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7 FÉVRIER 1996
Le ministre rappelle que le projet de plan d'équipement d'électricité lui a été remis le 17 novembre 1995. Il l'a transmis le 20 novembre au Comité de Contrôle de l'électricité et du gaz, au Comité national de l'énergie, ainsi qu'aux trois régions, comme le prévoit la loi. Il en a adressé copie aux Présidents de la Chambre et du Sénat.
Il attend la réponse du Comité de Contrôle de l'électricité et du gaz et du Comité national de l'énergie pour le 20 décembre prochain.
Après cette date, le Gouvernement aura un mois pour se prononcer.
En accord avec les électriciens, la période entre Noël et Nouvel An ayant été neutralisée, cela permet au Gouvernement de disposer d'une semaine supplémentaire pour prendre sa décision.
Un mois avant son dépôt officiel, les compagnies d'électricité ont accepté de remettre au ministre un avant-projet informel du plan.
Cela a permis à toutes les parties intervenantes de se familiariser avec ce plan avant sa discussion officielle.
Le ministre ajoute que le plan 1995-2005 contient un élément économique capital, à savoir que les investissements prévus par les entreprises d'électricité pour des installations nouvelles seront d'environ 270 milliards.
Le projet de plan d'équipement doit s'inscrire dans un double objectif;
La réduction d'émission de CO2 dans l'atmosphère, telle que la Belgique s'est engagée à le faire dans le cadre de la Convention de Rio;
La garantie de la sécurité d'approvisionnement du pays en électricité.
Le ministre conclut en soulignant que le secteur de l'électricité est en pleine évolution au niveau européen. En effet, le 14 décembre prochain se tiendra une réunion importante du Conseil des ministres européens de l'Énergie à ce sujet (1).
Nous sommes sur la voie d'une libéralisation du marché de l'énergie et en particulier de celui de l'électricité, ce qui ne manquera pas d'avoir des répercussions au niveau national. Si une directive européenne est prise, le Gouvernement déposera un projet de loi, en vue de modifier la loi de 1980 pour établir une nouvelle procédure.
Même dans l'hypothèse où la réunion du 14 décembre ne débouchera pas sur un accord et une directive, le ministre sera éclairé sur l'orientation globale vers laquelle nous allons, ce qui lui permettra de présenter un projet de loi qui modifiera la procédure actuelle, avec une périodicité de présentation du plan d'équipement et une description plus nette des obligations réciproques des électriciens et du Gouvernement.
Le ministre ajoute encore que les entreprises d'électricité ont un programme d'arrêt de centrales, essentiellement de centrales au charbon. Ce programme provoque des difficultés sociales dans certaines zones. Il vise à créer six centrales électriques non nucléaires. Les sites envisagés sont : Amercoeur, le Grand-Duché du Luxembourg, Gullegem, Langerlo, Marchienne, Mol, Ruien, Schelle, Verbrande Brug (Pont Brûlé).
Quelques questions se posent à ce propos.
On ne sait pas encore si, dans une première phase, ce seront deux ou trois de ces six centrales qui seront construites. Seront-elles au gaz ou au charbon ? Il faudra vérifier les estimations du plan quant à la demande.
Le plan comporte un programme très ambitieux d'utilisation rationnelle de l'énergie. Sera-t-il réalisable ?
Derrière tout cela se cache un problème à la fois stratégique et politique.
Il est essentiel de savoir s'il s'agit toujours d'un plan d'équipement établi pour la Belgique ou s'il s'inscrit dès à présent dans une problématique internationale, comme semble le vouloir l'Europe. La réponse à cette question est importante étant donné son impact sur l'emploi et l'économie de ce pays.
Le dernier élément concerne les difficultés créées par les lignes de transport d'électricité.
Un membre souligne que le présent plan d'équipement se situe dans une optique fortement inspirée déjà par les projets européens.
En effet, il y a cinq ans que la Commission européenne a fait une série de propositions visant à libéraliser davantage le marché de l'électricité et du gaz.
Actuellement, celles concernant le marché du gaz n'ont pas encore du tout progressé.
Par contre, en ce qui concerne le marché de l'électricité, à partir du 14 décembre prochain, la présidence espagnole a l'ambition de mettre les gouvernements d'accord sur des propositions.
Elles concernent, notamment, la possibilité d'un accès direct des consommateurs au réseau international. Cela met fin à une situation de monopole de fait de certaines entreprises dans la plupart des pays européens.
Cette évolution se fera d'abord au profit des grands consommateurs pour en arriver progressivement aux regroupements de consommateurs individuels.
Cela crée évidemment un ferment d'incertitude au sein des entreprises nationales. Il faut noter, d'ailleurs, que les électriciens ont renoncé aux investissements lourds, tels que des centrales nucléaires, dans le plan 1995-2005.
Une sénatrice n'est pas convaincue qu'un effort considérable ait été fait en matière d'utilisation rationnelle de l'énergie dans ce plan d'équipement. Elle regrette surtout qu'il comporte si peu de chiffres et voudrait obtenir des précisions en ce domaine.
On dit qu'il n'y a pas d'investissements nouveaux pour le nucléaire, mais la Belgique est copropriétaire à concurrence de 25 p.c. de la centrale nucléaire de Chooz, dont elle utilisera 725 mégawatts. Cela représente-t-il le quart de la production de la centrale ? Sinon, quelle est la destination du surplus de production attribué à la Belgique ?
La gestion des déchets générés par cette centrale est-elle commune à la France et à la Belgique ?
Le ministre répond qu'il avait plutôt l'impression qu'on avait progressé en matière d'utilisation rationelle de l'énergie. Il ne voit pas ce qu'on pourrait faire dans l'immédiat pour modifier encore de manière sensible le comportement des utilisateurs.
L'intervenante comprend qu'on ne peut pas aller très vite, mais estime que sur dix ans on pourrait établir un programme plus élaboré.
À part entre 1980 et 1986, où le prix de l'énergie était très élevé, il n'y a jamais eu de politique sérieuse dans ce domaine.
D'autre part, dispose-t-on de chiffres concernant l'émission de CO2 ?
Le ministre déclare qu'en supprimant les centrales au charbon et en les remplaçant par des gaz vapeur et des charbons nouvelle génération il est clair qu'on améliorera substantiellement la situation.
Il ajoute que, sous prétexte d'avoir de l'ambition, il faut éviter de se retouver avec des investissements affaiblis et d'être amenés à acheter ailleurs.
Un membre se dit étonné de voir apparaître de nouvelles centrales au charbon dans ce programme.
En effet, de toutes les énergies fossiles, c'est le charbon qui fournit le plus de dégagement de CO2 par rapport au fuel et au gaz, et d'autre part, le précédent plan d'équipement en prévoyait aussi qui n'ont jamais été construites.
Le ministre précise qu'il est obligatoire de préserver une diversité de ressources. D'autre part, les nouvelles technologies en cette matière étant très prometteuses, il est donc plutôt favorable à ces constructions.
Un commissaire voudrait savoir si on a calculé l'impact de ce plan d'équipement en matière d'emploi.
Le ministre indique qu'à la page 34 de la synthèse du rapport, on peut trouver la liste des endroits touchés quant à l'emploi. Les sites des nouvelles centrales ne sont pas encore définitivement choisis.
Il est cependant déjà certain que le sud du pays sera le plus touché.
Un autre membre fait remarquer qu'il s'agit en effet de la suppression de centrales construites à l'époque de l'exploitation charbonnière au sommet des puits, pour utiliser les bas-produits résultant de l'exploitation charbonnière.
Le ministre ajoute que les entreprises d'électricité devront en effet gérer ce problème. M. Hansen pourra sans doute donner des chiffres plus précis.
M. Hansen déclare que le plan d'équipement d'électricité peut être qualifié de frugal et prudent. Frugal, parce que, face à un avenir relativement incertain, tant du point de vue économique que du point de vue structurel, le secteur a voulu faire des propositions pouvant répondre à différents scénarios possibles du futur. Il donne à titre d'exemple pour illustrer ce propos, la croissance de la demande.
Au cours des vingt dernières années, c'était un paramètre très stable, relié, en outre, à un des grands paramètres économiques qu'est le produit intérieur brut (P.I.B.). Ce n'est plus le cas, et les prévisions à moyen et long terme, tel le présent plan d'équipement, ne peuvent plus se faire par des extrapolations mécaniques de ce qu'a été, dans le passé, la demande d'électricité, ni sur des extrapolations de relations qui existeraient entre l'activité du pays, mesurée par le P.I.B., et la consommation prévue d'électricité.
L'avenir est donc difficile à prévoir, d'un point de vue numérique, pour le planificateur.
Le deuxième élément est l'aspect institutionnel.
Au niveau des futures structures du secteur électrique en Europe, il est actuellement difficile de dire vers quel degré d'ouverture réelle des frontières, et surtout à quel rythme, les réformes institutionnelles européennes vont conduire.
Un troisième élément est l'évolution des technologies, tant pour le gaz que pour le charbon.
Le secteur de l'électricité a donc souhaité être prudent dans son projet. L'a-t-il été jusqu'à être malthusien ?
La réponse est négative. Sur base des meilleurs modèles économiques dont on dispose, on a estimé que la demande d'électricité devrait croître, en l'absence de toute mesure volontariste, à peu près de quelque 2,7 p.c. par an, dans les prochaines années.
Faut-il donc s'apprêter à couvrir par des moyens de production 2,7 p.c. d'accroissement par an ?
La réponse est négative.
On a voulu proposer dans ce plan d'équipement un programme volontariste d'utilisation rationnelle de l'énergie.
Aussi, par différents moyens, tant du point de vue du consommateur que du point de vue du producteur, il semble possible de faire en sorte que l'évolution de la demande à couvrir, par des moyens de production, n'augmente pas de 2,7 p.c. par an, mais de 1,8 p.c.
Cette demande devrait-elle être exclusivement couverte par une production d'électricité centralisée ?
La réponse est à nouveau négative, car le secteur considère qu'il existe, au niveau national, la possibilité de couvrir en partie ce genre de demande par des moyens de production décentralisés.
En conséquence, l'augmentation de la demande qui restera à couvrir par des moyens de production centralisés ne sera plus que de 1,3 p.c. par an.
Une autre approche du plan d'équipement, en ce qui concerne les moyens de production centralisés, est d'essayer de maintenir un équilibre entre un certain nombre de critères (entre autres la disponibilité physique des différents combustibles, dans le but d'assurer la sécurité de l'approvisionnement du pays) et de maintenir un cocktail économique, pendant la durée du plan d'équipement, des coûts de production des centrales, afin d'éviter les effets trop perturbants d'un éventuel choc pétrolier ou gazier dans l'avenir.
Sur la base de ces deux contraintes, le secteur a donc proposé une équation disant que la proposition du plan est 1+3+3. C'est-à-dire : 1 T.G.V. déjà localisée + 3 nouvelles centrales de charbon + 3 nouvelles centrales de type T.G.V.
Voilà, en bref, les options et la philosophie qui ont animé les concepteurs du plan en matière de moyens de production.
Une autre problématique est celle d'assurer et de développer le réseau de transport.
La philosophie du plan d'équipement en cette matière a aussi été modifiée. Dans le passé, le plan des moyens de production couvrait dix ans mais celui des moyens de transport ne couvrait que cinq ans. Le secteur a estimé devoir faire coïncider ces deux paramètres pour des termes de dix ans.
D'autre part, on a limité au maximum les nouveaux moyens de transport nécessaires. Tout d'abord grâce aux moyens de production eux-mêmes.
Par exemple, des machines de taille importante nécessitent des lignes électriques pour acheminer leur production d'électricité jusqu'aux différents consommateurs.
À l'inverse, des machines de taille limitée peuvent davantage être réparties au travers de l'ensemble du territoire sur des sites existants ou plus proches des centres de consommation; ce qui a pour effet de limiter le besoin en lignes à haute tension nouvelles. Les petites machines ne peuvent cependant pas assurer l'ensemble des services que fournissent les grandes machines, tels que la qualité de la tension et le niveau de puissance de court-circuit, la stabilité de la fréquence, etc.
Ainsi, les centrales au charbon qui ont été retenues, sont des centrales de 400 mégawatts. Dans le plan précédent, elles étaient de 650 ou 700 mégawatts. Le progrès de la technologie permet actuellement de faire en sorte qu'une centrale au charbon de 400 mégawatts soit techniquement optimale, mais de taille plus limitée. Ce qui permet de limiter les kilomètres de lignes nécessaires pour connecter ces centrales au réseau. Surtout, le plan prévoit 1 000 mégawatts de puissance décentralisée, à la limite dans les sites des clients industriels, ce qui réduit également le nombre de kilomètres de lignes nécessaires.
Le plan comporte un schéma de l'évolution du nombre de kilomètres de lignes à haute tension nécessaires par rapport au nombre de Kw/h consommés, indiquant que ce chiffre ne cesse de diminuer.
Malgré tout cela, il en faut encore, et, en matière de lignes aériennes, la philosophie du plan est de se limiter à ce qui est nécessaire pour faire en sorte qu'il n'existe plus dans le pays de zones déficientes à stabiliser et de consolider la structure du réseau belge.
M. Vandebosch, président de la S.P.E., tient à ajouter une remarque, en ce qui concerne le transport.
Il a entendu dire dans certains milieux qu'il conviendrait de limiter au maximum le développement des réseaux de transport, et en particulier celui du 380 kilovolts, qui constitue l'épine dorsale de ce réseau.
Il estime qu'il faut être logique. Si on se préoccupe de l'emploi ou de l'activité industrielle économique, dès l'instant où on suscite la construction de nouvelles centrales, pour la sécurité et l'amélioration des conditions d'approvisionnement, surtout des régions plus fragiles, il est paradoxal qu'on ne permette pas l'installation des lignes nécessaires.
Or, en matière d'emploi, le problème social particulièrement sensible, qui concerne essentiellement Électrabel, avait trouvé une solution très favorable pour les dix années à venir, ce qui est exceptionnel dans une Europe en crise.
En effet, la S.P.E. a pris l'engagement dans la mesure du possible, lorsqu'elle exploite une centrale à proximité d'un site supprimé par Électrabel, d'accueillir son personnel excédentaire.
Un commissaire rappelle que, depuis plusieurs années, les autorités européennes agitent l'idée qu'il faut davantage de liberté dans le marché de l'électricité. Même si, le 14 décembre 1995, les ministres ne parviennent pas à se mettre d'accord, au cours de la réalisation du plan d'équipement, la liberté des consommateurs de s'adresser aux fournisseurs de leur choix deviendra plus grande. Cependant, les choix faits dans ce plan d'équipement consistent à poursuivre la politique antérieure c'est-à-dire de faire en sorte que la Belgique ait suffisamment de capacités pour la production de ses besoins en électricité, sans augmenter ses achats à l'étranger. L'ouverture des marchés européens n'aura-t-elle pas pour conséquence que la construction d'une ou deux des centrales projetées sera superflue ?
M. Hansen répond qu'effectivement, le Comité National de l'Énergie et le Comité de Contrôle se sont focalisés sur ce problème important. Actuellement, on peut dire que l'incidence de la problématique européenne et de l'ouverture des marchés sur le système national est la suivante :
Électrabel et la S.P.E. sont relativement sereines en la matière, puisque, contrairement à d'autres producteurs en Europe, ils ne disposent d'aucun monopole légal de production et de transport en Belgique.
Il est actuellement assez difficile de se faire une idée du mode structurel qui sera retenu pour organiser l'ouverture du marché de l'électricité mais également du rythme et de l'ampleur de cette ouverture.
Aussi, baser une part importante de la couverture des besoins du pays uniquement sur une possibilité d'ouverture rapide et effective des échanges d'énergie électrique, aurait conduit, notamment, à un risque de prendre en compte dans les moyens de production de disponibilités venues de l'extérieur, que nous ne sommes pas sûrs d'avoir.
L'ouverture du système belge vers l'extérieur existe déjà, et, au niveau d'un plan décennal, il ne faudrait pas renoncer à l'avance à toutes les opportunités qui se présenteraient. Un exemple, l'accord conclu en 1993 avec les électriciens hollandais de la S.E.P. Il permet aux deux systèmes de se sécuriser mutuellement quant à leur stabilité et leur sécurité d'approvisionnement, sans que ni l'un, ni l'autre, doive procéder à des investissements inutiles. Il s'agit d'une belle synergie qui se situe aux marges des systèmes et qui n'hypothèque pas l'autarcie et l'indépendance énergétique d'un pays, ni le niveau d'emploi, direct et indirect, au sein d'un ou de plusieurs secteurs. Cette association permet d'arriver à disposer d'un secteur électrique parfaitement efficace.
En conclusion, les deux reproches que le secteur de l'électricité pourrait se voir adresser seraient :
qu'il ne serait pas efficient parce qu'il renoncerait à des opportunités économiques;
qu'il ne serait pas sûr, ni du point de vue stratégique, ni du point de vue social, parce qu'il base son plan d'équipement uniquement sur un avenir incertain.
Pour éviter ces deux reproches, on a donc essayé de faire ce qu'il fallait pour réaliser un système efficace. Le secteur verra bien quel sera le degré d'ouverture du marché, mais sans fuir ses responsabilités nationales.
M. Vandebosch précise qu'actuellement, sous la présidence espagnole au niveau européen, existent deux possibilités : l'acheteur unique et l'accès des tiers au réseau (A.T.R.).
Par rapport aux hypothèses de départ, il y a un an ou deux, l'acheteur unique n'est pas ce qu'espéraient les Français. Il est sensiblement édulcoré. D'autre part, l'A.T.R. est modéré par des éléments qui nécessitent une certaine forme de planification plus libérale que celle appliquée dans les pays à production centralisée.
Mais dans les deux hypothèses, sur la base des textes actuels, le plan d'équipement de production pour la Belgique s'impose.
Il n'existe donc aucune contradiction entre la mise au point d'un plan pour la Belgique et l'apparition le 14 décembre 1995, ou plus tard, d'une directive.
Un membre voudrait savoir si le chiffre de croissance annuelle du P.I.B. de 2,5 p.c. n'est pas surestimé.
M. Hansen rappelle qu'il s'agit d'un scénario de référence.
Par rapport au plan précédent, on a considérablement affiné les moyens de prévision, notamment au niveau macro-économique.
Nous utilisons un modèle macro-économique appelé « Multimod », proposé par le F.M.I., particularisé à la Belgique. Il est relativement simple, permet de faire des scénarios contrastés et de voir leur influence sur le P.I.B.
On a injecté dans ce modèle trois types de scénarios.
Le scénario médian est celui qui correspond aux paramètres politico-économiques les plus couramment admis en Belgique.
Le résultat obtenu de 2,5 p.c. correspond plus ou moins à ce que d'autres planificateurs, tel le Bureau du Plan, ont sorti.
Bien entendu cela s'étend sur une période de dix ans, mais ce n'est pas une prévision aberrante quand on la compare à celles des autres.
M. Vandebosch ajoute que, par rapport au plan précédent, il ne faut pas oublier qu'on a également modifié la liaison de la croissance de la demande d'électricité par rapport au P.I.B. Sinon, la croissance du P.I.B. serait beaucoup plus importante.
M. Hansen rappelle qu'en fait, il se produit deux phénomènes contradictoires mais qui vont tous les deux dans le bon sens.
D'une part, l'électricité est un vecteur énergétique qui continue à pénétrer de plus en plus le marché. De l'autre, au niveau de l'utilisation, c'est sans doute l'énergie qui peut se gérer le mieux et donc s'épargner le plus.
Cette pénétration des usages jointe à cette maîtrise des consommations font que, outre la structure même du P.I.B., le lien entre le P.I.B. et la demande d'électricité n'est plus aussi stable, ni ample que par le passé.
Une sénatrice estime que la croissance de la demande est un facteur qu'on pourrait maîtriser plus que ne le prévoit le plan. De plus, ce dernier ne comporte aucune évaluation des effets bénéfiques du contrôle de la croissance de la demande énergétique, par rapport à l'emploi, à l'environnement et à la réduction des investissements.
D'autre part, si le secteur ne dispose pas d'un monopole de production, il a bien un monopole de fait de distribution.
Elle se déclare favorable au développement de la cogénération.
Comment envisage-t-on ce développement ?
Un membre précise que la réponse à ces questions se trouve à la page 13 du rapport de synthèse.
L'intervenante ne se déclare pas satisfaite de ce qui s'y trouve. De plus, elle voudrait savoir où en est la promotion des énergies renouvelables au-delà de la cogénération.
Enfin, elle désirerait avoir des précisions sur la situation en matière d'émissions de CO2 par rapport aux engagements de leur réduction pris par la Belgique.
M. Hansen répond ce qui suit :
La croissance de la demande est, en effet, un paramètre maîtrisable. Il faudrait savoir quel est le potentiel réel d'économie d'énergie au niveau de la consommation de l'électricité.
Il a été postulé que, pendant la période 1995-2005, la demande spontanée d'électricité serait de 2,7 p.c. par an et, avec un effort d'utilisation explicite, 1,8 p.c. par an. Est-ce trop ou pas assez ? La question est posée. Le secteur de l'électricité pense que c'est un bel effort qu'on va tenter de réaliser.
Les autres questions ont trait, de près ou de loin, aux moyens à mettre en oeuvre pour y arriver.
M. Hansen précise qu'au Comité de Contrôle, ce matin même, se posait la question de l'adoption du premier plan d'utilisation rationnelle de l'énergie de la production. C'est-à-dire que l'ensemble des opérateurs belges doit soumettre, tant pour la production que pour la distribution, un plan explicite visant à promouvoir l'U.R.E. notamment dans le but de réaliser ces économies d'énergie, prévues entre 1995 et 2005.
En ce qui concerne le volet de la production, tout ce que l'intervenante a évoqué est repris dans ce plan (cf. la cogénération et la promotion des énergies renouvelables).
M. Hansen est très étonné que l'intervenante trouve que le plan contienne peu de cogénération. En effet, l'ensemble du secteur considère qu'il s'agit là d'un grand défi industriel (1 000 mégawatts de production décentralisée).
Contrairement à ce que déclare l'intervenante, il y a aussi beaucoup de cogénération au niveau des petits clients industriels ou du secteur tertiaire (petite cogénération).
Les deux systèmes de cogénération sont promotionnés par les secteurs électriques, en production et en distribution.
Si on ne l'a pas fait plus tôt, c'est parce que la technologie ne le permettait pas. Actuellement, on en arrive même à une très petite cogénération de 1 ou 2 mégawatts.
C'est ce phénomène que le plan prend en compte sur une échelle de 1 000 mégawatts.
Quant aux énergies renouvelables, il existe effectivement une législation en cette matière aux États-Unis, mais des dispositions similaires existent aussi en Belgique.
Le Comité de Contrôle est tout à fait favorable à ce genre de mesures.
La sénatrice fait remarquer qu'il ne s'agit pas d'une législation, mais seulement du bon vouloir du Comité de Contrôle, qui ne vaut que pour 2 ou 4 ans.
M. Hansen n'est pas d'accord. Il s'agit d'une recommandation, et il précise qu'elle est réévaluée après 5 ans.
En ce qui concerne le CO2 , l'extrapolation des émissions de CO2 se trouve dans le plan. Elles sont limitées, d'une part, par les économies d'énergie dont on vient de parler, mais, d'autre part, augmentent à cause de la diminution de la participation du nucléaire dans le système de production. Or c'est le seul système qui ne produit pas de CO2 .
Un commissaire voudrait savoir comment le plan d'équipement s'adapte au moratoire sur les contrats Synatom/Cogema. Sur quelle formule se base-t-on pour une éventuelle prolongation de ce moratoire ?
Quant à la problématique des déchets nucléaires de faible intensité et de longue vie, y a-t-il des précisions dans le plan d'équipement sur les options prises en la matière ?
Sous quel contrôle s'effectue la provision réalisée légalement et où est-elle placée ?
Quelle est la perspective de déclassement des centrales nucléaires et dans quel délai ?
M. Hansen répond que ce plan n'envisage aucune option nucléaire nouvelle.
L'option nucléaire de Chooz faisait partie du plan de 1988 et le prochain plan devra sans doute aussi réexaminer l'option nucléaire. Dans ce plan-ci, on s'est limité à dire qu'elle restait ouverte.
Du point de vue de la planification, il n'y avait pas de point d'actualité à examiner, parce que nous allons nous trouver bientôt confrontés avec une nouvelle génération de systèmes nucléaires de plus petite taille et dotés d'autres systèmes de sécurité. Il faudra donc, à ce moment, réévaluer cette option.
La fin de durée de vie des centrales n'y est pas évoquée.
Le moratoire sur les contrats d'approvisionnement n'a donc aucune incidence sur le plan.
Un autre membre, lors d'une visite aux industries chimiques du port d'Anvers, situées à la frontière des Pays-Bas, a appris qu'elles regrettaient de ne pouvoir se raccorder au réseau hollandais, dont les tarifs seraient très inférieurs à ceux pratiqués en Belgique.
La fiscalité appliquée à nos producteurs d'électricité ne réduit-elle pas leurs possibilités concurrentielles et d'expansion sur le marché international ?
D'autre part, ne serait-il pas utile, dans le cadre de la stratégie internationale du secteur de l'électricité, qu'un accord soit conclu avec les Gouvernements fédéral et régionaux pour établir une fiscalité globale à moyen ou même long terme ?
M. Hansen ne comprend pas bien les plaintes formulées par l'industrie chimique anversoise. En effet, il y a quelques jours à peine, le Financieel Economische Tijd a publié le dernier tableau comparatif des prix européens de l'industrie. Il en ressort que la Belgique pratique les prix les plus bas. Pourquoi, dès lors, souhaiteraient-ils un raccordement au réseau des Pays-Bas ? De plus, absolument rien ne les empêche de le faire.
Si nos tarifs sont les plus favorables d'Europe, malgré une fiscalité qui est la plus élevée d'Europe, c'est grâce à l'augmentation de la productivité du secteur et des investissements, au fil du temps, et surtout depuis la création d'Électrabel en 1990 et des accords conclus entre Électrabel et la S.P.E. depuis 1994.
À l'heure actuelle, le secteur de la production de l'électricité est prêt à poursuivre la rationalisation.
Le poids de la fiscalité qui nous est imposée, surtout depuis 1992, hypothèque-t-il le plan d'expansion du secteur ?
M. Hansen ne le pense pas. Évidemment, cela empêchera d'autres diminutions tarifaires.
M. Vandebosch confirme qu'un raccordement à un réseau étranger est en effet possible. Mais dans ce cas, un problème de concurrence se pose. En effet, tant l'importateur que le fournisseur étranger d'électricité seraient moins taxés. Il n'est donc pas exclu qu'un problème de concurrence finisse par se poser.
L'intervenant est d'accord et souligne que la fiscalité imposée au producteur est, en fait, assumée par le consommateur.
Un membre fait remarquer que le système fiscal à charge du secteur de l'électricité comporte un impôt de répartition, ce qui n'existe plus qu'en Belgique.
Un commissaire voudrait savoir si on a tenu compte dans le plan de l'extraordinaire développement des télécommunications.
M. Hansen répond négativement. Cela a peu d'incidence sur le secteur en ce qui concerne l'augmentation de la demande.
Cependant, ce genre de technologie peut apporter des moyens supplémentaires de régulation des centrales ou de gestion de la demande. Dans ce cas, la réponse serait plutôt affirmative. Cela peut en effet jouer un rôle.
Une autre sénatrice repose sa question concernant le déclassement des centrales et le stockage des déchets nucléaires. A-t-on évalué le coût d'un contrat avec la Suède en matière d'enfouissement ?
M. Hansen répond que ce n'est pas repris dans le plan d'équipement.
L'intervenante se demande si la crainte, qu'on a évoquée plus haut, de la concurrence des pays voisins ne peut pas être retournée par une politique de promotion de notre production vers nos pays voisins. Existe-t-il une stratégie d'Électrabel à ce sujet ?
Pas dans le plan, confirme M. Hansen.
Une sénatrice voudrait savoir si la Belgique intervient dans la gestion des déchets de la centrale nucléaire de Chooz à concurrence de 25 p.c.
Certaines centrales se font vieilles et sont amorties. Cependant, on a renouvelé les générateurs de vapeur, ce qui est un investissement important. Qu'en est-il de leur déclassement ?
M. Hansen rappelle que le plan ne ferme pas l'option nucléaire. Étant donné les investissements qui viennent d'être faits, il n'est évidemment pas question de fermer ces centrales à moyen terme.
Quant à la gestion des déchets à Chooz, c'est l'E.D.F. qui intervient. De la même façon, la France possède une part de Tihange, dont nous gérons les déchets. Chaque centrale gère donc ses propres déchets.
Un membre aimerait savoir si un problème se pose au cas où on ne trouve pas de site pour le stockage des déchets de faible intensité.
M. Hansen déclare que cela ressort du plan O.N.D.R.A.F. De toute manière, il est possible d'assurer le stockage en toute sécurité. Qu'elles soient pour les déchets de faible ou de forte intensité, qu'elles soient en stockage, en retraitement ou en stockage d'attente, les solutions techniques existent.
Elles existent notamment en Suède et en France, et ce, avec un degré de sécurité et de contingentement par rapport à l'environnement, de loin supérieur aux déchets d'autres industries, en ce compris, par exemple, le fait de produire de l'électricité avec du charbon.
C'est une problématique d'approche psychologique de la question.
En conclusion, rien de tout cela n'est repris dans le plan.
Un commissaire constate que la Communauté européenne joue un rôle important vis-à-vis de la gestion des centrales nucléaires de l'Europe centrale et orientale. Dans quelle mesure la Belgique participet-elle à l'action dans ce domaine ?
M. Hansen précise qu'Électrabel travaille avec la division nucléaire de Tractebel, qui est très intimement liée à tous les programmes européens de requalification des centrales des pays de l'Est, que ce soient des programmes de la Commission, de la B.E.R.D. ou de l'O.C.D.E.
M. Vandebosch ajoute que la S.P.E. (groupement des producteurs publics purs) s'est trouvée confrontée, à la fin des années 1970, à un secteur privé performant. Les prix de revient des producteurs publics purs n'étaient pas suffisamment compétitifs. Leur « know-how » était faible. Par contre, l'énergie nucléaire était performante. Le prix moyen de l'électricité était en baisse. Les sociétés privées Ebes, Intercom et Unerg représentaient 95 p.c. du marché. C'est pourquoi la Régie de Gand, la W.V.E.M., la Production liégeoise et les autres producteurs publics ont jugé utile de se regrouper. Ce regroupement a permis d'obtenir un prix moyen de la calorie assez avantageux.
Tout d'abord, la S.P.E. a demandé à pouvoir bénéficier d'une tranche de la production nucléaire à Tihange. Puis, la S.P.E. a obtenu la copropriété (en tant que non-gestionnaire à l'époque). Cela a permis à la S.P.E. de pouvoir bénéficier de l'avantage indispensable de la production nucléaire. Faute de cela, dans un laps de temps de 2 ou 3 ans, les producteurs publics auraient été éliminés de la carte de production.
Or, la S.P.E. avait le devoir de se développer, de continuer à produire, d'assurer l'emploi de ses collaborateurs et collaboratrices et en même temps de donner une certaine rentabilité aux fonds publics.
L'accord avec les producteurs privés a permis à la S.P.E. d'entrer dans le jeu et de négocier une croissance.
L'accord de 1981 a été précisé en 1990 avec des décisions quant à l'attribution très précise de l'électricité produite par ces centrales. Un plan de développement était extrapolé à partir de 1995 jusqu'en 2005 avec une croissance du parc national de 15 p.c.
Cela demandait pas mal de moyens financiers. La S.P.E. a également bénéficié de l'apport de jeunes cadres pour faire face à cette croissance. Puis, en 1994, la S.P.E. a décidé non pas de revenir sur l'accord de 1990, mais de préciser davantage les rapports dans un cadre qui n'était pas simplement une copropriété, mais une espèce de contrat d'exploitation, pour certaines centrales. Les parties sont revenues sur certaines dispositions de l'accord qui étaient très compliquées et assez inapplicables. Les structures ont été simplifiées.
Actuellement, la S.P.E. existe toujours, possède son identité, a son propre personnel et son indépendance financière. La S.P.E. peut toujours se développer, même parfois en concurrence avec le privé, dans des domaines tels que la cogénération. Par contre, la S.P.E. a bénéficié d'un certain nombre d'avantages qui concernent la stabilité et la gestion en commun du parc national.
En réponse à la question d'un sénateur, M. Vandebosch déclare que la S.P.E. ne licencie pas de personnel. Si possible, elle reprend même le personnel d'Électrabel.
M. Hansen ajoute que deux problèmes peuvent se poser :
Le premier élément est que le plan d'équipement comporte effectivement un plan de fermeture de 3 700 Mwatts d'anciennes centrales en 10 ans. Ces centrales seront fermées en partie pour des raisons d'obsolescence économique et en partie aussi parce que, si elles étaient maintenues en service, elles ne nous permettraient plus de respecter notre accord de branche SO2 /NOX (oxyde d'azote). Si on les modernisait en leur adjoignant des systèmes dits « désox, dénox » pour respecter les « convenants » signés, cela reviendrait à investir très cher pour des machines pratiquement en bout de course (elles ont plus de 40 ans).
Un membre fait remarquer que ces centrales ont été construites au-dessus des puits de charbon.
Une sénatrice demande pourquoi il n'est pas possible de décentraliser davantage. Ne peut-on utiliser ces sites et mettre à leur place de nouvelles machines décentralisées ?
M. Hansen répond que, s'il se présente une opportunité de mettre une machine de cogénération sur un des sites fermés, sur lequel il n'y a pas de nouvelle machine, on le fera.
À la question d'un intervenant, M. Hansen répond que la convention collective du secteur d'électricité ne prévoit nulle part que le secteur ne puisse pas licencier du personnel.
L'intervenante estime qu'Électrabel fait suffisamment de bénéfices pour consentir les investissements nécessaires au renouvellement des sites fermés. Il lui semble que c'est le secteur public qui assumera la fermeture des unités, puisqu'il reprend le personnel d'Électrabel.
M. Vandebosch réplique que la S.P.E. reprendra le personnel en question seulement en cas de besoin.
M. Hansen déclare qu'en vertu des accords de 1981, 1990 et 1994, la S.P.E. est une entreprise qui, dans le secteur de la production, passera de 7 p.c. à 15 p.c. si elle en décide ainsi. L'ensemble de ces conventions conduit Électrabel à céder une partie de son marché de production. Donc si, soit lors des fermetures de centrales, soit lors de la cession par Électrabel à la S.P.E. d'une partie de son marché de production, des problèmes de reclassement de personnel se posaient pour Électrabel, la S.P.E., étant en croissance, pourrait engager du personnel qualifié licencié par Électrabel.
L'intervenante demande à pouvoir disposer du document concernant le « Plan d'utilisation rationnelle de l'énergie ».
M. Hansen déclare que ce document a été déposé au Comité de contrôle et y est actuellement examiné en commission.
Un commissaire déclare qu'il a fait distribuer un document intitulé « Un avenir sans énergie nucléaire en Belgique », élaboré à la demande de Greenpeace par des chercheurs de l'université d'Anvers au « Studiecentrum voor technologie, energie en milieu (STEM) ».
Un sénateur cite une interview accordée par M. Hansen au journal « La Wallonie » le lundi 4 décembre 1995, dans laquelle il déclare qu'envisager du 380 000 volts en souterrain sur de longues distances est techniquement, financièrement et économiquement impossible. Que faut-il entendre par « de longues distances » ?
Deuxièmement, en ce qui concerne le tracé des lignes à très haute tension, l'intervenant constate que, par exemple, pour le futur tracé de la ligne à haute tension de Tihange à Courcelles, M. Hansen défend l'idée qu'il faut concentrer les nuisances, ce qui est assez logique. Par contre, en ce qui concerne le futur tracé de la ligne à haute tension de Tihange à Avernas, on prévoit un 380 kilovolt, alors que, d'après les informations dont dispose le sénateur, un 150 kilovolt pour alimenter le T.G.V. serait suffisant. Le couloir existant n'est donc pas utilisé et les nuisances ne sont pas regroupées. N'y a-t-il pas là un manque de logique ?
Pour le premier point, M. Hansen estime que le passage de l'article de presse visé n'était pas très clair. Il déclare avoir dit que la mise en souterrain de 380 000 volts était pratiquement insupportable, non seulement du point de vue financier et économique, mais qu'en plus, techniquement, l'on ne pouvait pas réaliser de longues distances. Les seules qui existent actuellement en 380 000 volts sont des entrées dans des villes sur de très courtes distances (4 à 5 kms), ce qu'Électrabel ne fait pas. Le seul exemple de traversée de ville souterraine est Vienne, qui fait 12 ou 13 kms. Cet exemple est souvent cité parce qu'il est techniquement unique.
Un collaborateur de M. Hansen ajoute que, dans l'état actuel des technologies, réaliser un câble souterrain en 380 kilovolts revenait à concentrer sous une enveloppe beaucoup plus étroite le fait de tenir une tension plus élevée et cela générerait donc au niveau électrique, un certain nombre d'effets annexes qui conduiraient à faire remonter de manière difficilement contrôlable la tension électrique aux noeuds d'extrémité. Plus le câble est long, plus ce phénomène se produit. C'est une des raisons pour lesquelles on a renoncé aujourd'hui à réaliser techniquement de longues liaisons souterraines de 380 kilovolts, outre le fait que ce type de réalisation devrait être protégée par du béton et que cela représenterait des couloirs et des emprises au sol très importants. Du point de vue technique, le phénomène est aussi mal maîtrisé, parce que le fait d'insérer des liaisons souterraines de 380 000 volts dans du réseau aérien de 380 000 volts pose des problèmes relatifs au réglage de la tension.
En ce qui concerne la ligne de haute tension Tihange-Avernas, il faut savoir que, d'une manière générale, le propre des réseaux est d'essayer de résoudre plusieurs problèmes à la fois. Cela veut dire qu'il n'y a jamais une cause unique à la construction du réseau. Parce qu'en simplifiant le problème, cela voudrait dire qu'il y aurait un réseau pour chaque client, y compris le particulier. Donc le propre de la logique des réseaux est d'essayer de rencontrer le maximum de besoins en créant le minimum de liaisons.
En ce qui concerne Tihange-Avernas, on essaie de résoudre trois problèmes : le premier est l'alimentation électrique du T.G.V.; le deuxième est l'alimentation en sécurité de la zone Jodoigne-Hannut-Tirlemont; le troisième est de sortir en sécurité la production du noeud de Gramme (380 kilovolts).
Pour ce faire, il y a deux demandes en cours. Il s'agit d'abord de la ligne Tihange-Fleurus-Courcelles et aussi de la ligne Tihange-Avernas qui, dans une certaine mesure, ont la même utilité, puisqu'on prélève là où il y a de la production pour soutenir des endroits qui sont fragilisés du point de vue de la structure du réseau (Jodoigne-Hannut et Tirlemont). De ce fait-là, on résout deux problèmes à la fois.
Pour ce qui est du T.G.V., il s'agit techniquement de moteurs particuliers qui sont en réalité des moteurs monophasés qui tirent sur une phase et conduisent à engendrer, si on le faisait en trop basse tension, un certain nombre d'inconvénients. Ces inconvénients sont de trois ordres.
Le premier est la formation de déséquilibres de courant qui conduisent, chez les clients périphériques, à faire chauffer les moteurs des industriels voisins parce qu'il y a une composante électrique qui agit sur ce type de moteur.
Le deuxième inconvénient consiste à engendrer l'effet « flikker », c'est-à-dire que, chaque fois que l'on démarre un gros moteur, il y a des variations de tension et que les récepteurs voisins se trouvent perturbés, si on ne le fait pas au travers d'un réseau puissant, qu'on appelle dans le jargon technique une « puissance de court-circuit suffisante ».
Le troisième inconvénient est le problème des harmoniques, c'est-à-dire que ce type de moteur/récepteur produit effectivement des fréquences autres que du 50 Hertz et de ce fait-là produit aussi, sur les récepteurs voisins, des effets de pollution. Par conséquent, lorsqu'on met ce type de phénomène à un niveau de tension supérieur, d'une part, les phénomènes de « flikker » disparaissent et quant aux problèmes d'harmoniques, au niveau du laminage vers les autres récepteurs, on a un effet de laminage progressif par les réseaux, et quand on arrive en basse tension, il ne se produit plus rien.
C'est l'ensemble de ces raisons qui conduisent à proposer la solution reprise dans le plan d'équipement, en ce qui concerne la ligne de haute tension Tihange-Avernas.
Un commissaire voudrait savoir si cette fonction-clé, qui est passée tout à fait inaperçue au moment où on a octroyé au secteur de l'électricité l'utilisation du poste de Gramme, ne fait l'objet d'aucune taxation particulière qui serait intégrée dans le prix de l'électricité.
M. Hansen répond qu'à sa connaissance, le poste de Gramme, contrairement à la centrale de Tihange, ne fait l'objet d'aucune taxation spécifique.
M. Vandebosch déclare avoir vécu quelque chose de semblable à Roteux et à Rimière il y a une vingtaine d'années. La commune de Roteux, devenue maintenant Neupré, avait manifesté l'intention de frapper cette installation d'une taxe communale. Le projet a été retiré, à l'intervention de la tutelle.
Le présent rapport est approuvé à l'unanimité des 8 membres présents.
| La Rapporteuse, | Le Président, |
| Michèle BRIBOSIA-PICARD. | Paul HATRY. |
(1) N.D.L.R. : la réunion du 14 décembre 1995 a été ajournée d'une semaine et n'a abouti à aucun résultat.