Article de Rosalie Pineau ( MS EEDD parcours IGE 2023-24)
Introduction
Au lendemain de la Libération, la France entame une reconstruction de son appareil productif à travers des nationalisations, notamment dans le secteur de l’énergie. L’électricité étant un bien de première nécessité pour la population et un facteur de production pour l’industrie, la loi du 8 avril 1946 donne naissance au monopole public d’Électricité de France (EDF), qui succède à plus de 1300 concessionnaires privés. En réalité, cette décision politique résulte d’un long processus : après deux tentatives de la gauche à la fin du XIXème et au milieu du XXème siècle, la nationalisation est entreprise par le Conseil national de la résistance entre 1944 et 1947, et finalisée par les ministres communistes malgré la vive opposition de la droite et du patronat[1].
À partir de 1996, les États membres de l’Union européenne s’engagent vers la libéralisation et la convergence de leurs marchés de l’énergie, et signent la fin des monopoles nationaux de production et de fourniture d’électricité. Ce nouveau cadre européen du marché de l’électricité vise à améliorer la compétitivité de celle-ci, développer les capacités de production et les offres de services. En France, cette libéralisation des monopoles nationaux de production et de fourniture d’électricité a lieu à partir de 2004. La loi dite « NOME » crée en 2010 trois instruments d’intermédiation publique pour encadrer le marché français de l’électricité et concourir à l’accomplissement d’objectifs nationaux : les Tarifs réglementés de vente (TRV)[2], l’Accès régulé au nucléaire historique (ARENH)[3] et le mécanisme de capacité (Fig1)[4].
Le marché européen de l’électricité vise à intégrer les capacités de production et la demande à plus grande échelle, tout en assurant l’équilibre de l’offre et de la demande d’électricité à chaque instant. Deux types de bourses coexistent : le marché de gros et le marché de détail. Les producteurs d’électricité agissent sur le premier en négociant et vendant leur production, tandis que les fournisseurs achètent celle-ci et la revendent aux consommateurs sur le second. Le marché de gros est lui-même composé de plusieurs marchés, court-terme et long-terme, du marché d’équilibrage en temps réel aux marchés à termes à plusieurs années (Fig2). Au sein du marché court-terme, le marché spot détermine le prix de gros de l’électricité. Les échanges se font en bourse ou de gré à gré, et en France, les échanges en bourse s’effectuent sur la bourse EPEX SPOT.
Le prix de gros de l’électricité est déterminé en fonction du coût marginal – soit le coût du dernier MWh produit – de la dernière centrale appelée pour couvrir la demande, souvent une centrale à gaz (Fig3). Ce prix va déterminer le prix spot de toute l’électricité vendue sur le marché en temps réel, qui rémunérera les producteurs d’électricité. Les producteurs dont les centrales ont un coût inférieur – énergies renouvelables (ENR) et nucléaire notamment – récupéreront une « rente infra-marginale », c’est-à-dire une rémunération supérieure au coût fixe de fonctionnement de leur centrale, qui vise à les encourager à réaliser des investissements dans les capacités de production. En théorie, cette tarification au coût marginal est optimale puisqu’elle permet d’assurer l’efficacité économique, en répondant à plusieurs objectifs : équilibrer la demande et l’offre d’électricité, optimiser les coûts de production et prioriser les énergies les moins chères. Ce mécanisme de formation des prix a été utilisé par EDF – bien avant l’existence du marché européen – et a notamment permis de financer le développement du parc nucléaire français[7].
En 2022, la crise énergétique traversée par l’Union européenne a mis en lumière les défaillances structurelles du système. Les prix sur le marché de gros ont atteint des niveaux historiques, en témoigne leur multiplication par trois entre janvier 2021 et janvier 2023 (s’élevant à 150€/MWh en moyenne). Leur volatilité a entraîné des conséquences sur le marché de détail – le prix des contrats de fourniture d’énergie – impactant dès lors les consommateurs finaux.
Ces prix élevés sur le marché spot se répercutent aussi sur le marché à terme puisque la construction des prix pour les produits à terme, dits forward, sur le marché de gros de l’électricité est fondée sur une anticipation des prix des produits spot. Parallèlement, les acteurs détenant des moyens de production infra-marginaux ont affiché des surprofits (notamment les entreprises d’énergies fossiles) en conséquence de l’envolée des prix de vente.
Cette répartition des coûts entre les ménages et les entreprises soulève ainsi des questions de justice sociale. En réponse, la Commission européenne a décidé de mettre en place une taxe exceptionnelle des activités de production et de raffinage d’énergies fossiles en octobre 2022. Le règlement transposant cette taxe précise que seront taxés au moins 33% des bénéfices jugés « excessifs »[9] du secteur à partir de 2023 (sur les bénéfices de 2022).
En réalité, l’augmentation des prix avait déjà commencé lors de la reprise post-covid avec des difficultés d’approvisionnement résultant d’un goulot d’étranglement, mais s’est accrue après l’invasion de l’Ukraine par la Russie en 2022 en raison de la dépendance de l’Europe vis-à-vis du gaz russe[10]. En France, des phénomènes supplémentaires ont aggravé cette crise…
Un déficit de production électrique…
La France a connu une baisse historique de la production électrique du parc nucléaire[11] et de la production hydraulique[12] en 2022. Elle est devenue importatrice d’électricité pour la première fois depuis 1980 : les coupures ont été évitées par l’interconnexion avec les pays européens, la douceur de l’hiver et la réduction de la consommation.
Ces baisses de la production résultaient de plusieurs évènements concomitants. Aux retards pris pendant le Covid tant sur l’entretien courant des centrales que le « grand carénage » visant à prolonger leur durée de vie, se sont ajoutés des travaux d’inspection et de soudures sans précédents suite à l’identification de microfissures sur les circuits de refroidissements secondaires d’une dizaine de réacteurs.
Avec le carénage des centrales qui se poursuit, les difficultés opérationnelles sur les réacteurs et le réchauffement climatique (réduction de la quantité d’eau disponible, nécessaire pour le parc nucléaire comme pour les barrages), ces circonstances sont vouées à se reproduire.
…conjugué à un manque d’investissement dans les ENR
La France n’a pas rempli ses objectifs de développement des ENR[13] et s’avère en retard dans la rénovation thermique du bâti. Le rythme de déploiement des ENR paraît insuffisant pour atteindre les objectifs de la directive RED II[14] et la loi d’accélération des ENR de 2023 est vivement critiquée et ne semble pas à la hauteur pour combler ce retard.
En ce sens, le marché européen de l’électricité, et particulièrement le marché de gros, apparaissent dans l’incapacité de transmettre des signaux de long terme en faveur de capacités de production décarbonées et de réduction de la consommation, qui sont nécessaires pour orienter les investissements dans la transition énergétique.
De plus, les consommateurs européens ont été fortement pénalisés par la hausse des prix, ce qui a conduit les pouvoirs publics à les protéger à l’aide de mesures conjoncturelles comme les boucliers tarifaires, très coûteuses et souvent en contradiction avec l’objectif de décarbonation.
Du côté des industriels, les prix élevés ont détruit la demande, c’est-à-dire conduit à des cessations d’activités, dans des proportions qu’on ne mesure pas encore tout à fait. La crise énergétique a été révélatrice de l’incapacité du marché de répondre au triple objectif que rencontre aujourd’hui notre système énergétique : sécurité d’approvisionnement, prix abordables et décarbonation.
Pour y répondre, l’Union européenne a lancé une réforme « complète et en profondeur »[15] visant à développer les produits à terme sur les marchés de gros pour soutenir les investissements dans les ENR et réduire la volatilité des prix pour les consommateurs. Après la présentation du projet de la Commission européenne en mars 2023, le Parlement, le Conseil et la Commission sont parvenus à un accord en trilogue dans la nuit du 13 au 14 décembre.
La principale mesure consiste à développer les contrats de long terme sur le marché de gros pour décorréler les prix des énergies fossiles, prévenir une envolée des prix et favoriser le soutien aux investissements de long terme dans les énergies bas-carbone. L’objectif est de réduire le niveau de risque associé aux investissements dans les ENR et diminuer notamment le niveau des taux d’intérêts qui impactent le coût de production.
Concrètement, il s’agit de favoriser les contrats d’achat direct (Power Purchase Agreement, PPA), conclus de gré à gré entre producteurs et consommateurs/fournisseurs, ainsi que les contrats pour différence /d’écarts compensatoires (Contract for Difference, CfD) (Fig4). Les CfD font l’objet d’un mécanisme de soutien public de régulation de la rémunération perçue par les producteurs sur les marchés de gros.
Ces contrats garantissent un prix de vente pour leur électricité : si le cours du marché de gros est supérieur au prix fixé, le producteur d’électricité reverse le supplément à l’Etat, qui peut le redistribuer aux consommateurs (sous conditions de ne pas porter atteinte aux règles concurrentielles européennes). Si le cours est en-deçà, l’Etat complète la différence (Fig5). Ces contrats constitueront le modèle obligatoire de soutien public d’ici trois ans.
La réforme prévoit notamment :
- Que les États membres puissent utiliser ces CfD pour soutenir les investissements dans les nouveaux actifs décarbonés éoliens, solaires, géothermiques, hydroélectriques et nucléaires, et existants. Concernant le nucléaire, les débats ont été houleux parmi les États membres, certains s’opposant vivement à l’ouverture de ces mécanismes à cette énergie ;
- Que les producteurs puissent conclure un PPA avec un client privé dans ce même objectif de financement des actifs.
Afin de protéger les consommateurs de la volatilité des prix, différents contrats pourront être mis en place – contrats à prix fixe, à prix dynamique – et des informations sur les options incluses pourront leur être communiquées. Pour les clients les plus vulnérables, les fournisseurs seront contraints de ne pas réduire leur approvisionnement en électricité, même s’il y a un différend entre les deux parties.
L’accord prévoit une déclaration de crise des prix de l’électricité par l’UE lors d’une phase d’envolée des prix. De manière temporaire, les Etats membres pourront intervenir pour réglementer les prix pour les PME et les consommateurs industriels à l’échelle régionale ou européenne. Par ailleurs, l’accord prévoit aussi que les mécanismes de capacité ne soient plus temporaires et leur procédure simplifiée.
En France, les dispositions de la réforme seront inclues dans la future loi sur la souveraineté énergétique début 2024, au sein de laquelle des mesures plus complètes en termes d’obligations de conclusion de PPA pourront être ajoutées. Le cadre de régulation post-ARENH – après 2025 – doit être défini et la légifération à ce sujet devrait avoir lieu fin 2024. Il s’agit principalement de pouvoir encadrer la rémunération du nucléaire historique, ainsi que le financement du grand carénage via des CfD bidirectionnels.
Enfin, une dérogation contestée aux plafonds d’émissions de CO2 est accordée aux centrales fossiles utilisées comme appoint dans le cadre du marché jusqu’en 2028. Cette décision serait le résultat d’« alliances de couloir » dénoncées par de nombreuses ONG, dont Climate Action Network : « les alliances de couloir, où la Pologne, qui demandait le soutien sur ses centrales à charbon, a été soutenue par la France, la Bulgarie et la Slovaquie »[18]. La France « a pris le contrôle des discussions pour obtenir la reconnaissance des CfD pour les centrales nucléaires existantes ».
Conclusion
Les fragilités du marché de l’électricité européen ont été mises en lumière par la crise énergétique ainsi que par une série de facteurs concomitants. Par le concours des éléments évoqués précédemment, la réforme actuelle entend répondre au triple objectif de décarbonation, de sécurité d’approvisionnement et de réduction de la volatilité des prix. Mais n’est-ce pas paradoxal d’annoncer une réforme « complète et en profondeur »[19] sans changer les fondamentaux du marché et viser une décarbonation globale ?
Bibliographie
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[2] Prix de l’électricité que seul EDF peut proposer à ses clients, tandis que les autres fournisseurs ont peuvent proposer une multitude d’offres (prix fixe, prix indexé, prix de marché…).
[3] Permet à tous les fournisseurs alternatifs de s’approvisionner en électricité auprès d’EDF dans des conditions fixées par les pouvoirs publics.
[4] Mécanisme qui a pour objectif de renforcer la sécurité d’approvisionnement en France métropolitaine en période de forte consommation, traditionnellement en hiver.
[5] Cour des Comptes, « L’organisation des marchés de l’électricité », Rapport public thématique, juillet 2022, https://www.ccomptes.fr/fr/documents/60586
[6] Grillet, Céleste. Subtil, Marion. Arduin, Igor. Joly, Alexandre. « Note pédagogique et technique sur la réforme du marché de l’électricité », Carbone 4, avril 2023
[7] Palluet, Adrien. « EDF, Marcel Boiteux et la tarification au coût marginal », Pour l’Éco, 11 septembre 2023, https://www.pourleco.com/environnement/edf-ou-la-construction-du-nucleaire-francais-grace-la-tarification-au-cout-marginal
[8] Grillet, Céleste. Subtil, Marion. Arduin, Igor. Joly, Alexandre. « Note pédagogique et technique sur la réforme du marché de l’électricité », Carbone 4, avril 2023
[9] Les bénéfices dépassant de plus de 20% la moyenne des 4 dernières années.
[10] En 2020, 38% de l’approvisionnement en gaz de l’Europe provenait de Russie.
[11] La production d’électricité d’origine nucléaire s’est élevée à 280 TWh en 2022 contre 380 TWh en 2019 et 430 TWh en 2010.
[12] La production d’électricité d’origine hydraulique s’est élevée à 50 TWh en 2022 contre 65 TWh en 2020.
[13] En 2020, la France affiche 19% d’ENR dans sa consommation finale d’énergie brute contre un objectif fixé à 23% par la Commission européenne.
[14] 45% de consommation finale brute d’ENR en 2030.
[15] Discours sur l’état de l’Union d’Ursula von der Leyen en octobre 2022.
[16] Bureau, Dominique. Glachant, Jean-Michel. Schubert, Katheline. Le triple défi de la réforme du marché européen de l’électricité, Conseil d’analyse économique, n°76, mars 2023
[17] Calatayud, Benoît. Météreau, Maïlys. « Marché européen de l’électricité : investir dans la transition énergétique, protéger les consommateurs », Fondation Jean Jaurès, publié le 08/11/2023, https://www.jean-jaures.org/publication/marche-europeen-de-lelectricite-investir-dans-la-transition-energetique-proteger-les-consommateurs/
[18] Brachet, Aline. « Les institutions européennes trouvent un accord en trilogue sur la réforme du marché de l’électricité », AEF Info, 15/12/2023, https://www.aefinfo.fr/depeche/704396-les-institutions-europeennes-trouvent-un-accord-en-trilogue-sur-la-reforme-du-marche-de-l-electricite
[19] Discours sur l’état de l’Union d’Ursula von der Leyen en octobre 2022.