Un article de l’Iref-Europe

Le marché américain de la production, du transport et de la distribution de l’électricité est ouvert à de nombreuses entreprises privées ou publiques, des utilities , régulées au niveau fédéral par deux agences qui coordonnent leur travail : la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) et la Energy Information Administration (EIA). Une réglementation veille à éviter les abus de monopole territorial des réseaux qui gèrent le transport (lignes à haute tension), tandis que la production et la distribution d’électricité (lignes à basse tension), plus concurrentiels par nature, sont plus libres.

Alors qu’antérieurement les utilities devaient en principe limiter leurs activités au seul domaine régulé et au territoire d’un seul État face à une crise énergétique, une loi de 1978, dite PURPA, a encouragé la concurrence, la fiabilité et l’efficacité de la production et de la distribution de l’électricité en favorisant la création de nouvelles centrales de production, des qualifying facilities (QFs), auxquelles les opérateurs électriques traditionnels, les utilities , étaient désormais obligés d’acheter une partie de leur électricité lorsque les prix affichés par les QFs permettaient de proposer une électricité moins chère pour le consommateur que si l’ utility s’était chargée elle-même de la production. Cette loi fédérale, dont l’application était confiée aux États fédérés, contribua à la construction de nombreuses centrales nouvelles et indépendantes de production d’électricité.

En 1992, une nouvelle loi fédérale, Energy Policy Act (EPACT), a encore ouvert le marché de la production électrique à la concurrence en permettant à de nouveaux producteurs indépendants, les « Exempt Wholesale Generators », moins réglementés que les QFs et les compagnies traditionnelles, de vendre leur production ou même de l’électricité acquise ailleurs, à des acheteurs sur un ou plusieurs États via les réseaux électriques locaux auxquels les utilities devaient leur donner accès.

D’autres lois subséquentes en 2005, 2007 (Energy Independence and Security Act), le Clean Power Plan en 2015… ont encore favorisé, notamment par des programmes d’aides publiques, la compétition intérieure et incité à la production d’énergies renouvelables.

Globalement, la production d’énergie électrique aux États-Unis est bien réglementée tant au niveau fédéral, via l’organisme indépendant de contrôle, la Federal Energy Regulatory Commission, qu’au niveau des 50 États – avec leurs Congrès respectifs et leurs autorités de régulation locales : les Public Utilities Commissions . Une autre agence fédérale indépendante, Energy Information Administration (EIA), est chargée de fournir des données et des prévisions indépendantes du pouvoir politique, et des analyses permettant des décisions politiques appropriées. Mais globalement, la production, le transport et la distribution en gros de l’électricité sont beaucoup plus diversifiés et plus décentralisés qu’en France.

Curieusement, le marché de détail offrant aux consommateurs la possibilité de choisir leur fournisseur géré au niveau des États, a été moins ouvert à la concurrence qu’en Europe. Des États importants avaient ouvert leur marché de détail à la concurrence : Texas , New York, Michigan, Ohio, Illinois, Pennsylvanie… mais ils ont été plus frileux après le scandale Enron et la crise de l’électricité en Californie au début des années 2000 que certains ont attribué à la libéralisation du marché. Il semble pourtant que cette crise a été surtout due à la réglementation du marché qui imposait des contraintes environnementales excessives aux producteurs, un prix plafond aux distributeurs d’électricité et empêchait ceux-ci de signer des contrats d’approvisionnement à long terme.

Les tarifs d’électricité

Le marché américain de l’électricité a permis d’offrir aux consommateurs des prix inférieurs à ceux de la France et leur augmentation de 2000 à 2020 a été en moyenne (tous secteurs confondus) de l’ordre de 25 % ainsi que l’indique ce tableau de l’EIA sur les prix de détail mensuels de l’électricité de 2000 à 2020 :

En France, le tarif électrique est plus élevé, même le tarif réglementé, et il a connu des hausses de l’ordre de 70% de 2000 à 2020 :

Prix de l’énergie en France

Graphique évolution prix énergie – Source : Info énergie

Mais contrairement aux États-Unis les prix ont flambé en France et en Europe depuis 2021 ainsi que l’indique le tableau ci-dessous (cf. le graphique de l’EIA ci-dessus) :

Certes, la relative liberté de marché et le nombre important d’acteurs privés, y compris dans la production nucléaire, ont parfois causé des accidents de parcours aux États-Unis. La relative stabilité des prix de l’électricité y est due aussi à l’augmentation significative de la production du gaz de schiste à bas prix. Ayant de la peine à soutenir la concurrence avec ce gaz, de nombreuses centrales nucléaires ont été en difficulté et ont dû faire appel à l’argent public (Nex-York, Illinois, Ohio, Pennsylvanie) et/ou se placer sous la protection du  « chapter 11 » pour éviter les faillites, comme Westinghouse en 2017, tandis que certaines entreprises comme Santee Cooper et Scana Corporation stoppaient la construction de nouveaux réacteurs.

Aux États-Unis le secteur de l’énergie électrique parvient néanmoins à réduire sensiblement sa production carbonée, la production venant du charbon et du pétrole ayant baissé de 50 % environ depuis 20 ans comme le montre le graphique ci-après :

En définitive, avec toutes les imperfections du marché américain et le mélange parfois nocif de réglementation et de compétition qui y existe, la large privatisation du marché et la concurrence offrent au consommateur une énergie à meilleur prix et peut-être plus sécurisée que sur le marché hyper réglementé de l’Europe.

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Sur le web

Un article de l’Iref-Europe.

Première partie de cet article ici .

Des voies et des moyens

Par suite de la douceur des températures au début de l’hiver et des efforts de réduction des besoins, dans le sillage d’une réduction du prix du gaz, de 300 euros le mégawattheure (MWh) en août 2022 à un prix plus proche 70 euros le MWh, les tarifs de l’électricité sur les marchés de gros se tassent : ils sont montés à 700 euros le MWh l’été 2022 et le 23 janvier 2023 à 121,48 euros en prix spot du lendemain.  Mais la baisse des prix exprime aussi la décélération de l’économie, ce qui est moins bon signe. Et les aléas du climat peuvent nous réserver des surprises.

Une solution provisoire a été adoptée par l’Espagne d’abord puis par l’Europe pour bloquer le prix du gaz. Mais c’est une solution mauvaise à long terme, notamment parce qu’elle risque de réduire l’approvisionnement en gaz de l’Europe qui doit importer 90 % du gaz dont elle a besoin. La Commission européenne a pris conscience du besoin de réformer le marché électrique : « Nous travaillons à une intervention d’urgence et à une réforme structurelle du marché européen de l’électricité », a dit Mme Ursula von der Leyen le 29 août 2022. Mais on attend toujours.

L’efficacité de la concurrence

L’électricité est aujourd’hui aussi importante pour un pays que l’était – et l’est toujours autrement – le blé autrefois. Et malgré cette malchance, pour lui, que ses réformes de libération du marché du blé aient eu lieu au cours de deux années de disette, Turgot a démontré que sur le fond et dans le temps, il avait raison de vouloir instituer « la liberté du commerce, qui seule peut, par son activité,  procurer des grains dans les cantons où se feraient sentir les besoins, et prévenir, par la concurrence, tout renchérissement excessif » (Arrêt de Turgot du 22 avril 1774). C’est la concurrence mondiale qui nous permet aujourd’hui d’avoir partout la possibilité d’acheter du blé.

Il faut donc réfléchir aux moyens de revenir à un vrai marché de l’électricité plutôt que le marché administré d’aujourd’hui qui recèle les défauts, plutôt que les qualités, des deux systèmes qu’il essaie vainement de concilier.

Dans de nombreux pays, les centrales nucléaires elles-mêmes sont confiées à la construction et à la gestion d’entreprises privées. C’est le cas aux États-Unis où la plupart de la centaine de centrales existantes sont gérées par des entreprises privées (Exelon, Entergy, Duke Energy…). La Suède faisait gérer ses quatre centrales par la société allemande UNIPER, une société privée jusqu’aux difficultés subies par celle-ci après l’abandon du nucléaire en Allemagne et à la crise du gaz. L’Espagne a confié à deux entreprises privées, Iberdrola et Endesa, la gestion de son nucléaire dont elle veut sortir (sauf si la crise actuelle devait la faire changer d’avis).

La France pourrait donc utilement sans doute démultiplier ses opérateurs, voire ses maîtres d’ouvrage, notamment pour ses nouvelles installations nucléaires. La concurrence est toujours créatrice de nouvelles offres et de solutions innovantes que les monopoles et oligopole ont de la peine à faire émerger.

La vérité des prix

La concurrence qui s’établirait entre opérateurs ne pourrait toutefois être stimulante que si chacun était libre de ses prix.

Ne faudrait-il pas alors que chaque opérateur ne soit autorisé à exercer sur le marché que s’il peut garantir sa capacité à délivrer l’électricité requise par ses clients par lui-même y compris à la pointe. C’est-à-dire que chacun devrait disposer d’une capacité à la pointe. Les fournisseurs d’énergies intermittentes devraient ainsi pouvoir offrir d’autres sources d’énergie en cas d’arrêt sauf à subir des pénalités dissuasives. Il est probable qu’on verrait fleurir moins d’éoliennes, ce qui améliorerait la fluidité du marché.

Les prix moyens, plutôt que celui de la dernière centrale, pourraient tenir compte de ce risque de production à des tarifs plus élevés. On éviterait la volatilité des prix de 2022 tout en incitant chacun à investir pour disposer de moyens de production globalement économiques

Une augmentation des capacités de production

L’Europe qui importe 90 % de son gaz pourrait chercher à développer son gaz de schiste en fixant les conditions pour que cette exploitation soit peu nuisible.

Mais il y a surtout urgence à prévoir le renouvellement, voire l’extension de notre parc nucléaire. À cet égard, le récent vote du Sénat pour fixer un plancher à 50 % de nucléaire plutôt qu’un plafond va dans le bon sens, de même que l’annonce de M. Macron d’un plan de construction de six réacteurs EPR (plus huit posés en option) à déployer en urgence. Il faut aussi dès à présent prévoir le renouvellement à terme des centrales actuelles. Des sociétés privées pourraient utilement financer ces projets.

La recherche doit être privilégiée dans ce domaine crucial pour améliorer les modes de production nucléaire, en trouver de nouveaux (mini réacteurs), développer les solutions de recyclage et enrichissement d’uranium où la France est déjà très riche de compétences (ORANO)…

Il faut travailler bien entendu à la découverte de nouvelles énergies et à leur stockage. Et pour ce faire, il faudrait peut-être commencer par moins taxer la production d’énergie pour lui donner les moyens de la recherche et de l’investissement.

Des taxes plus raisonnables

L’électricité est surtaxée . Le prix de détail de l’électricité intègre en France deux contributions, la contribution tarifaire d’acheminement CTA et contribution au service public de l’électricité  CSPE, ainsi que deux taxes, sur la valeur ajoutée (TVA) et sur la consommation finale d’électricité. Au total, sur les tarifs non réglementés, les taxes représentent 34 % du prix payé par le consommateur. En résumé, le prix de l’électricité payé par les consommateurs résidentiels se répartit en un tiers pour la part fourniture, un tiers pour le transport et la distribution et un dernier tiers pour les taxes. Il n’y a aucune raison que le produit essentiel qu’est l’électricité soit plus taxé que les autres.

Certes, la question est encore de savoir si et comment on peut sortir de nos accords européens actuels. Mais la décision est politique et question de volonté. L’évolution du marché ne se fera pas sans quelques délais et s’il fallait encore administrer une partie du marché électrique, il serait sans doute préférable de subventionner seulement les centrales de dernières sources pour réduire le prix de référence imposé aujourd’hui. Mais il ne faut pas attendre pour décider d’une réforme en profondeur.

Un article de l’IREF

Avec la guerre en Ukraine et la rupture des approvisionnements en gaz russe , les prix de l’électricité ont flambé. Mais l’ Ukraine n’a été qu’un déclencheur sur le marché électrique désormais si administré qu’il a perdu sa flexibilité et sa capacité de réaction. Après un état des lieux, ci-dessous, nous publierons le lundi 6 février une analyse de quelques voies et moyens pour remédier aux difficultés rencontrées.

État des lieux

Le marché électrique est compliqué à gérer parce que la demande électrique varie quotidiennement en fonction de paramètres incontrôlables, comme la température, et que ce produit n’est pas stockable.

L’offre est assurée par des sources très variées (thermiques, nucléaires, hydrauliques, éoliens, etc.) qui proposent à chaque instant leur électricité à un prix différent selon leurs facteurs de production. Certaines sources comme le gaz peuvent être disponibles très rapidement tandis que d’autres sont moins réactives, comme le nucléaire qui a besoin de plusieurs heures pour établir le cycle vapeur. Ici les coûts fixes sont de loin les plus importants, là ce sont les coûts variables.

L’électricité est un produit de première nécessité

Elle est indispensable pour tous les services industriels, professionnels ou domestiques.

Pour répondre à ce besoin, l’Europe a organisé un marché de gros de telle façon que chaque source de production propose en continu ses produits dont le prix est fixé au niveau du coût marginal du dernier des moyens de production classés par coût marginal croissant (ou merit order ).

Par ailleurs, sur le marché court terme, un mécanisme de couplage de marché a été mis en place il y a une quinzaine d’années pour favoriser la meilleure disponibilité et les échanges au meilleur prix entre les pays au travers d’une étroite coordination entre différentes bourses d’électricité.

Enfin, en aval, a été encouragée une libre concurrence entre fournisseurs pour que les consommateurs finaux bénéficient des meilleurs prix de distribution. Des gestionnaires du réseau de transport, comme en France RTE, filiale d’EDF, veille à la rencontre à tout moment de l’offre et de la demande, le cas échéant en commerçant avec les réseaux étrangers via les nombreuses interconnections établies.

Sur le marché de gros, l’idée était que le prix de la dernière centrale permette aux autres fournisseurs de dégager des marges pour investir de façon à améliorer et augmenter leurs outils de production et tendre vers des prix plus bas en augmentant l’offre, contribuant ainsi à ce que le marché puisse se passer progressivement des centrales de production les plus onéreuses et les plus polluantes.

Sauf que cette vision angélique n’a pas fonctionné notamment à cause de la montée en puissance des énergies renouvelables (EnR) qui a déstabilisé le système pour diverses raisons.

Ces EnR intermittentes ont bénéficié de larges subventions publiques et de garanties de prix de vente qui ont empêché les marchés de délivrer les bons signaux prix. D’autant plus que ces énergies ont obtenu une priorité de délivrance de leur électricité sur les marchés pour s’assurer que leur production, intermittente et aléatoire, soit utilisée de manière optimale dans un souci écologique. Elles ont ainsi obligé à maintenir de nombreuses sources de production au gaz ou au charbon pour les suppléer et elles ont tout à la fois détruit les incitations à produire de manière plus économique et contribué à augmenter les prix.

Les pouvoirs publics sont intervenus à tous les niveaux

Parallèlement, l’électricité étant un élément de consommation très sensible, les pouvoirs publics sont intervenus à tous les niveaux de la production et de la distribution pour en gérer les prix et les moyens d’accès.

La Cour des comptes observe qu’en France ont été prévus, notamment avec la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, une programmation pluriannuelle des investissements (PPI devenue PPE), des tarifs en obligation d’achat pour les énergies renouvelables (puis des compléments de rémunération organisés en guichet dans le cadre d’arrêtés tarifaires), un accès réglementé au réseau (TURPE) et ses principes de calcul (péréquation géographique, tarification « timbre poste »…), une compensation des surcoûts géographiques à l’approvisionnement (zones non interconnectées – ZNI)…

Sur le marché de détail, dès avant les aides et plafonds décidés en 2022, ont été mis en place des soutiens aux clients précaires (tarif social ou de première nécessité devenu chèque énergie) et des tarifs réglementés de vente (TRV, dont les tarifs bleus). Sur le marché de gros, des facilités ont été accordées aux fournisseurs alternatifs, en particulier dans le cadre du Virtuel Power Plants de la Commission européenne en 2001), puis depuis 2011, avec le régime de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) créé par la loi NOME qui permet aux fournisseurs alternatifs d’obtenir auprès d’EDF de l’électricité d’origine nucléaire à un prix fixe et imbattable, 42 €/MWh depuis 2012.

Un marché administré

L’Europe avait voulu instaurer des mécanismes de marché mais à force de contraintes administratives auxquelles il est soumis, le marché électrique n’est plus que l’ombre d’un marché.

L’Europe avait cru pouvoir instituer des règles pour que fonctionne un libre marché, mais dès le début se sont donc multipliées les entraves à la concurrence, le marché a été de plus en plus administré, en particulier en France où l’État, qui ne voulait pas laisser la main à d’autres, a transformé EDF en société anonyme de droit privé tout en continuant à détenir plus de 80 % de son capital et en lui imposant des contraintes diverses et variées en même temps qu’en la maintenant comme un quasi-monopole de fait. EDF assure près de 85 % de la production, suivie d’Engie (4 %).

La position dominante d’EDF lui permet de gérer elle-même ses pointes de fournitures en disposant de moyens de production ou d’effacement nécessaires à la sécurisation de l’alimentation du réseau. Mais à l’effet de garantir l’équilibre des offres et des demandes d’électricité à tout moment, tous les fournisseurs d’électricité sont tenus de s’approvisionner en garanties de capacités pour couvrir la consommation de l’ensemble de leurs clients en périodes de pointe de consommation nationale.

Ces garanties de capacité sont obtenues en investissant dans des moyens de production ou d’effacement ou auprès des exploitants de capacités. Elles font l’objet de règlements financiers incitatifs fixant des prix administrés et de référence des livraisons, ce qui est une atteinte de plus aux règles d’un libre marché. La gestion des pointes électriques est de plus en plus difficile à piloter au fur et à mesure que progressent les énergies renouvelables et volatiles. En témoigne le blackout électrique du Texas lors des grands froids du 14 au 19 février 2021, dû notamment à l’importance de l’éolien dans cet État américain pour couvrir la demande.

L’Europe avait voulu instaurer des mécanismes de marché mais à force de contraintes administratives auxquelles il est soumis, le marché électrique n’est plus que l’ombre d’un marché. Les acteurs y sont publics et privés, mais tous, du moins en France, sont comme des marionnettes qui dansent au pas convenu par le marionnettiste qu’orchestre l’État avec l’Europe. Il existe une sorte de collusion entre les fournisseurs privés et publics et les autorités publiques, une sorte de capitalisme ou plutôt d’étatisme de connivence qui protège les intérêts des entreprises sans égard pour les consommateurs quitte à rattraper partiellement les dommages créés en surimposant les profits de ces rentes pour financer des subventions aux consommateurs. L’État n’en est pas mécontent puisqu’il reste au centre du jeu et en contrôle toute la filière.

Mais cette opacité du marché est aussi sans doute une cause de ses dysfonctionnements en cas de difficultés comme la guerre d’Ukraine ou des vagues de froid ou de chaleur intenses. Alors comment y remédier ?

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