition de critères " technico-économiques objectifs " pour ce qui concerne l’arbitrage à effectuer entre les différents moyens de production alimentant le réseau, conformément à l’article 8.2 de la directive, le recours aux moyens de production ne devant pas s’effectuer en fonction de l’identité du producteur potentiel ;

séparation comptable entre les différentes activités afin d’identifier les coûts et d’éviter les " subventions croisées ".

Il est précisé que la séparation comptable doit s’appliquer non seulement aux entreprises intégrées verticalement mais également aux entreprises ayant une activité diversifiée sur le plan horizontal. La coexistence, au sein d’EDF-GDF Services, d’activités communes de distribution électrique et gazière est mentionnée à titre d’exemple.

Des exceptions à l’" ordre de préséance économique " sont prévues, conformément aux 3 et 4 de l’article 8 de la directive. Ils concernent notamment les installations de production qui utilisent des sources d’énergie renouvelable ou des déchets ou encore les installations utilisant des sources combustibles indigènes d’énergie primaire.

Aux termes des dispositions du Livre blanc, le système actuel de concessions entre collectivités territoriales d’une part, EDF ou les quelque 140 distributeurs actuels d’autre part, serait maintenu.

Les gestionnaires des réseaux de distribution doivent être soumis aux mêmes obligations que celles imposées au gestionnaire du réseau de transport. La gestion de l’ensemble du réseau devrait viser à permettre aux producteurs indépendants d’assurer la livraison de leurs clients éligibles et de permettre aux autoproducteurs de livrer l’électricité à leurs établissements et filiales.

S’agissant des lignes directes reliant un producteur indépendant à un client éligible, prévues par le 1 et le 2 de l’article 21 de la directive, le Livre blanc prône la limitation de leur construction aux cas dans lesquels la capacité de réseau est insuffisante pour répondre à la demande, en particulier pour protéger l’environnement.

Il conviendra d’abord de spécifier les règles de raccordement aux réseaux en monopole. Devront ensuite être prises les dispositions nécessaires pour que les conditions d’usage de ces réseaux, c’est-à-dire essentiellement de rémunération du service de transport et de traitement des congestions, soient explicites, économiquement fondées, mais en même temps commercialement non dissuasives et, bien entendu, non discriminatoires.

A cet effet, le régime d’accès au réseau " réglementé " de l’article 17-4 qui prévoit la publication de tarifs de transport apparaît bien préférable à celui dit " d’accès négocié " (article 17-1), régime dans lequel les producteurs autorisés et les clients éligibles doivent négocier individuellement un accès au réseau avec le gestionnaire de réseau.

Selon les termes mêmes de la directive, l’Etat doit de plus veiller à ce que l’entité déclarée " gestionnaire du réseau de grand transport " administre le dispositif d’usage de ce réseau et assure son fonctionnement en sécurité (grâce à un équilibrage permanent de l’offre et de la demande) en toute indépendance de gestion, pour un bénéfice égal de tous les acteurs. A ce titre, il est indispensable que le gestionnaire de réseau, comme c’est le cas partout où il y a ouverture du marché, n’exerce aucune fonction d’achat ou de vente d’électricité ; si cette gestion est effectuée par un service de l’opérateur intégré, comme dans d’autres pays dont l’Allemagne, il faut prendre des mesures de nature à assurer une gestion du système électrique non discriminatoire et, qu’à cet effet, soient précisées les règles d’échange d’informations avec les autres services de l’opérateur et les sanctions en cas de manquements notamment.

Le gestionnaire de réseau a pour fonction de gérer les flux d’énergie sur le réseau en tenant compte des échanges avec d’autres réseaux interconnectés. Il veille à la sécurité du réseau, à sa fiabilité et à son efficacité. Il assure à cet effet la bonne marche des services auxiliaires comme les services de secours, en cas de défaillance d’une ou plusieurs unités de production, ceci compte tenu du caractère non stockable de l’électricité.

Il est prévu au 6 de l’article 7 de la directive n° 96/92/CE qu’" à moins que le réseau de transport ne soit déjà indépendant des activités de production et distribution, le gestionnaire de réseau doit être indépendant, au moins sur le plan de la gestion, des autres activités non liées au réseau de transport ". Le 1 de l’article 8 de la directive précise par ailleurs que le gestionnaire du réseau de transport est " responsable de l’appel des installations de production situées dans sa zone et de la détermination de l’utilisation des interconnexions avec les autres réseaux ".

Les dispositions prévues dans le Livre blanc proposent de confier à une division d’EDF, producteur et distributeur d’électricité, la gestion et l’exploitation du réseau de transport.

Ces propositions, qui visent à confier la gestion du réseau de transport à un opérateur unique en concurrence avec d’autres opérateurs sur le marché de la production, se distinguent des solutions retenues dans d’autres pays industrialisés.

Ainsi, en Suède, où les réseaux de transport régionaux haute tension de 70 et 130 kV (HT) et locaux (20 kV) sont des monopoles de droit exploités par les producteurs, depuis l’entrée en vigueur de la nouvelle loi sur l’électricité, le 1^er janvier 1996, les fonctions de transport à très haute tension (THT) de 220 et 400 kV et de production sont séparées, le réseau THT étant géré par Svenska Krafnät, société propriété de l’Etat et indépendante des producteurs. En Espagne, l’exploitation du réseau national est également confiée à une entreprise à capitaux majoritairement publics distincte des entreprises de production, Red Electrica. Il en est de même en Angleterre et au Pays de Galles où une entreprise indépendante, National Grid, a le monopole du transport haute tension.

Le cumul des activités de gestionnaire de réseau et de producteur par une seule et même entité pourrait soulever des problèmes au regard de la concurrence. En effet, dans cette hypothèse, le gestionnaire de réseau pourrait être tenté de favoriser indûment le département de production de l’entreprise à laquelle il appartient au détriment de ses concurrents, notamment en appelant prioritairement les centrales de cette même entreprise ou en divulguant des informations de nature commerciale relatives à ses concurrents dont il pourrait avoir connaissance dans l’exercice de sa fonction de gestionnaire de réseau. C’est cette situation que la directive vise précisément à interdire.

Le Conseil de la concurrence a sanctionné, conformément à une jurisprudence de la Cour de justice des Communautés européennes, les pratiques discriminatoires de la part d’un détenteur de ressources essentielles, sur le fondement de l’article 86 du Traité de Rome ou de l’article 8 de l’ordonnance du 1^er décembre 1986 (cf. notamment sa décision n° 96—D-51 du 3 septembre 1996 relative à des pratiques de la SARL Héli-Inter Assistance).

La détermination du statut du gestionnaire revêt donc une importance fondamentale pour ce qui concerne l’ouverture à la concurrence du secteur électrique. La simple séparation comptable des activités, qui se limiterait à un jeu d’écritures, n’est pas de nature à régler une question aussi importante que celle de la nécessaire autonomie de gestion du transporteur. Il convient donc de mettre en place une formule qui garantisse un bon fonctionnement de la concurrence dans la transparence.

La création d’un service au sein d’EDF, dont la direction serait confiée à un cadre salarié, serait insuffisante pour garantir la neutralité de gestion prévue dans la directive n° 96/92/ CE. On rappellera, comme l’a indiqué la cour d’appel de Paris dans un arrêt en date du 22 septembre 1993, que la délégation de pouvoir donnée à un directeur d’agence ne suffit pas en soi à établir que ce dernier soit " affranchi des directives et contrôles de la société à laquelle il est subordonné " et qu’il " jouisse de la pleine liberté de contracter, de décider de ses investissements et du pouvoir de définir sa propre stratégie industrielle et commerciale ".

Dans la perspective évoquée par le Livre blanc de confier la gestion du réseau de transport à une direction d’EDF autonome et séparée des autres directions de l’entreprise, il conviendrait, afin de respecter la directive n° 96/92/CE, que cette activité fasse au minimum l’objet d’une individualisation comptable de nature à dissuader les pratiques de subventions croisées et à permettre d’identifier les coûts de transport, que le responsable chargé de la direction de cette unité fasse l’objet d’une protection statutaire et que des sanctions pénales soient prévues à l’encontre des personnes physiques en charge des opérations de gestion, notamment au sein d’EDF, qui divulgueraient des informations commerciales susceptibles de créer un désavantage en matière de concurrence pour les producteurs concernés. Mais ces précautions ne paraissent pas suffisantes au vu de la nécessaire indépendance du gestionnaire de réseau pour le développement du secteur électrique.

La création d’une filiale spécialisée au sein d’EDF ne serait pas non plus de nature à garantir un accès au réseau non discriminatoire, dès lors que cette filiale ne disposerait pas d’une autonomie suffisante par rapport à sa société mère. Dans une affaire Viho/ Parker Pen (Viho Europe BV c. Commission, 24 octobre 1996) la Cour de justice des Communautés européennes a en effet considéré qu’" aux fins de l’application des règles de concurrence, l’unité de comportement sur le marché de la société mère et de ses filiales prime sur la séparation formelle entre ces deux sociétés, résultant de leurs personnalités juridiques distinctes ".

Le Conseil de la concurrence estime que la création d’un établissement public, distinct d’EDF et totalement autonome sur le plan de la gestion, serait à cet égard porteur de la meilleure garantie d’indépendance souhaitable, dans un système concurrentiel respectant totalement l’esprit de la directive n° 96/92/CE.

Sur la base de la directive précitée et des propositions du Livre blanc, un droit d’accès au réseau est reconnu aux producteurs autorisés à fournir de l’électricité aux consommateurs éligibles, aux producteurs ayant signé des contrats avec le gestionnaire de réseau à la suite d’appels d’offres et aux producteurs autorisés bénéficiant de l’obligation d’achat, sous réserve des contraintes techniques d’acheminement.

Les producteurs nationaux ou étrangers autorisés à livrer de l’électricité aux consommateurs éligibles ainsi que les entreprises produisant de l’électricité pour leurs établissements ou filiales devront, sauf existence de lignes directes, utiliser le réseau de transport et (ou) les réseaux de distribution.

La question de la tarification du transport

Le choix de la tarification du transport de l’électricité peut avoir des effets sur la concurrence ainsi que sur la politique industrielle, selon que le prix du transport intègre ou non une composante liée à la distance.

La tarification du transport devra permettre au gestionnaire du réseau de transport d’équilibrer son compte de résultat, l’essentiel des charges étant liées à la construction et à l’entretien des lignes ainsi qu’aux services dits " de réglage " du réseau (équilibre de l’offre et de la demande en temps réel). Compte tenu de leur caractère de " monopole naturel ", l’utilisation des réseaux de transport et de distribution devra donner lieu à une " juste rémunération " qui couvre uniquement les coûts du transport de l’électricité (pertes et réglage inclus). Des prix trop élevés pourraient en effet constituer un obstacle rédhibitoire à l’ouverture du marché tel que voulu par le traité de Rome et s’analyser comme une barrière à l’entrée sur le marché.

Par ailleurs, une tarification simple devra être mise en place : la tarification selon un système dit du " timbre poste ", fixée indépendamment de la distance pour différents niveaux de tension, semble présenter les meilleures garanties d’ouverture à la concurrence. Le choix d’une telle méthode, appliquée dans tous les pays ayant ouvert leur réseau (Allemagne exceptée, à l’heure actuelle) se justifie par ailleurs par le maillage de l’ensemble du territoire en moyens de production ainsi que par la densité du réseau de transport sur le plan national. Il y a lieu d’observer, à ce sujet, que des systèmes de tarification non uniformes appliqués dans des pays voisins pourraient être la source de disparités de concurrence entre opérateurs situés dans différents Etats de l’Union européenne.

La tarification du transport devra également être transparente et non discriminatoire.

Dans l’hypothèse où, comme le prévoit le Livre blanc, EDF serait à la fois producteur dominant et gestionnaire de réseau, les autorités en charge de la concurrence devraient être en mesure de s’assurer à tout moment de la loyauté de comportement de l’opérateur dominant et en particulier que celui-ci soit soumis aux mêmes conditions d’utilisation du réseau de transport que ses concurrents. Il conviendrait alors de prévoir, outre l’établissement de comptes séparés par la direction chargée du transport, des modalités de facturation interne à l’entreprise, totalement transparentes.

Dans son avis n° 93-A-15 en date du 28 septembre 1993 relatif aux conditions d’exploitation de l’oléoduc Donges-Melun-Metz, le Conseil de la concurrence a rappelé que si les tarifs de base du transport et les conditions éventuelles de remises doivent être objectifs, transparents et non discriminatoires, " tout système comportant des avantages tarifaires en fonction des quantités transportées " serait de nature à affecter le jeu de la concurrence, eu égard au fait que l’une des sociétés devant exploiter l’oléoduc se trouvait en mesure de faire transporter des quantités très importantes de carburant. Une tarification du transport comportant une composante tenant compte largement des quantités d’électricité transportée risquerait d’introduire une dissymétrie dans la concurrence en avantageant EDF.

Enfin, quel que soit le principe de tarification retenu, il conviendra, à la lumière de l’expérience menée dans le secteur des télécommunications, qu’un audit soit effectué de manière indépendante, préalablement à l’ouverture du réseau à la concurrence, afin de permettre aux opérateurs potentiels de connaître les coûts du transport avant leur entrée sur le marché.

Les conditions techniques de raccordement aux réseaux de transport et de distribution

Conformément à la directive n° 96/92/CE, il revient aux Etats membres de veiller à ce que soient élaborées et publiées des spécifications techniques fixant les exigences minimales de conception et de fonctionnement en matière de raccordement au réseau d’installations de production, de réseaux de distribution, d’équipements de clients directement connectés, de circuits d’interconnexion et de lignes directes.

Ces exigences, qui doivent assurer l’interopérabilité des réseaux, doivent être " objectives et non discriminatoires ". Elles doivent être notifiées à la Commission européenne, conformément à la directive n° 83/189/CEE du Conseil, du 28 mars 1983, prévoyant une procédure d’information dans le domaine des normes et réglementations techniques.

Dans sa décision n° 96-D-80 du 10 décembre 1996 relative à des saisines présentées par différents producteurs indépendants, le Conseil de la concurrence a condamné des pratiques consistant à limiter l’accès au marché de l’électricité en rendant plus difficiles les conditions de raccordement des producteurs autonomes au réseau, sans porter à la connaissance des entreprises intéressées les nouveaux critères techniques. Ces pratiques ont eu pour effet de renchérir le coût des projets et de les retarder. Le choix du niveau de tension (63 ou 225 kV) ainsi que l’allongement injustifié des délais de raccordement pourraient également constituer un frein au développement de la concurrence dans le secteur considéré.

Les autorités de concurrence considèrent en effet qu’une entreprise en situation de position dominante sur un marché peut abuser de cette position en se réservant les marchés aval par la fixation de normes spécifiques ou par une protection excessive de brevets (cf. notamment affaire Hilti, Commission européenne, 22 décembre 1987). La Cour de justice a par ailleurs précisé (aff. C-18/88 - Régie des télégraphes et des téléphones c/GB-Inno-BM SA) que les articles 3 point f), 90 et 86 du Traité de Rome s’opposent à ce qu’un Etat membre confère à la société exploitant le réseau public de télécommunications, le pouvoir d’édicter des normes relatives aux appareils téléphoniques et de vérifier leur respect par les opérateurs économiques, alors qu’elle est la concurrente de ces opérateurs sur le marché de ces appareils.

L’affaire instruite par le Conseil de la concurrence relative au secteur du contrôle technique (décision n° 89-D-07 en date du 21 mars 1989) a montré que les procédures de spécifications techniques par des organismes indépendants des entreprises de production peuvent cependant être parfois à l’origine de distorsions de concurrence, ce qui, s’agissant d’un secteur aussi vital que l’énergie, justifierait l’introduction dans la loi de dispositions de nature à confier au ministre compétent, le cas échéant après avis du Conseil de la concurrence et du Conseil supérieur de l’électricité et du gaz, la responsabilité de fixer par la voie réglementaire les normes en question.

Afin d’éviter des distorsions de concurrence, le gestionnaire du réseau de transport devra préserver " la confidentialité des informations commercialement sensibles dont il a connaissance au cours de l’exécution de ses tâches " (article 9 de la directive). En outre, il devra respecter une totale neutralité quant aux informations relatives aux productions et aux consommations qui pourront être communiquées aux opérateurs, dans un but de transparence du marché.

La délimitation du réseau de transport et des interconnexions avec les réseaux de distribution, ainsi que sa disponibilité pour l’ensemble des opérateurs, apparaissent également comme une composante essentielle du fonctionnement d’un système concurrentiel élargi au marché commun, en particulier dans l’hypothèse où le système mis en place donnerait la possibilité à des grossistes (" traders ") d’entrer en concurrence avec les producteurs présents sur le marché, pour ce qui concerne la fourniture d’énergie aux électeurs éligibles.

La séparation claire de la fonction de gestionnaire de réseau d’avec la fonction de production se justifie d’autant plus que des producteurs installés dans des pays tiers pourraient être amenés à utiliser le réseau de transport pour alimenter des consommateurs éligibles ou que des autoproducteurs pourraient alimenter en électricité des filiales et établissements situés sur le territoire national. Or, en cas de litige transfrontalier, conformément au 4 de l’article 20 de la directive, les litiges seront réglés par l’autorité de régulation du territoire sur lequel l’autorisation a été refusée. Une absence de séparation suffisamment précise de la fonction de gestionnaire de réseau et de producteur rendrait à l’évidence excessivement complexe la tâche du régulateur.

Il est prévu par la directive n° 96/92/CE que les Etats membres peuvent (article 10) obliger les compagnies de distribution à approvisionner des clients situés dans une zone donnée et réglementer la tarification. Un gestionnaire de réseau doit être désigné pour développer le réseau de distribution et permettre l’interconnexion avec d’autres réseaux. Il doit (article 11) assurer la sécurité du réseau et s’abstenir de toute discrimination, notamment au profit de ses filiales ou de ses actionnaires.

S’agissant de la construction de lignes directes susceptibles de permettre à un producteur d’alimenter des établissements, des filiales ou des clients éligibles, la directive prévoit (article 21.2) que " Les Etats membres fixent les critères relatifs à l’octroi des autorisations de construction des lignes directes sur leur territoire " et qu’ils peuvent (article 21.5) " refuser l’autorisation d’une ligne directe ", si l’octroi d’une telle autorisation va à l’encontre des obligations de service public. Le refus " doit être dûment motivé et justifié ".

Le Livre blanc indique que la construction de telles lignes devrait être " essentiellement supplétive en France ", que leur autorisation devrait être subordonnée au " caractère inadéquat ou impossible de l’accès aux réseaux existants " et que les refus, justifiés notamment par des questions d’environnement, pourraient être soumis à une procédure de règlement des litiges. La Cour de justice des Communautés européennes reconnaît que " les prérogatives relatives à la protection de l’environnement (....) sont typiquement des prérogatives de puissance publique " (Entreprise portuaire de Gênes, 18 mars 1997).

L’incidence au plan de la concurrence de la mise en oeuvre d’une telle prérogative justifie la mise en place d’une procédure d’autorisation par le ministre compétent, après enquête approfondie des services concernés, les oppositions éventuelles pouvant faire l’objet d’un recours devant l’autorité administrative compétente, le cas échéant, après une tentative d’arbitrage.

La directive permet de distinguer deux composantes de la mission de régulation : une fonction de réglementation et une fonction de surveillance du bon fonctionnement du marché.

L’Etat doit veiller à l’édiction des critères et des procédures d’autorisation des nouveaux producteurs (articles 5 et 6), de normes de raccordement objectives et non discriminatoires au réseau (2 de l’article 7), approuver les critères d’appel des installations de production (2 de l’article 8) et édicter les critères d’octroi des lignes directes (article 21).

Il doit par ailleurs garantir la tenue de comptes séparés par les entreprises intégrées (article 14), assurer la surveillance du gestionnaire de réseau (articles 11 et 12) et prendre les mesures nécessaires pour assurer l’accès des producteurs indépendants au réseau.

La directive prévoit la désignation d’organismes indépendants :

pour le suivi et le contrôle des procédures d’appel d’offres (4 de l’article 6),

pour le règlement des litiges contractuels.

La directive n° 96/92/CE dispose en effet, en son article 20, que " les Etats membres désignent une autorité compétente, qui doit être indépendante des parties, pour régler les litiges relatifs aux contrats et aux négociations en question. Cette autorité doit notamment régler les litiges concernant les contrats, les négociations et le refus de l’accès et d’achat ". Il est en outre prévu qu’en cas de litige transfrontalier, l’autorité compétente pour régler le litige sera celle dont relève le gestionnaire qui refuse l’utilisation ou l’accès au réseau et que le recours à cette autorité se fera " sans préjudice de l’exercice des voies de recours du droit communautaire ".

Il est par ailleurs précisé, à l’article 22 de la directive, que " les Etats membres créent des mécanismes appropriés et efficaces de régulation, de contrôle et de transparence afin d’éviter tout abus de position dominante, au détriment notamment des consommateurs, et tout comportement prédatoire. Ces mécanismes tiennent compte des dispositions du traité, et plus particulièrement de son article 86 ".

Le Livre blanc évoque la possibilité de la création d’une " instance spécialisée " qui devrait " s’articuler avec l’application du droit de la concurrence (en particulier du Conseil de la concurrence) ".

Il indique, dans le même temps, que la fonction de régulation technico-économique " devrait continuer à être assurée directement par l’Etat " tout en prônant certaines évolutions :

il conviendrait de distinguer la structure administrative chargée de la régulation, de la structure chargée de la tutelle d’EDF ;

• le régulateur serait doté d’un pouvoir de sanction ;
• le Conseil supérieur de l’électricité et du gaz aurait un rôle consultatif ;
• le régulateur devrait articuler ses pouvoirs avec le Conseil de la concurrence et les tribunaux.

Aux termes de l’article 13 du décret n° 93-1272 du 1^er décembre 1993 relatif à l’organisation de l’administration centrale du ministère de l’industrie, des postes et télécommunications et du commerce extérieur, " la direction du gaz, de l’électricité et du charbon est chargée de l’élaboration et de la mise en oeuvre de la politique du Gouvernement dans le domaine de l’électricité (.....). Elle exerce la tutelle sur Electricité de France, Gaz de France (.....) ".

Par ailleurs, l’article 28 du cahier des charges relatif à la concession du réseau d’alimentation générale en énergie électrique, approuvé par l’arrêté ministériel du 27 novembre 1958 précise qu’en cas de désaccord sur les conditions de raccordement entre producteurs autonomes et EDF " il sera statué par le ministre chargé de l’électricité, après avis du Conseil supérieur de l’électricité et du gaz ".

La proposition faite dans le Livre blanc vise donc à conserver la mission de régulation à l’Etat, chargé par ailleurs de la tutelle du secteur, par l’intermédiaire du ministère chargé de l’industrie.

Cette situation existe dans plusieurs Etats membres de l’Union européenne comme par exemple la Suède, état dans lequel la régulation a été confiée à une administration spécialisée, l’Electricity Network Authority, appartenant à la direction générale du développement industriel et technique (NUTEK). Cependant, la situation dans ce pays est très différente de la situation française : dans ce pays, qui fait partie de NORDEL, organisme de coopération regroupant la Suède, la Norvège, la Finlande et le Danemark, il existe en effet de nombreux producteurs capables de rivaliser les uns avec les autres. Par ailleurs, les fonctions de transport et de production sont séparées et il existe des fournisseurs en électricité, assurant une fonction distincte de celle des distributeurs, dont le rôle est d’exploiter les réseaux de distribution.

La proposition du Livre Blanc est aussi différente de celle prévalant au Royaume-Uni, pays dans lequel la fonction de régulation du système électrique est confiée à une autorité indépendante, l’Office of Electricity Regulation (OFFER), animée par le Director General of Electricity Supply (DGES).

Les problèmes que la régulation devra traiter dans la nouvelle organisation du secteur électrique peuvent être regroupés en deux grandes catégories :

Les questions relatives à la définition et à la tarification des services d’intérêt général rendus par l’opérateur en contrepartie de droits exclusifs, celles concernant la spécification et le financement des obligations d’intérêt général imposées à l’ensemble des acteurs et celles touchant au contrôle des investissements dans le domaine de la production, conditionnent avant tout le succès de politiques publiques. Quand elles n’ont pas été tranchées par la loi, elles semblent pour cette raison devoir être du ressort du ministre chargé de l’énergie lui-même et de ses services ;

Les questions relatives à l’accès aux réseaux, à la gestion du système électrique et des marchés associés ainsi qu’au contrôle de l’action de l’opérateur historique sur le marché libre du kilowatt/heure et sur les marchés de services sont cruciales pour un développement satisfaisant de la concurrence. Il s’agira d’appliquer des règles de fonctionnement particulièrement complexes, au service de considérations de politique publique et du développement de la concurrence. Ces compétences devront être mobilisées au bénéfice égal de tous les intervenants sur le marché, donc sans subir l’influence de l’administration de tutelle qui est aussi " actionnaire " de l’opérateur public.

Plusieurs solutions structurelles permettent de répondre à ces préoccupations. On peut imaginer que l’instance soit une direction (de la régulation) du ministère chargé de l’énergie, ayant à sa tête un responsable rattaché directement à celui-ci, une autorité administrative indépendante du type de l’Autorité de régulation des télécommunications (ART), ou une formation spécialisée du Conseil de la concurrence. Chacune présente des avantages et des inconvénients qu’il convient d’apprécier à la lumière du contexte français.

Si l’on choisit la solution " Direction de la régulation ", des gages forts d’indépendance de celle-ci par rapport à l’administration de tutelle de l’opérateur public paraissent devoir être donnés : nomination du directeur pour une période longue, choix d’un expert non engagé dans une carrière purement administrative, par exemple.

La solution de l’Autorité administrative autonome permet une concentration des compétences et manifeste le souci d’indépendance vis-à-vis de la tutelle de l’opérateur public, notamment aux yeux de la Commission européenne et de la Cour de justice. Ce choix est de nature à limiter les saisines contentieuses des autorités communautaires. Il suppose la mise en oeuvre des mécanismes de contrôle de l’action de l’Autorité et de coopération de celle-ci avec les autres acteurs de la régulation, le Conseil de la concurrence en premier lieu.

La solution d’une formation spécialisée au sein du Conseil de la concurrence, à l’image de ce qui a été fait en Australie, pays dans lequel l’autorité de concurrence assure également des fonctions de régulation dans certains secteurs, permet une plus grande cohérence dans les affaires intéressant le droit de la concurrence en ce qui concerne les différents services en réseaux, en admettant que cette solution soit progressivement étendue à l’avenir. Elle implique pour le Conseil une croissance forte et un développement substantiel de ses compétences et de ses moyens. Elle implique également une coopération étroite avec les services du ministère chargé de l’énergie.

L’organisation de la régulation sous la forme d’une autorité spécialisée suppose que soit bien précisée l’articulation entre les compétences du ministre, celles de cette autorité spécialisée et celles du Conseil de la concurrence. La création d’une autorité à compétence plus large, qui couvrirait les différentes formes d’énergie, notamment le gaz, pourrait d’ailleurs être envisagée, compte tenu de la concurrence existant d’ores et déjà entre certaines énergies.

Si la voie d’une autorité indépendante est retenue, et pour assurer un fonctionnement efficace de la concurrence dans le secteur, une coordination étroite des actions du régulateur et du Conseil de la concurrence devrait être mise en place, en prévoyant une procédure de consultation obligatoire, afin notamment d’éviter des divergences d’appréciation du fonctionnement du marché. Une procédure d’avis obligatoire devrait notamment être prévue dans plusieurs cas, comme par exemple celui dans lequel le gestionnaire de réseau s’oppose à l’accès d’un opérateur au réseau de transport.

Il conviendra donc, dans ce cas, de bien identifier, sans préjudice du rôle spécifique du Conseil de la concurrence, notamment en matière contentieuse, chaque composante de la fonction de régulation.

Ainsi, le ministre pourrait conserver la responsabilité directe :

• d’élaborer et de mettre en oeuvre la politique énergétique ;
• de contrôler le respect des missions de service public ;
• d’arrêter les tarifs de vente aux clients captifs ;
• de fixer les critères des procédures autorisation ou d’appel d’offres et de suivre lesdites procédures ;
• d’arrêter les prescriptions techniques de raccordement aux réseaux ;
• de fixer les tarifs d’accès aux réseaux de transport et de distribution.

L’autorité chargée de la régulation quelle que soit la formule retenue aurait pour mission :

d’instruire les demandes d’autorisation des producteurs indépendants et les demandes de lignes directes ;

• d’évaluer les coûts des missions de service public ;
• de formuler un avis sur les tarifs d’interconnexion et sur les normes techniques de raccordement ainsi que sur les tarifs destinés aux consommateurs finals édictés par l’administration ;
• de sanctionner les manquements du gestionnaire de réseau (à la confidentialité, au droit d’accès des producteurs, à ses missions de service public) ;
• de régler les litiges de raccordement entre producteurs d’électricité et gestionnaire du réseau de transport.

Il conviendra par ailleurs de prévoir des voies de recours contre les décisions de l’autorité chargée de la régulation ainsi qu’une obligation de publicité et de motivation des décisions.

Dans le cadre de la transposition de la directive n° 96/92/CE, il convient d’appeler l’attention sur les points suivants :

en premier lieu, le Conseil constate que le choix d’un seuil d’éligibilité fondé sur la consommation par site introduit des distorsions de concurrence ; il recommande à cet égard la prise en compte, à côté du critère de volume de consommation par site, d’autres critères qui tiennent compte de la part relative de l’électricité dans la valeur ajoutée des grands secteurs de l’économie ou de la consommation intermédiaire des entreprises ;

en deuxième lieu, pour le choix des nouveaux moyens de production, le recours à titre principal à un système d’autorisation apparaît comme la meilleure garantie pour concilier les impératifs de la politique énergétique et les impératifs de la concurrence ;

en troisième lieu, la spécialité de l’établissement public prévue par la loi de 1946 n’est plus compatible avec les nouvelles conditions de l’offre sur le marché de l’électricité, émanant de grands groupes diversifiés qui associent notamment des services à la fourniture de kwh : cette situation appelle un extension du champ d’activité de l’établissement public EDF Les interventions de celui-ci devront toutefois s’effectuer en respectant les principes rappelés par le Conseil dans son avis n° 94-A-15du 10 mai 1994 ;

en quatrième lieu, le Conseil considère que l’organisation des conditions d’accès au réseau de transport est fondamental pour garantir l’exercice de la concurrence et qu’il est indispensable que la fonction de gestionnaire du réseau de transport soit exercée en toute indépendance des activités de production et de distribution ; il recommande pour asseoir cette indépendance que cette fonction soit assurée dans le cadre d’un établissement public autonome ;

en cinquième lieu, le Conseil estime nécessaire que la régulation soit confiée à une autorité indépendante, dont les missions devront être clairement définies et les décisions, motivées et rendues publiques, devront être soumises à un contrôle juridictionnel.

Délibéré, sur le rapport de Mme Irène Luc, MM. Jean-René Bourhis et Raymond Leban, par M. Barbeau, président, MM. Cortesse et Jenny, vice-présidents, Mme Boutard-Labarde, MM. Callu et Gicquel, Mme Hagelsteen, MM. Marleix, Pichon, Rocca, Sargos, Sloan et Thiolon, membres.