Claude Crampes et Thomas-Olivier Léautier
Le système électrique français est connecté au réseau de tous les Etats membres de l'Union européenne limitrophes, ainsi qu'au Royaume Uni et à la Suisse. Selon les circonstances, les interconnexions permettent d'exporter nos surplus ou d'importer à faible coût pour équilibrer l'offre et la demande nationales d'électricité. Construire une interconnexion exige une grande maitrise technique et d'importantes ressources financières, comparables à ce qu'il faut investir pour construire des centrales gaz à cycle combiné, mais bien inférieures au coût d'une centrale nucléaire ou d'un champ d'éoliennes marines. On trouve donc des investisseurs privés pour se lancer dans des projets venant concurrencer ceux des gestionnaires des réseaux publics nationaux, lesquels se sont montrés assez timides dans la construction d'interconnexions, peut-être par manque d'intérêt, plus probablement pour préserver leur indépendance.
La France échange en permanence de l'électricité avec ses voisins en utilisant des lignes d'interconnexion (voir la carte de eco2mix donnant les flux d'entrée et sortie heure par heure). La logique de ces interconnexions a changé avec la libéralisation de l'industrie électrique. Les entreprises nationales verticalement intégrées avaient interconnecté leurs réseaux dans un but d'entraide en cas de difficultés dans un des réseaux nationaux. Par exemple, les tempêtes Lothar et Martin de décembre 1999 ou Klaus de janvier 2009 ont provoqué la chute de nombreux pylônes haute-tension et des coupures électriques dans de plusieurs zones du sud-ouest de la France, en partie compensées par des importations d'électricité venant d'Espagne.
Aujourd'hui, les interconnexions sont surtout utilisées comme des outils d'échanges commerciaux permettant de décloisonner les systèmes nationaux et de se rapprocher d'un grand marché européen dans lequel la demande sera servie par les moyens de production les plus économiques, même s'ils sont situés dans un autre pays.
D'après la Commission de Régulation de l'Energie (CRE), la France est le principal exportateur d'électricité en Europe. Son solde exportateur net est positif avec tous les pays voisins excepté avec l'Allemagne. Fin 2015, elle possédait des interconnexions permettant des exportations de 13,5 GW et des importations de 9,8 GW. Rappelons, pour comparaison, que la capacité de production d'une centrale nucléaire est de l'ordre de 1 GW.
Ces moyens d'échange sont donc très importants dans l'équilibrage du système. Mais l'intérêt commercial d'une ligne connectant deux pays n'est avéré que si les conditions de production et de consommation sont suffisamment différentes des deux côtés de la frontière pour qu'il y ait un gain substantiel à l'échange. Les prix nationaux doivent être suffisamment différents pour qu'en achetant de l'énergie à bas prix dans un pays et en la vendant dans l'autre on dégage une marge suffisante. Ainsi, les taux d'utilisation des interconnexions de la France sont faibles pour l'Allemagne et la Belgique car il y a une convergence fréquente des prix allemands et français. En revanche, ils sont très élevés avec la Grande-Bretagne, l'Italie et l'Espagne, ce qui s'explique par un différentiel de prix important entre ces Etats membres et la France. Il n'est donc pas étonnant que les nouvelles constructions soient prévues ou réalisées en traversant les Pyrénées ou en passant sous la Manche.
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La Grande Bretagne utilise actuellement quatre interconnexions (deux avec l'Irlande, une avec les Pays-Bas et une avec la France) pour un total de 4 GW, c'est-à-dire moins de 5% de sa capacité de production installée. Pas moins de neuf nouvelles interconnexions pour un total de 10 GW sont en projet en Grande Bretagne, dont trois avec la France.[1] La plupart sont le fait des gestionnaires de réseau de transport (GRT) installés, par exemple le français RTE et l'anglais National Grid pour IFA2, une interconnexion sous-marine et souterraine de 1GW. Mais on trouve aussi des investisseurs privés, notamment Eurotunnel qui veut utiliser le tunnel sous la Manche pour faire passer une ligne de 1GW, Eleclink. Les investisseurs privés sont-ils à même de faire mieux que les GRT régulés dans le segment des interconnexions?
Quand un marché concurrentiel fonctionne à l'équilibre, il existe un prix tel que les quantités que les offreurs ont l'intention de vendre et les quantités que les demandeurs ont l'intention d'acquérir sont égales.[2] Aucun producteur ne souhaite produire plus car le prix de cession serait inférieur au coût de la fourniture additionnelle et aucun demandeur ne souhaite acheter plus car le prix à payer serait plus grand que l'utilité de la consommation additionnelle. Symétriquement, en vendant moins les producteurs n'empocheraient pas le profit constitué par la différence positive entre le prix et le coût unitaire, et en consommant moins les acheteurs se priveraient du gain net entre l'utilité d'une consommation supplémentaire et le prix. En plus de guider les décisions d'offre et de demande des agents individuels, le prix réalise le partage du surplus collectif entre les deux catégories d'agents.
Compte tenu des technologies de production installées (éolien, hydraulique, nucléaire, ...) et des caractéristiques de la demande (domestique, industrielle) dans deux pays en autarcie électrique, les prix qui équilibrent offres et demandes domestiques sont en général différents d'un pays à l'autre. Cette différence de prix signifie qu'il existe sur l'un des marchés des acheteurs qui ne sont pas servis par leurs producteurs locaux car l'exigence de rémunération de ceux-ci est supérieure à la disposition à payer de ceux-là, mais qui trouveraient sur un autre marché des fournisseurs prêts à les approvisionner ... si seulement il était possible de transférer des produits du second marché vers le premier. Avec la construction d'une ligne de transport, cette opération devient possible. Et parce qu'elle permet de réaliser des opérations d'échange jusqu'alors impossibles, la ligne qui relie deux marchés où les prix autarciques sont différents augmente le surplus collectif, certains consommateurs du pays importateur accédant enfin à une énergie qu'ils ne pouvaient pas se payer, et certains producteurs du pays exportateur pouvant vendre une énergie trop onéreuse sur leur marché domestique.
C'est cette augmentation globale de surplus qui devrait être le moteur de la décision d'investir dans une interconnexion. C'est elle qui doit être prise en compte par les GRT régulés et leurs régulateurs, dont la mission légale est de travailler dans l'intérêt collectif. Leur rémunération sera pour l'essentiel le remboursement des coûts d'installation et de maintenance de la ligne au moyen des tarifs d'utilisation fixés par le régulateur.
Il n'en va pas de même pour un investisseur privé. Au mieux, il peut espérer mettre la main sur la rente de congestion, c'est-à-dire sur le différentiel de prix qui constitue le gain des utilisateurs, qu'ils soient producteurs, consommateurs ou traders, multiplié par les droits d'usage de la capacité vendus. Ce gain privé est plus petit que le gain collectif, lequel compte en sus l'accroissement de surplus net des consommateurs et des producteurs. Si on ne regarde que les gains, l'opérateur privé indépendant a donc moins d'incitations à investir que le gestionnaire de transport régulé.
Construire une ligne de transport électrique exige bien sûr d'importants investissements et des dépenses ultérieures de maintenance. A priori, ces dépenses sont identiques que l'investisseur soit un gestionnaire de réseau public ou une entreprise privée. Mais puisque la ligne est un élément essentiel de l'industrie électrique, il n'est pas surprenant qu'il existe d'autres coûts induits, insuffisamment pris en compte dans les calculs de rentabilité sociale, voire pas du tout.
A. Coûts de redistribution
Comme les prix aux deux extrémités de la ligne sont affectés par la construction puis l'utilisation de la ligne, il y a des gagnants et des perdants. Pour faire accepter socialement la construction de la ligne, qu'elle soit privée ou publique, il faut redistribuer les gains de surplus.
En effet, contrairement à un argument utilisé par les prosélytes du marché, l'accroissement de concurrence autorisé par l'installation d'une ligne ne fait pas baisser les prix sur tous les territoires concernés. Le prix baisse sur le marché importateur puisque de l'électricité moins couteuse devient disponible, mais augmente sur le marché exportateur dont les producteurs servent maintenant un partie de l'autre marché où la disposition à payer est plus élevée. Cela signifie que la ligne électrique a un coût social non explicité dès lors qu'on raisonne en termes de surplus agrégé: les vendeurs du marché importateur où le prix baisse et les acheteurs du marché exportateur où le prix monte sont perdants puisque leur surplus net est réduit par la mise en service de la ligne. Mais comme le surplus global augmente, il est possible de les indemniser. Que ce soit pour des raisons de justice sociale ou par crainte de troubles provoqués par ceux des agents qui voient leur surplus net baisser, toute mesure d'élargissement des marchés, ici l'installation d'une ligne connectant deux pays, devrait toujours s'accompagner de mesures de redistribution.
Le problème de la compensation des perdants se pose pour les investisseurs privés comme pour les GRT nationaux, mais à une échelle moindre pour les premiers. En effet, comme ils ont tendance à sous dimensionner les lignes en proportion de la rente de congestion qu'ils peuvent s'approprier, l'interconnexion qu'ils installent réduit moins le différentiel de prix que s'il s'agit d'un investisseur régulé.
Les problèmes de redistribution ne doivent pas être utilisés pour bloquer un projet car ils peuvent trouver une solution grâce à des actions menées par les gouvernements concernés. Leur règlement est pourtant souvent négligé ce qui peut conduire au blocage de projets profitables pour la collectivité par des groupes d'agents non ou mal indemnisés.
B. Besoins de renforcement
La capacité opérationnelle de la ligne installée n'est égale à sa capacité nominale (corrigée des contraintes de sécurité) que si les deux nœuds connectés sont des nœuds de consommation et de production. En revanche, si ce sont des nœuds de connexion à des réseaux existants, la ligne ne peut pas transporter plus que ce que peut acheminer le plus faible des deux réseaux interconnectés. Il n'est donc pas rare qu'une nouvelle ligne nécessite le renforcement des réseaux amont et aval. Quand la ligne est financée par les GRT situés en ses deux extrémités, chacun a une incitation naturelle à internaliser ces coûts de renforcement ... mais pas toujours ceux de son partenaire comme le montre l'exemple suivant.
En 2008, Réseau de Transport d'Electricité (RTE) et Red Eléctrica de España (REE) créaient Inelfe, une société commune dont chacun des deux GRT est propriétaire pour moitié, avec pour objet la construction d'une nouvelle interconnexion en courant continu entre les réseaux des deux pays.
La ligne, inaugurée en février 2015, a coûté 700 million d'euros. Sur 64,5 km elle est entièrement souterraine. En portant la capacité d'échanges commerciaux de 1400 to 2800 mégawatts, elle doit accroitre la sécurité, la stabilité et la qualité de l'offre d'énergie dans les deux pays. Parmi les résultats attendus mis en avant, la nouvelle ligne doit garantir la fourniture d'énergie nécessaire au TGV espagnol et permettre l'intégration d'un plus grand volume d'énergie éolienne en provenance du système ibérique. La ligne est exploitée commercialement depuis le 5 octobre 2015.
Mais dans un rapport publié par la CRE en novembre 2015,[3] on apprend que la capacité commerciale mise sur le marché en 2016 n'atteindrait pas les 2800 MW attendus. La capacité serait limitée à 2000 MW en moyenne dans les deux sens, à cause de contraintes sur le réseau intérieur espagnol.
Si les deux GRT concernés ne parviennent pas à se coordonner pour internaliser l'ensemble des décisions à prendre pour faire fonctionner de façon efficiente l'ensemble des lignes reliées, il n'est pas déraisonnable de penser que le problème se pose avec encore plus d'acuité quand la nouvelle ligne est le fait d'un investisseur indépendant des deux GRT. L'investisseur doit demander les travaux de renforcement aux GRT concernés. En effet si les renforcements ne sont pas réalisé, la capacité de transit effective sur l'interconnexion sera plus faible que la capacité nominale. Donc, pour éviter d'investir à perte, le développeur peut soit contribuer au paiement des renforcements, soit réduire la capacité nominale de son interconnexion.
C. Risques de contamination
En rendant deux marchés solidaires, la ligne permet à chacun des pays d'apporter à l'autre une sécurité de fourniture d'énergie si les opérateurs locaux rencontrent des difficultés. Mais elle augmente aussi les risques de diffusion des incidents majeurs d'un nœud à l'autre. La cordée d'alpinistes donne une bonne représentation métaphorique des avantages et des inconvénients de la solidarité: la corde réduit les risques de chute individuelle, mais elle augmente les risques de chute collective. Le secteur bancaire connait bien le problème.
Il y a dix ans (le 4 novembre 2006) une panne a privé d'électricité environ 15 millions de clients européens suite à la mise hors service de deux lignes 400 kV pour laisser le passage à un navire sur l'Ems, en Allemagne. Parmi les raisons avancées pour expliquer ce blackout, c'est surtout le manque de coordination entre gestionnaires de réseau de transport qui a été mis en avant.[4] Pour éviter la contamination des différents nœuds interconnectés, toute nouvelle ligne ajoutée à un système existant impose la création d'interfaces de sécurité. Quand la nouvelle ligne est créée par une entreprise déjà installée, elle internalise naturellement ce besoin de sécurité, en calculant son effort à l'aune des conséquences d'une défaillance du nouveau maillon pour l'ensemble du système qu'elle contrôle. Quand il s'agit d'un nouvel investisseur sans autre intérêt dans le secteur que les gains procurés par la nouvelle ligne, d'une part il faut créer entre la nouvelle ligne et ses connexions un système d'alerte et de contrôle qui n'est pas forcément pris en compte au moment de la décision d'investir, et d'autre part les conséquences financières qu'il supportera en cas de défaillance sont réduites car ce sont les autres agents qui en subiront une partie. Cependant, une logique similaire à celle dont nous avons parlé pour les renforcements s'applique ici puisque les risques de contamination se traduisent en pratique par des limites sur les capacités effectives des interconnexions.
D. Coûts environnementaux
Les dommages environnementaux provoqués par l'installation d'une nouvelle ligne ont longtemps été négligés, en particulier les effets négatifs sur les paysages et les conséquences en matière de fréquentation touristique des régions traversées par la ligne. Pour installer une nouvelle ligne sans créer de nouveaux dommages, il faut soit utiliser des installations existantes (par exemple les pylônes et transformateurs d'une ligne existante, ou du moins son couloir), soit réaliser une installation souterraine ou sous-marine. La deuxième solution entraine d'importants surcoûts difficiles à quantifier tant ils dépendent des conditions locales.
Par exemple, c'est essentiellement pour des raisons liées à l'environnement que la totalité de l'interconnexion Espagne-France, Inelfe, est souterraine : 56 km en tranchées et 8,5 km dans une galerie creusée sous les Pyrénées. Compte tenu de la longueur de la ligne, elle est alimentée en courant continu, alors que les réseaux espagnols et français sont en courant alternatif. Il faut donc une station de conversion à chaque extrémité, capable de faire la conversion dans les deux sens puisque la direction des transferts d'énergie n'est pas fixée. Au total, le coût de construction est de 700 millions d'euros, bien plus cher qu'une ligne aérienne.
Utiliser des installations existantes, c'est ce qui est prévu pour ElecLink, la future interconnexion électrique de 1GW voulue par Eurotunnel entre la France et le Royaume-Uni en passant par le tunnel sous la Manche. Les travaux doivent débuter fin 2016 et durer 36 mois pour la construction des deux stations de conversion continu/alternatif et de 32 mois pour la pose du câble dans le tunnel (51km) et les deux raccordements (14.5 km côté britannique, 3.5 km côté français). La mise en service est prévue pour 2019. L'investissement, de plus de 500 millions d'euros, sera financé sur fonds privés. Bien qu'elle passe sous la mer, ce n'est pas une ligne sous-marine puisqu'elle va utiliser l'infrastructure du tunnel existante. Il s'agit a priori d'une utilisation intelligente d'un couloir existant permettant de réduire le coût d'installation grâce à des économies de gamme, comme pourraient en bénéficier des sociétés autoroutières ou des sociétés de chemins de fer. Cependant, maintenir l'exploitation du tunnel pendant la durée des travaux d'installation de la ligne ne sera pas chose aisée, en particulier à cause des conditions de sécurité à respecter. Les coûts auraient été bien plus faibles si la galerie appelée à recevoir la ligne avait été creusée en même temps que le tunnel ferroviaire.
La contrainte environnementale qui pousse à enterrer toute nouvelle ligne ou à la faire passer par des couloirs existants crée donc des surcoûts pour les investisseurs privés comme pour les gestionnaires de réseau nationaux. Cependant, a priori le développeur privé fait face à des contraintes environnementales plus sévères. Il semble plus difficile de les faire bénéficier de déclarations d'intérêt public, contrairement aux GRT.
Après une décennie de libéralisation et une décennie de décarbonisation, la Commission européenne veut engager l'industrie électrique européenne dans une phase de régionalisation. Il s'agit de gagner en efficacité en créant des regroupements de pays ou de fractions de pays au sein desquels les opérations d'échange d'énergie se font de façon coordonnée.[5] Pour bénéficier de tous les gains de ce couplage des marchés, il faut commencer par accroitre les interconnexions. Dans cette tâche, compte tenu de nos développements précédents, il y a un faible avantage en faveur des entreprises nationales de transport, pour peu qu'elles acceptent les conséquences de leurs investissements en termes de perte d'autonomie dans la gestion du système régionalisé. De toute façon, si elles ne font pas ces investissements, il y aura des investisseurs privés pour les faire à leur place.
Plus d'informations sur le blog de TSE
[1] Voir Poyry (2016) "Costs and benefits of GB interconnection", https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/505222/080_Poyry_CostsAndBenefitsOfGBInterconnection_v500.pdf
[2] Voir par exemple https://www.epexspot.com/fr/donnees_de_marche/dayaheadfixing/courbes-agregees/auction-aggregated-curve/2016-09-19/FR
[3] https://www.cre.fr/documents/deliberations/avis/interconnexion-electrique-france-espagne/consulter-la-deliberation
[4] Voir https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/ce/otherreports/Final-Report-20070130.pdf.
[5] Sur ce sujet, les positions défendues par les gestionnaires de systèmes électriques européens sont présentées dans https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/vision/entsoe_vision04_regions_web.pdf.
Claude Crampes et Thomas-Olivier Léautier
