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Le 2 décembre 2022
Le Premier président
à
Madame Élisabeth Borne
Première ministre
Réf. : 2022-1979
Objet
: Le renouvellement des concessions hydroélectriques
En application des
dispositions de l’article L.
111-3 du code des juridictions financières,
la Cour a examiné la situation des concessions hydroélectriques et notamment la question du
renouvellement des concessions échues. À l’issue de son contrôle, la Cour m’a demandé, en
application des dispositions de l’article R.
143-11 du même code, d'appeler votre attention sur
les observations suivantes.
La France dispose en métropole du plus important parc hydroélectrique de l’Union
européenne, d’une puissance de 25,4
gigawatts (GW)
et dont la production en 2021 s’est
élevée à 62,5 térawattheures (TWh), soit 12
% de la production totale d’électricité. Ce parc est
principalement constitué d’environ 340 ouvrages exploités sous le régime de la concession de
service public. Les contrats de concession actuellement en vigueur sont pour la plupart
anciens ; ils
ont été passés par l’État au siècle dernier et viennent progressivement à
échéance.
La situation de ce parc, notamment au regard des conditions de renouvellement des
concessions échues, soulève de multiples difficultés depuis plusieurs années dans un
contexte juridique modifié par la règlementation européenne.
Il est nécessaire de sortir rapidement de cette situation
afin d’
éviter que la gestion
d’ensemble du p
arc hydroélectrique ne se dégrade et
qu’il
ne puisse jouer pleinement son rôle
dans la transition énergétique.
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1. UNE
GRANDE
VARIÉTÉ
D’
ÉQUIPEMENTS
HYDROÉLECTRIQUES
EXPLOITÉS SOUS LE RÉGIME DES CONCESSIONS
1.1. Des ouvrages aux caractéristiques très différentes relevant du même régime
Le
parc hydroélectrique en France est le fruit d’un héritage historique caractérisé par
un grand nombre de concessions attribuées à trois principaux concessionnaires : Électricité
de France (EDF), autour de 70 % de la production hydroélectrique nationale, la Compagnie
nationale du Rhône (CNR), autour de 25 %, et la Société Hydro-Électrique du Midi (SHEM),
pour moins de 3 %, les petites installations de puissance inférieure à 4,5 MW étant exploitées
sous le régime de l’autorisation.
Au sein du groupe EDF, ce parc est exploité par la division
EDF Hydro.
Ces concessions sont traditionnellement réparties selon
quatre modes d’exploitation
:
au fil de l’eau, en éclusées, en mode lac et en station de transfert d‘énergie par
pompage
(STEP). Chaque groupe rassemble des ouvrages très divers par leur taille, leur puissance, la
variabilité de leur hydraulicité, leur intégration à des dispositifs hydroélectriques complexes et
leurs obligations de service public.
Les grands ouvrages fluviaux foncti
onnant au fil de l’eau, capables de fournir de
l’électricité en base, sont très profitables mais doivent faire l’objet d’une gestion coordonnée
,
surtout lorsqu’il
s assurent un service pour la navigation. Les ouvrages fonctionnant en
éclusées (turbinage déclenché) sont utilisés pour
placer de l’électricité en période de pointe
.
Homogènes en taille, ils ont des rentabilités très dispersées et sont fortement dépendants de
l’hydraulicité
. Les grands barrages lac sont prioritairement affectés au stockage intersaisonnier
(remplissage au printemps, turbinage en hiver) mais peuvent rendre
d’autres services au
réseau grâce à leur puissance et leur
souplesse d’utilisation (
grande hauteur de chute et
réservoir de plusieurs centaines de millions de m
3
).
Ces disparités de rentabilité peuvent être illustrées
par les résultats de l’
année 2019,
exercice pendant lequel EDF aurait dégagé le même résultat
s’il avait exploité
dix de ses
concessions les plus profitables, les huit barrages du Rhin et deux grands barrages alpins,
plutôt que les trois cents dont il assure la gestion sous contrat.
1.2. Un régime concessif qui ne favorise pas le développement de nouvelles
STEP
Le cas des STEP doit être traité séparément car leur fonctionnement ne mobilise pas
seulement des coûts fixes, comme les autres ouvrages hydroélectriques, mais supporte des
charges variables proportionnelles au coût du pompage, ce qui rend leur modèle économique
très dépendant des prix de marché. Ces équipements de grande puissance unitaire,
actuellement au nombre de cinq,
font l’objet d’une exploitation intensive
qui traduit leur
importance pour l’équilibre du réseau
mais exige de lourdes dépenses de maintenance.
Les scénarios de transition énergétique prévoient le développement de ces moyens de
flexibilité et la dernière Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) a fixé comme objectif
d’engager d'ici 2023 le développement de 1,5
GW de nouvelles STEP pour une entrée en
service entre 2030 et 2035, soit une augmentation d
’environ
30 % du parc installé. Ce projet
est aujourd’hui enlisé, notamment à cause des difficultés rencontrées pour prolonger la durée
des concessions concernées par ces investissements considérables. L
’objectif de la PPE
pourrait ne pas être atteint dans les délais prévus.
Pour sortir de cette situation préjudiciable, il serait opportun de ne plus considérer les
STEP comme des ouvrages ordinaires destinés à commercialiser
de l’électricité sur le marché
de détail mais comme des équipements destinés à contribuer à la flexibilité du réseau. Leur
statut concurrentiel et leur mode de rémunération devraient être revus en ce sens.
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2. DES CONCESSIONS FRAGILISÉES PAR DES ANNÉ
ES D’INCERTITUDE
S À
L’
ÉGARD DE LEURS MODALITÉS DE RENOUVELLEMENT
2.1. Un calendrier de renouvellement des concessions sans lien avec les
conditions d’exploitation du parc hydroélectrique
Le choix initial de faire débuter la période de concession à la date de la mise en service
de chaque ouvrage a pour effet de faire relever de contrats distincts dont les échéances ne
sont pas coordonnées, des équipements liés du point de vue de la ressource hydraulique.
Or, l’exploitation du parc hydroélectrique mobilise des personnels en grande partie
mutualisés qui opèrent sur plusieurs concessions à la maille d’un cours d’ea
u ou
d’un bassin
versant. La règle historique d’une concession par ouvrage
ne reflète pas l’organisation
industrielle du parc hydroélectrique.
Le contrat de la CNR, qui a depuis
l’
origine en 1933
la forme d’une concession unique
regroupant les 18 barrages du Rhône, constitue à cet égard une exception. Ce contrat a été
prolongé par la loi en février 2022, ce qui assure la cohérence de sa gestion industrielle
jusqu’en 2041.
Mais l
es huit concessions du Rhin, dont les termes s’échelonnent de 202
8 à 2046,
pourraient, lors de leur renouvellement, être attribuées à différents opérateurs ce dont
découlerait des difficultés de coordination. De même
, l’ensemble Durance
-Verdon, qui
constitue une chaîne cohérente de 17 barrages hydroélectriques issue de la loi
d’aménagement du 5 janvier 1955
, ne prévoit pas une concession unique comme celle du
Rhône : les contrats correspondants dont un est déjà échu (2015), arriveront, pour les autres,
à échéance en 2024, 2038, 2041, 2043 et 2051.
2.2. Un nombre croissant de concessions venant à échéance et exploitées en
« délais glissants »
Les concessions hydroélectriques viennent progressivement à échéance selon un
calendrier qui s’étale entre 2003 et 2080. Faute d’avoir choisi au début de cette pério
de une
modalité de renouvellement et de s’y être tenu,
38 concessions sont à ce jour
échues et n’ont
pas été renouvelées. L
e délai d’attribution
étant au minimum de trois ans, il est déjà possible
de
considérer qu’elles seront
au nombre de 61 au 31 décembre 2025 et continueront
d’
augmenter rapidement ensuite.
Tableau n° 1 :
Échéances des concessions hydroélectriques
Source : DGEC (
présentation Cour des comptes
)
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2003
2007
2011
2015
2019
2023
2027
2031
2035
2039
2043
2047
2051
2055
2059
2063
2067
2071
2075
2079
Puissance maximale brute
venant à échéance (MW)
Nombre total de cncessions
échues
PMB venant à échéance (MW)
Nombre total de concessions échues
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La poursuite de l’exploitation des concessions
arrivées à échéance est autorisée par
la loi sous le régime dit des « délais glissants ». Pour atténuer les conséquences financières
de cette situation, le législateur a imposé aux concessions échues le paiement, à partir de
2020, d’une redevance spécifique égale à 40
% du bénéfice normatif après impôts.
Cette solution provisoire présente toutefois de nombreux inconvénients, notamment en
ce qui concerne les investissements nécessaires au bon fonctionnement ou à
l’
amélioration
de ces ouvrages dont la programmation est perturbée et le financement rendu plus incertain.
2.3. Des modalités de renouvellement des concessions devant être fondées sur
un ensemble de considérations économiques en sus des considérations
juridiques
Le cadre juridique national et européen permet au
pouvoir adjudicateur d’attribuer une
concession publique de deux manières, soit en la mettant en concurrence, soit en l’attribuant
discrétionnairement à un opérateur public sur lequel il exerce un contrôle analogue à celui sur
propres services, dispositif dit de « quasi-régie ».
Le choix
d’un
mode de gestion exige
de préciser les objectifs poursuivis et d’examiner
les avantages de chaque option du point de vue économique. Or, les argumentaires
développés portent plus sur les conditions
juridiques de mise en œuvre de chacune des
solutions notamment
en vue d’éteindre les contentieux avec la Commission européenne
que
sur la prise en compte des intérêts du concédant et des consommateurs.
2.3.1. Une mise en concurrence par concession qui se heurte à plusieurs
difficultés opérationnelles
En premier lieu, la loi prévoit une mise en concurrence principalement fondée sur le
montant de redevance proposé par chaque candidat, qui dépend d
’un
plan d’affaires
prévisionnel bâti à partir d’une série d’hypothèses sur lesquelles le concédant devra se
prononcer. Le précédent de la renégociation du cahier des charges de la CNR a toutefois
montré qu’un taux de redevance fixe ne permettait pas de capte
r correctement la rente en cas
de hausse significative des prix de gros
de l’électricité
,
le résultat d’exploitation augment
ant
alors
beaucoup plus vite que le chiffre d’affaires
s’agissant d’une industrie de coûts fixes
. Un
taux de redevance variable ou par tranches de taux différents en fonction des recettes pourrait
permettre de remédier en partie à cette situation, mais rendrait
plus complexe l’
organisation
d’
une mise en concurrence fondée sur le montant de cette redevance.
À cette contrainte s’ajoute celle du choix de la durée de la concession. S’il ret
enait des
durées longues, le concédant s’expose
rait à des erreurs de prévision significatives - la
situation de 2021 et 2022 le démontrant si besoin était -
qu’il ne pourrait corriger
, le
concessionnaire pouvant alors se prévaloir des termes du
contrat. S’il ret
enait des durées plus
courtes, de quinze ou vingt ans, il enclencherait un cycle de renouvellement permanent,
certaines concessions renouvelées une première fois devant à nouveau être réattribuées alors
même que les plus anciennes ne seraient pas encore échues.
En outre,
l’intervention de plusieurs
concessionnaires dans des zones comportant de
nombreux ouvrages gérés
jusqu’à présent
par un concessionnaire unique aurait deux effets :
l
e premier serait un risque de désorganisation de l’exploitation des chaînes hydrauliques
et
d’
effet négatif sur la production ; l
e second serait de renchérir les coûts d’exploitation d
e
concessions qui ne bénéficieraient plus de la mutualisation des personnels de terrain.
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En aval de la production, la commercialisation de l’énergie produite serait également
affectée. Seul un concessionnaire ayant atteint une taille critique en gagnant plusieurs appels
d’offres, processus long et incertain,
pourrait espérer commercialiser lui-même sa production
dans de bonnes conditions, comme le fait la CNR qui dispose de 14 TWh produits en base ou
semi-base. À titre de comparaison, un nouvel entrant qui aurait acquis la trentaine de
concessions qui auraient pu êtr
e mises en concurrence depuis 2009, produirait aujourd’hui
moins de 3 TWh.
Même en supposant qu’un nouveau concessionnaire atteigne
une taille
critique,
la vente de l’électricité produite sur le marché de gros serait sans bénéfice pour les
consommateurs en cas de prix élevés sur ce marché comme cela a été le cas en 2021 et
2022.
2.3.2. Des regroupements limités de concessions
La loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte
1
a
autorisé le Gouvernement à procéder par décret au regroupement des concessions formant
une chaîne d'aménagements hydrauliques afin d'en optimiser l'exploitation au regard des
objectifs de la politique énergétique. Ces regroupements dits « par barycentre » doivent avoir
pour effet
de fixer une date d’échéance commune aux concessions regroupées, fixée en
fonction d’une valeur actualisée des flux de trésorerie de la concession issue du regroupement
correspondant à la somme des flux de trésorerie pondérés des anciennes concessions.
Les effets de cette autorisation sont à ce stade limités : par deux décrets du
20 mars 2019
2
, le Gouvernement a décidé le regroupement de deux ensembles de
concessions de la SHEM concernant le premier cinq ouvrages hydroélectriques de la vallée
du Têt, le second deux ouvrages situés sur la rivière Dordogne. Par un arrêt du 12 avril 2022,
le Conseil d’État a
toutefois annulé le décret autorisant le regroupement des concessions sur
la Dordogne, au motif que la nouvelle échéance des concessions regroupées, fixée au
31 décembre 2048, prenait en compte des investissements visant à la remise en état des
biens incombant au concessionnaire mais réalisés
après l’
échéance normale des anciennes
concessions, ce qui avait pour conséquence de repousser indûment dans le temps cette
nouvelle échéance
. Cette décision soulève ainsi une exception d’irrégularité de l’article
R. 521-
61 du code de l’énergie
3
, sur le fondement duquel le décret du 20 mars 2019 annulé
avait été pris.
Les projets, évoqués par le passé, de réorganisation plus vaste à partir de
regroupements de concessions à une maille régionale, n’ont actuellement pas de support
législatif et leur réalisation éventuelle ne pourrait s’inscrire que dans une procédure longue et
complexe du point de vue financier, qui ne
répondrait pas au problème posé par l’accélération
prochaine des fins de contrat.
2.3.3. Le projet de quasi-régie
La solution de la quasi-régie est désormais privilégiée
par l’État dans le contexte du
projet d’une remontée à 100
% de sa détention du capital du groupe EDF. La Cour a toutefois
constaté que ce choix reposait à nouveau d’abord sur la recherche d’une solution juridique
permettant d’éteindre les contentieux en cours au niveau européen, sans que les
conséquences économiques et financières de ce schéma ne soient clairement énoncées.
1
Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (1) - Légifrance
(legifrance.gouv.fr)
2
Décret n° 2019-212 du 20 mars 2019 relatif au regroupement des concessions hydroélectriques de la Société
hydroélectrique du Midi sur la Dordogne - Légifrance (legifrance.gouv.fr)
3
Article R521-62 - Code de l'énergie - Légifrance (legifrance.gouv.fr)
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Si ce choix de la quasi-régie
était effectivement mis en œuvre,
il devrait certes
permettre
d’éviter une désoptimisation de
la production hydroélectrique tant au niveau local,
le maintien d’un opérateur unique permet
tant de gérer au mieux les chaînes hydrauliques,
qu’
au niveau national, les compensations entre toutes les concessions permetta
nt d’éviter la
mise en difficulté des installations moins rentables en situation de prix bas ; il devrait
également garantir la captation de la rente hydroélectrique en situation de prix élevés, les
excédents
dégagés par l’exploitation des concessions aboutissant par différents canaux dans
la caisse de l’État ou des collectivités locales concernées : financement des actifs publics
concédés, redevances diverses, impôt sur les sociétés, distribution éventuelle de dividendes.
Les conditions dans lesquelles pourrait fonctionner une quasi-régie ne sont toutefois
pas précisées par l’administration
. Une quasi-régie qui serait dotée de son propre service de
commercialisation serait plus exposée au risque de faible hydraulicité
que ne l’est aujourd’hui
EDF Hydro au sein du groupe EDF- lequel reste encore largement structuré autour de la
complémentarité nucléaire-hydroélectricité -
de sorte qu’
elle devrait
se doter d’
une politique
de couverture plus prudente pour écouler sa production. Cet inconvénient serait majoré si des
évolutions climatiques et météorologiques défavorables affectaient l’hydraulicité
de façon
croissante.
À la lumière de ces constats, la Cour formule les deux recommandations suivantes :
Recommandation n° 1
(ministère de la transition énergétique, 2023) : proposer un modèle
de rémunération propre aux stations de transfert d’énergie par pompage
(STEP) à la hauteur
de leur
contribution au fonctionnement du système électrique français et permettant d’assurer
un développement des investissements en ligne avec les objectifs de la programmation
pluriannuelle de l’énergie
;
Recommandation n° 2
(ministère de la transition énergétique,
ministère de l’économie, des
finances et de la souveraineté industrielle et numérique, 2023) : prendre en compte les
conséquences industrielles, économiques et financières en sus des considérations juridiques,
au moment d’opter soit pour la re
prise en régie ou quasi régie des concessions
hydroélectriques échues,
soit pour leur mise en concurrence, à l’unité ou par regroupements
.
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Je vous serais obligé de me faire connaître, dans le délai de deux mois prévu à l’article
L. 143-4 du code des juridictions financières, la réponse, sous votre signature, que vous aurez
donnée à la présente communication
4
.
Je vous rappelle qu’en application des dispositions du même code
:
•
deux mois après son envoi, le présent référé sera transmis aux commissions des finances
et, dans leur domaine de compétence, aux autres commissions permanentes de
l’Assemblée nationale et du Sénat. Il sera accompagné de votre réponse si elle est
parvenue à la Cour dans ce délai. À défaut, votre réponse leur sera transmise dès sa
réception par la Cour (article L. 143-4) ;
•
dans le respect des secrets protégés par la loi, la Cour pourra mettre en ligne sur son site
internet le présent référé, accompagné de votre réponse (article L. 143-1) ;
•
l’article L.
143-9 prévoit que, en tant que destinataire du présent référé, vous fournissiez
à la Cour un compte rendu des suites données à ses observations, en vue de leur
présentation dans son rapport public annuel. Ce compte rendu doit être adressé à la Cour
selon les modalités de la procédure de suivi annuel coordonné convenue entre elle et
votre administration.
Signé le Premier président
Pierre Moscovici
4
La Cour vous remercie de lui faire parvenir votre réponse, sous forme dématérialisée, via
Correspondance JF
(
à l’adresse électronique suivante
:
greffepresidence@ccomptes.fr
(
cf
. arrêté du 8 septembre 2015 modifié portant application du décret n° 2015-146 du 10 février 2015 relatif à la
dématérialisation des échanges avec les juridictions financières).