La facture énergétique des entreprises et des ménages italiens est de plus en plus chère, avec de graves répercussions sur la compétitivité du système des entreprises et sur le niveau de vie des personnes. Parmi les grands « accusateurs » de cette croissance figure la composante A3 des factures d'électricité, qui explose littéralement (le GSE l'estime à plus de 10,4 milliards en 2012).
En résumé, une grande importance est de plus en plus assumée par la composante "verte" du coût de l'énergie, ce qui est encore accentué par la manière dont ce poste finit par affecter les familles et les PME en particulier. Mais le problème ne s'arrête certainement pas là. A cette dynamique à laquelle il faut ajouter une série de baisses de coûts réservées aux gros consommateurs, qui sont payées par ceux qui ne sont pas de grands opérateurs :
- service interruptible (conformément à la loi 99/09 pour les dernières cessions, il s'agit en réalité d'un avantage dont ils bénéficient depuis un certain temps) : rémunération de 150.000 500 €/MW/an contre la volonté de réduire instantanément la charge. Le coût de la subvention pour la collectivité est de 550 à 10 millions d'euros. La remise client se situe entre 20 et 75 euros/MWh contre un coût énergétique d'environ 80-XNUMX euros/MWh ;
- service de réduction de retrait instantané (ex décret loi 3/2010). C'est la mesure pro-Alcoa dont bénéficient également les autres grands clients des grandes îles : la rémunération égale à 300.000 40 €/MW/an contre la volonté de réduire instantanément la charge. La remise pour le client s'élève jusqu'à 160 euros/MWh et n'est pas cumulable avec l'interruptibilité et l'importation virtuelle. Le coût de la subvention dans la facture des consommateurs est d'environ XNUMX millions d'euros ;
- exonération des frais d'expédition (loi 99/09 art. 30.19) : réservé aux clients ayant une puissance interruptible > 40 MW. La remise pour le client est comprise entre 3 et 6 euros/MWh et peut être combinée avec l'interruptibilité et l'import virtuel. Le coût de la subvention pour les consommateurs se situe entre 100 et 150 millions d'euros ;
- importation virtuelle (loi 99/09 art. 32.6) : mise en place pour favoriser la création d'interconnexions par les clients finals pour un total de 2500 MW, elle permet aux délégataires de bénéficier du prix d'un contrat étranger grâce à l'intermédiation d'un expéditeur. L'avantage est égal à la différence entre le prix étranger et le prix italien, diminuée d'une taxe. La remise pour le client est d'environ 10 euros/MWh (jusqu'à un maximum de 14 à prix courants) et peut être combinée avec l'interruptibilité et l'importation virtuelle. Le coût de la subvention pour les consommateurs est d'environ 330 millions d'euros ;
- exonération des frais de système (Dispositions pour déterminer les tarifs de la Régie de l'Energie et du Gaz) sur les consommations énergétiques mensuelles supérieures à 12 GWh. Le coût de la subvention pour la collectivité est d'environ 300 à 400 millions d'euros. La remise pour le client - pour un gros consommateur d'énergie - est jusqu'à 15 euros/MWh et peut être combinée avec tous les autres avantages.
De plus, à ces coûts "explicites" - même s'ils ne sont généralement pas connus du citoyen -, il faut ajouter les coûts de transport et de dispatching, quadruplés (!!!!!) de 2004 à 2012 de 4,51 à 16,40 euros/MWh pour la moyenne tension de base utilisateurs.
Les raisons de cette augmentation sont multiples, mais il me semble important d'en souligner deux ici :
- la rémunération versée à Terna pour les investissements dans le réseau. En effet, alors que le rôle important joué par Terna dans le développement de l'infrastructure ne fait aucun doute, un certain allègement semble possible tant en référence à la rémunération versée à ces investissements (égale à 6,9 %) qu'au cours de la période régulatoire précédente 2008-2010 – années n'oublions pas les taux d'intérêt extrêmement bas - et à la part importante pour laquelle une rémunération supplémentaire a été demandée dans la même période (une nouvelle augmentation de 3 % de la rémunération de base) réservée aux investissements stratégiques (environ 1.940 3.000 millions d'euros sur 2 3 millions , comme le rapporte l'Aeeg, ayant donc classé XNUMX/XNUMX des travaux comme stratégiques…).
- l'augmentation des charges liées à la maintenance et à l'équilibrage du système, en raison des caractéristiques particulières des sources renouvelables, et notamment de leur discontinuité et de leur non-programmabilité en l'absence d'interventions spécifiques dédiées à cela. Sans entrer dans trop de détails techniques, quelques exemples peuvent suffire à donner une idée du problème : l'été dernier, pendant des périodes assez longues, dans certaines régions du pays, la demande d'électricité pendant la journée a été entièrement satisfaite par des énergies renouvelables. la production (notamment photovoltaïque), avec priorité au dispatching, qui bien sûr était presque totalement perdue à la tombée de la nuit, avec donc nécessité d'être remplacée assez brutalement par la production thermique traditionnelle.
Ainsi, pendant la journée, les centrales thermoélectriques ont été maintenues au minimum technique pour pouvoir ensuite fournir l'énergie nécessaire pendant la soirée/nuit. Avec pour conséquence que, dans la période ci-dessus, il a été possible de constater une forte augmentation du prix de l'énergie de nuit (de source traditionnelle) : en revanche, si je travaille quelques heures par jour, le seuil de rentabilité doit être fait dans ces heures…. Mais de même, le manque de programmabilité des renouvelables (il fera beau demain ? Le vent ne soufflera-t-il ni trop peu ni trop fort ?) fait que le producteur ne "réserve" pas la veille pour introduire l'énergie dans le net. En l'absence de cette production, le sujet responsable de l'équilibre du marché "réservera" un producteur traditionnel, et puisque l'ordre du mérite part du plus efficace et continue de monter, il finira par être "appelé" un producteur plus cher , qui sera alors celui qui déterminera le prix pour tout le monde (prix marginal du système). Si le soleil brille le lendemain, le producteur renouvelable alimentera le réseau (priorité dispatching), mais il y aura plus d'énergie que nécessaire et donc toute ne sera pas utilisée, mais elle sera certainement intégralement payée, et à un prix plus cher pour le système…. Et on pourrait continuer….
Comment en sommes-nous arrivés là et que faire ? Les raisons sont certainement multiples et remontent à des choix de longue haleine de notre pays. Certes, cependant, en ce qui concerne ces dernières années, nous payons l'absence d'une stratégie énergétique nationale globale : lorsque, quelques jours après la victoire électorale du gouvernement Berlusconi en 2008, le ministre Scajola s'est présenté à l'assemblée annuelle du Confindustria et a annoncé le retour de l'Italie à l'énergie nucléaire, promettant de poser la première pierre d'une nouvelle centrale d'ici la fin de la législature et impliquant un modèle de production d'énergie pour l'avenir composé de 25 % d'énergies renouvelables, 25 % de nucléaire, 50 % d'énergies fossiles ne pouvait certainement pas prédire la demande de référendum ou le résultat du référendum.
Mais on a tout de suite compris comment le Gouvernement - en toute légitimité - avait décidé de faire du nucléaire un drapeau, symbole de sa capacité à « faire » : et, pour cela, le slogan 25+25+50 suffisait. Mais alors, par rapport au slogan, il fallait faire quelques pas en avant….. Et au lieu de cela, même si l'article 7 de la loi n. 133 de 2008 prévoyait une résolution émise par le Conseil des ministres, sur proposition du ministre du Développement économique, qui définissait la stratégie énergétique nationale, afin d'indiquer les priorités à court et à long terme pour notre pays, les années ont passé sans étapes significatives dans ce sens, même si des dispositions spécifiques ne manquent certainement pas. Mais était-il concevable de penser pouvoir esquisser une stratégie complexe comme celle de l'énergie sur la base d'un slogan ou n'aurait-il pas été préférable que la discussion sur le bien-fondé des mesures ait eu lieu en aval d'une réflexion globale et approche articulée des problèmes énergétiques de notre pays? Fondamentalement : était-il logique de penser en morceaux ? En revanche, il n'aurait pas été indispensable de partir d'une véritable consultation publique impliquant citoyens, opérateurs et associations pour construire une vision d'ensemble éclairée, qui articulerait les choix relatifs au mix de production avec ceux concernant le développement des infrastructures de transport et diffusion ? Quel cadre de référence a été donné aux opérateurs et aux investisseurs pour organiser leurs choix stratégiques ? Et si l'une des raisons du retour au nucléaire était celle de la sécurité énergétique, la récente « explosion » de gaz non conventionnels dans des pays à faible risque géopolitique, n'aurait pas dû au moins nous obliger à réfléchir plus profondément sur l'une des ( fondées) les hypothèses du choix du nucléaire, c'est-à-dire la nécessité de réduire la dépendance énergétique vis-à-vis des zones du globe « à risque » ? Tout cela confirme l'impression qu'au-delà des choix précis sur le fond, beaucoup de temps utile a été perdu ces dernières années - de la part du gouvernement de centre-droit - à poursuivre par des annonces continues des choix plus idéologiques et « flag » que de substance réelle, en négligeant au contraire l'opportunité d'affronter des problèmes tels que ceux relatifs aux incitations au photovoltaïque de manière clairvoyante, ce qui a certainement permis dans un premier temps de rattraper le retard coupable de notre pays sur ce front, mais qui a ensuite au moins en partie dégénéré en un phénomène purement spéculatif et financier, il n'a pas produit de véritable filière industrielle nationale et risque désormais d'avoir hypothéqué toutes les ressources disponibles en les soustrayant à l'électricité renouvelable autre que photovoltaïque, thermique et d'efficacité énergétique .
Que faire à ce stade ? Sans aucune prétention à l'exhaustivité ou à l'exhaustivité, nous souhaitons énumérer ci-dessous quelques "pistes d'intervention" possibles sur lesquelles stimuler la réflexion et les décisions, dans un cadre organique que le pays attend depuis trop longtemps :
- c'est il est urgent d'ouvrir une discussion sur ce qui va dans le projet de loi et ce qui va dans la fiscalité générale (évidemment si la situation économique le permet) : des postes tels que les régimes tarifaires spéciaux pour les chemins de fer ou d'autres de nature plus générique devraient en effet être transférés au budget de l'État. Mais de la même manière, il faudrait aborder la question de la "taxe sur la taxe", qui caractérise par exemple le gaz méthane, pour lequel le calcul de la TVA sur les droits d'accises est envisagé, qui fournit à l'État une les recettes supplémentaires supérieures à 6 % (constituant environ 30 % du total imposable y compris la surtaxe régionale au profit des régions qui en font la demande) les sommes dues, sont tenues au paiement de la taxe, sans possibilité de recours ;
- Par conséquent, décider qui paie et qui ne paie pas dans la facture. Il s'agit de retravailler les schémas incitatifs actuels en activant une logique correcte, qui prévoit tout d'abord l'identification des priorités de politique industrielle pour le pays (tels que les secteurs de base, énergivores et non énergivores, pertinents pour la compétitivité du système, ainsi que particulièrement exposé à la concurrence internationale), auxquels des concessions peuvent être accordées, avec une sélection au mérite qui s'appuie donc sur des choix stratégiques prospectifs, s'affranchissant des critères actuels trop souvent purement quantitatifs ;
- demander aux producteurs d'énergies renouvelables de supporter les coûts d'équilibrage du système, se dotant (individuellement, en association ou en payant des tiers) des structures d'accumulation nécessaires, afin de fournir de l'énergie avec continuité et prévisibilité sur 24 heures. Des cumuls qui, en revanche, s'ils étaient préparés par Terna ou Enel Distribuzione finiraient nécessairement dans la facture, et donc payés à nouveau principalement par les familles et les PME ;
- pousser le développement de la production distribuée à haut rendement (afin de minimiser les coûts de production), identifiant un nouveau paradigme du système électrique qui dépasse le modèle de production centralisé et les coûts d'infrastructure qui en découlent, permettant de réduire progressivement les coûts de transport, de dispatching et d'équilibrage. En ce sens, l'Autorité de la Concurrence et du Marché (réclamation AS898) a, entre autres, récemment représenté que "l'absence de développement des réseaux privés - desservant non seulement les entreprises industrielles, mais aussi les entreprises commerciales et de services, comme prévu par l'article 28 de la Directive 2009/72/CE – pourrait se traduire d'une part par une réduction des opportunités de croissance de la production d'électricité à partir de sources renouvelables et de la cogénération à haut rendement – qui seraient donc limitées à l'auto-approvisionnement et aux centrales qui alimentent l'énergie produite dans le réseau public - et, d'autre part, en moindre concurrence avec les opérateurs des réseaux publics de transport et de distribution et, indirectement, avec les propriétaires de grandes centrales de production qui injectent l'énergie produite dans le réseau public. Pour les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution, en effet, leurs revenus étant proportionnels à l'énergie qui transite par ces réseaux, la menace d'une baisse de la demande due au développement des Réseaux Fermés de Distribution constitue un puissant incitant à une gestion efficace de ces réseaux publics, afin de réduire les coûts de transport et de dispatching et donc l'opportunité d'adopter des solutions système basées sur des réseaux privés ». Cette position nous amène à penser que le non-paiement des tarifs de réseau par les utilisateurs appartenant aux systèmes utilisateurs ne devrait pas nécessairement se traduire par une augmentation des tarifs de réseau pour les utilisateurs extérieurs aux systèmes utilisateurs car cette perte de revenus pourrait/devrait rester à la charge du opérateurs de réseau et constituent un levier pour ces mêmes opérateurs de réseau pour améliorer l'efficacité de leurs activités sans aucun surcoût dans la facture et pour le consommateur final, qu'il soit domestique ou industriel.
- accélérer les investissements d'interconnexion avec les autres pays européens, afin de valoriser les particularités du mix de production et par conséquent aussi l'efficacité et la flexibilité de notre flotte de cycles combinés, qui se prête bien à moduler les productions plus rigides d'autres pays. Il est vraiment impossible de penser construire une politique énergétique qui dépasse le niveau national, intégrer les systèmes énergétiques continentaux et réaliser l'interconnexion de tout l'espace méditerranéen (y compris l'Afrique du Nord pour intercepter les centrales du futur projet Desertec, s'il est réellement mis en œuvre à un coût compétitif) ? Cela permettrait de réaliser une "division du travail" entre les différents pays, qui valorise les spécificités, les compétences, les histoires industrielles, par exemple en concentrant l'éolien au nord de l'Europe, où les vents sont forts et constants, et les fonds marins peu profond pour l'off-shore, utilisant le charbon allemand, ainsi que le nucléaire français, pour assurer la production en base de toute l'Europe, et les cycles combinés italiens pour la modulation de l'offre. Cette hypothèse fascinante nécessite cependant la construction d'un système européen qui surmonte les égoïsmes nationaux et la logique selon laquelle chaque pays doit avoir son propre champion national, et des investissements très importants dans les réseaux de transport nationaux et transnationaux, qui surmontent les goulots d'étranglement existants, qui relèvent de l'histoire et de la logique nationales, mais ont aussi pour fonction – il faut le savoir – d'arbitrer et de positionner les rentes des différents producteurs (souvent précisément les « champions nationaux »).
Il s'agit donc, pour l'essentiel, de reprendre les structures, les équilibres, de positionner les loyers, de faire l'effort de identifier un modèle durable pour les années à venir, là où la durabilité est interprétée dans son sens environnemental mais aussi économique, afin de permettre le maintien et - si possible le développement - d'une présence industrielle qualifiée dans notre pays, en phase avec son histoire. Le gouvernement Monti a récemment montré qu'il voulait "saisir les cornes" de la question de la libéralisation de l'approvisionnement en gaz (par la séparation de la propriété de Snam d'Eni), peut-être que le "match de l'électricité" pourrait être le prochain défi. C'est l'espoir de l'écrivain.
L'article paraîtra dans la version complète sur Gestion des utilitaires (www.magazine-utilities.com), le magazine fondé et dirigé par le prof. Andrea Gilardoni de Bocconi.
