Électricité : le monopole public pourrait faire baisser les prix en France…

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« Qu’est-ce que vous comprenez du marché européen de l’électricité ? », demande Hervé Machenaud, ancien directeur d’EDF, à un journaliste, qui débite ensuite quelques termes clés sur « marché spot », « marché à terme » et « coût marginal », avant d’avouer qu’il ne comprend pas bien le sujet et qu’il n’a pas constamment besoin d’explications complémentaires : « Je vous assure, moi non plus, c’est incompréhensible ! », lâche-t-il. Cette ligne peut surprendre de la part de quelqu’un qui a travaillé pour EDF pendant 15 ans, dont six en tant que membre du comité exécutif du groupe.

Elle est cependant très révélatrice de l’extrême complexité de ce marché qui doit faire l’objet d’une profonde réforme dans les mois à venir. En effet, une proposition de la Commission européenne devrait être arrêtée fin mars, alors que la volatilité des prix (qui a dépassé les 1 000 euros le mégawattheure en août 2022) pénalise sévèrement les entreprises et les particuliers du vieux continent.

Sommaire

L’électricité ne se stocke pas

La complexité de ce marché tient à un inconvénient majeur de l’électricité : contrairement au gaz, au pétrole ou encore au charbon et à l’eau, l’électricité ne se stocke pas. Il est donc nécessaire d’assurer en permanence l’équilibre entre l’offre et la demande. Pour assurer cet équilibre de haut vol, le marché s’appuie sur un mécanisme de préséance économique ou « Merit Order ». Les centrales sont incitées à produire par ordre croissant de leur coût marginal (c’est-à-dire le coût de production d’une unité supplémentaire). Celui qui a le coût marginal le plus bas produit le premier, et ainsi de suite.

Le prix auquel l’électricité est vendue sur le marché de gros correspond au coût marginal de la dernière centrale appelée pour répondre à la demande d’électricité. Ce mécanisme permet ainsi de rémunérer correctement le producteur dont l’usine assure l’équilibre. Si le prix du marché était inférieur au coût marginal, il n’y aurait aucun intérêt économique à produire et l’équilibre entre l’offre et la demande ne pourrait pas être atteint.

Or, la dernière centrale appelée fonctionne souvent au gaz, dont le coût marginal (qui correspond essentiellement au coût du carburant) a explosé dès la reprise économique post-covid à l’automne 2021. Surge, qui s’est ensuite exacerbé avec l’invasion russe de l’Ukraine et la rareté du gaz russe.

La limite des contrats de long terme

La réforme du marché de l’électricité, que Bruxelles doit mettre en œuvre dans les prochaines semaines, vise donc à mettre un terme aux très fortes fluctuations des prix afin de permettre aux investisseurs de financer les nouveaux moyens de production décarbonés nécessaires à la transition énergétique et faire bénéficier aux consommateurs des coûts de production faibles et stables des énergies renouvelables et du nucléaire à leurs dépens.

Dans cette optique, la France pousse au développement de contrats optionnels à long terme entre les producteurs d’électricité bas carbone et les grands consommateurs basés sur des coûts de production parallèles aux volumes d’électricité échangés sur les marchés de gros. Il s’agirait d’une approche hybride, où le droit du marché et le droit des contrats coexisteraient. « Il faut sortir d’un marché de gros et développer des mécanismes adaptés pour favoriser le développement de nouvelles capacités de production. Je pense notamment aux contrats d’achat d’électricité (contrats de fourniture d’électricité à long terme conclus directement avec les développeurs de parcs éoliens et solaires, ndlr). ). Si vous êtes un investisseur, c’est un investissement basé uniquement sur le prix du marché, qui est très volatil, difficile à imaginer », expliquait Catherine MacGregor, PDG d’Engie, lors de son salut à la presse le 11 janvier dernier. « Ma plus grande préoccupation est que nous brisons le marché européen », a-t-elle déclaré.

Cette vision défendue par le gouvernement et la plupart des énergéticiens privés réduirait certes l’exposition des consommateurs aux fluctuations des prix du marché par rapport à la situation actuelle, mais cette exposition perdurerait malgré tout, estime Anne Debregeas, économiste de l’énergie chez EDF et porte-parole du syndicat Sud-Energie. .

Selon cet ingénieur de recherche, cette proposition se heurte surtout à une impasse économique : « elle ne permet pas de résoudre les problèmes liés à l’existence de plusieurs producteurs privés, qui consiste à leur garantir une rémunération égale à leurs coûts de production, sans trop de marge, tout en les incitant à produire à tout moment les bonnes quantités d’électricité pour optimiser le fonctionnement du parc de production », explique-t-elle. Autrement dit, il est impossible dans un prix unique de confondre les le bon signal d’optimisation et le bon niveau de rémunération des producteurs.

Les partisans de ce marché pointent pour leur part tous les bénéfices qu’il devrait apporter : faciliter l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau, dont les coûts marginaux sont nuls, en les incitant à prioriser, augmenter les investissements dans de nouveaux moyens décarbonés de la production ou d’améliorer la sécurité d’approvisionnement.

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Un système public hors concurrence en France…

« En refusant d’abandonner la concurrence, on essaie de faire rentrer un cercle dans un carré », déplore Anne Debregeas, pointant du doigt tous les « hacks » et « patches » que Bruxelles a mis en place depuis 15 mois pour tenter d’alléger le symptômes d’un marché dysfonctionnel.

Le spécialiste plaide donc pour un retour à un système public hors compétition en France, connecté au réseau européen. « La mise en place d’un monopole public permettrait de baisser et de stabiliser les prix de l’électricité en France sans modifier le fonctionnement des bourses européennes », précise-t-elle. Concrètement, cela reviendrait à laisser la production d’électricité à un seul acteur, EDF, et à corréler le prix de l’électricité avec les coûts moyens de production du mix électrique français, l’un des plus décarbonés au monde. Selon ses calculs, si le parc nucléaire reprenait un fonctionnement normal, le coût moyen de production d’électricité en France devrait être d’environ 60 euros par mégawattheure. « Et même en 2022, malgré le recul inhabituel du parc français, les coûts de production n’ont pas dépassé les 100 euros par MWh, les prix étant montés à 500 euros par MWh, avec des pointes au-dessus de 1 000 euros », précise-t-elle.

« Un acteur unique est la démarche optimale pour adapter la production aux besoins de consommation », argumente aussi Hervé Machenaud. « Il a fallu 50 ans pour mettre en place un système extraordinairement efficace confié à une entreprise chargée de prévoir la consommation à court, moyen et long terme. La qualité de l’électricité n’a fait qu’augmenter et le prix a diminué. Tout a été cassé au nom de la concurrence », déplore-t-il. « Le monopole public d’EDF a été très efficace », reconnaît Jacques Percebois, économiste et directeur du Centre de recherche en économie et droit de l’énergie (CREDEN).

… mais toujours interconnecté au réseau européen

Qu’en est-il des échanges d’électrons avec nos voisins européens ? « Ils ne seraient pas changés. Et quand j’entends Bruno Le Maire, ou Agnès Pannier-Runacher répéter qu’on ne peut pas sortir des marchés parce qu’on ne profiterait plus des échanges avec nos voisins européens, c’est clairement un mensonge », s’offusque chez Anne Debregeas. Pour arrêter les échanges, il faudrait couper les lignes ».

En effet, les échanges d’électricité avec nos voisins européens existaient bien avant le début de l’interconnexion des différentes bourses d’électricité européennes en 2006. des interconnexions physiques préexistantes », souligne Anne Debregeas. « Le Royaume-Uni a quitté l’UE, mais les échanges continuent », observe de son côté Jacques Percebois. « EDF et les autres producteurs d’électricité européens ont toujours acheté et vendu des électrons dans d’autres pays », confirme Hervé Machenaud. Chez RTE, leader du réseau de transport d’électricité, il est confirmé que la France importe pour la première fois de l’électricité au début des années 1920. Les exportations remontent au début des années 1950. C’est en 1954 que la France a pour la première fois une balance nette exportatrice.

Par ailleurs, la mise en place du marché ne semble pas avoir eu d’impact sur les volumes échangés, reconnaît RTE. Il y a 20 ans, la France exportait à peu près la même quantité d’électricité qu’aujourd’hui, explique Anne Debregeas. La spécialiste reconnaît en revanche que la création du marché européen a rendu plus efficaces ces échanges, qui étaient auparavant régis par des contrats de gré à gré, mais elle considère ces gains comme « minimes ». L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Acer) estime que les échanges d’électricité transfrontaliers au sein de l’UE ont permis d’économiser « environ 34 milliards d’euros » en 2021. Concrètement, avant l’organisation du marché de ces échanges, cela pourrait arriver, par ex. par exemple, que la France a démarré une usine de production sur son territoire dont le coût marginal était supérieur à celui d’une usine située en Belgique.

« Mais cette amélioration est due au changement d’échelle de l’optimisation du parc de production – cela se passe désormais à l’échelle européenne – et non au principe du marché lui-même. De plus, un opérateur public à l’échelle européenne, qui aurait une parfaite information sur les contraintes d’exploitation de l’ensemble des centrales de production, comme EDF l’était à l’échelle française, serait encore plus efficace », précise Anne Debregeas.

Surtout, l’économiste syndical assure que sa proposition ne changerait rien dans les échanges. « L’opérateur des marchés européens Epex continuera à coordonner les programmes d’appel des différents producteurs européens. Au lieu de voir plusieurs acteurs français (EDF, TotalEnergies, Engie, etc.), il ne verrait simplement qu’un seul acteur public. La France continuerait payer et facturer les importations et les exportations au prix du marché, à défaut de mieux », explique l’économiste.

Le retour à un monopole public apparaît donc comme une solution efficace d’un point de vue industriel et économique, mais aussi en termes de sécurité d’approvisionnement, les échanges transfrontaliers étant toujours possibles. A condition toutefois qu’il soit correctement géré. Si tel était le cas pour EDF avant les années 2000, ce n’était pas forcément le cas ailleurs, notamment en Angleterre, où le monopole était détenu par le Central Electricity Generating Board (CEGB). « Avec un marché, le risque de manipulation est beaucoup plus grand car ils sont plus difficiles à contrôler », répond Anne Debregeas, citant l’exemple de la Californie et du scandale Eron au début des années 2000.

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Le retour au monopole : « politiquement difficile » et « juridiquement compliqué »

Or, cette voie monopolistique consisterait en réalité à racheter les activités de production de petits et grands acteurs privés en France. Que deviendraient-ils ? « Ce n’est pas un gros problème et cela peut se faire progressivement, puisqu’EDF représente aujourd’hui un peu plus de 80 % de la production nationale d’électricité », tempère Anne Debregeas. « Le vrai défi concerne les centrales du futur, car le parc sera largement renouvelé dans les années à venir », estime-t-elle.

La mise en place d’un réseau tarifaire commun résultant du monopole de production conduira aussi nécessairement à la disparition des quelque 40 fournisseurs alternatifs. Les consommateurs seraient-ils lésés ? « L’ouverture du marché de l’électricité est un échec qui s’avère préjudiciable au bien-être des consommateurs », a décidé en mars 2021 l’une des plus grandes associations de consommateurs de France, la CLCV (Consommation Logement et cadre de vie), qui réclamait une fin de la libéralisation du marché et de la concurrence entre fournisseurs.

Son président, François Carlier, a déploré que la concurrence n’existe qu’à « un tout petit bout de la chaîne », sans que cela permette une réduction sérieuse des factures des ménages, comme cela a été le cas dans d’autres secteurs. , comme les télécommunications, le transport aérien ou l’assurance emprunteur.

Ces questions montrent que le chemin vers un retour au monopole reste difficile, notamment pour des raisons politiques et juridiques. « Revenir au monopole public intégré EUF des années 1950 et 1960 est politiquement difficile et juridiquement très compliqué », juge Jacques Percebois. « Cette éventualité nécessiterait la condamnation de nombreux traités européens », souligne-t-il. Un point que reconnaît aussi Anne Debregeas. Surtout, ce choix pour la France reviendrait à faire cavalier seul et à remettre en cause l’unité européenne.

L’acheteur unique, une solution intermédiaire

Pour contourner une solution aussi radicale, Jacques Percebois propose une voie médiane basée sur le concept d’acheteur individuel. Dans cette hypothèse, il n’y a pas de monopole, mais un seul acheteur et coordinateur qui signe des contrats avec plusieurs producteurs. « Ce coordinateur, qui pourrait être RTE, mettrait aux enchères la demande d’électricité, c’est-à-dire organiserait des appels d’offres et choisirait les producteurs les plus performants. La concurrence se ferait entre producteurs français. On parlera alors de concurrence pour le marché et non de concurrence des marché », développe le professeur, qui propose en parallèle de maintenir un « petit marché spot », présenté comme « un marché d’ajustement » en cas de coupure d’électricité. … « Cette voie est, à mon sens, la meilleure et la plus réaliste, car il permet de concilier régulation et marché. Il y a une incitation du marché à l’efficacité », explique-t-il.

Plus généralement, Jacques Percebois estime que la logique des coûts marginaux est vouée à l’échec. « Il est en passe de disparaître avec la transition énergétique, car les centrales nucléaires et les énergies renouvelables ont un coût marginal faible ou nul. Il serait alors impossible de payer correctement les producteurs, prévient-il. La logique de demain, avec un mix électrique décarboné, est que le prix soit basé sur les coûts moyens de production et non sur les coûts marginaux. Les consommateurs bénéficieraient d’un prix beaucoup moins volatil, mais aussi représentatif du mix électrique national ».

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