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L'Économie politique

2004/4 (n° 24)


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Le 1er juillet 2004, l'ouverture du marché français à la concurrence pour les consommateurs professionnels fit l'objet d'articles de presse dont la tonalité ne traduisait pas l'enthousiasme attendu, face à la poursuite d'une réforme susceptible de renforcer la compétitivité de notre économie et notre sécurité d, pour reprendre les termes de la directive européenne qui marqua le coup d'envoi de la libéralisation en décembre 1996.

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"La déréglementation a fait monter les prix pour les entreprises", titraient Les Echos le 1er juillet. "Avant même la libéralisation, les prix de l'électricité ont augmenté", répondait en écho Le Figaro. Etrange désenchantement, face à l'ouverture à la concurrence dans un marché autrefois monopolistique. La théorie ne nous enseigne-t-elle pas que remplacer un monopole par un marché concurrentiel doit, en toute logique, se traduire par une réduction du prix d'équilibre et un accroissement des volumes échangés ? De la même façon, les consommateurs ne devraient-ils pas se réjouir de la perspective d'échapper aux griffes du monopole ? L'ouverture totale du marché n'étant plus qu'une question d'années (2007 pour l'ensemble des consommateurs), pour quelle raison la presse se laissait-elle aller à une pareille "sinistrose", alors que, depuis les années 1960, des économistes parmi les plus distingués s'accordaient à brosser un tableau des plus sombres du modèle de l'entreprise nationale en charge de l'approvisionnement électrique ? Celle-ci, non contente de réduire le bien-être collectif (du fait de sa nature monopolistique), était à l'origine d'un dispendieux surinvestissement, avait peu à peu capturé son régulateur (l'intérêt de la firme prime sur l'intérêt national) et entravait le développement de technologies de production alternatives [Percebois, 2003].

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A l'enthousiasme des premières années de la libéralisation a succédé, non pas un scepticisme, dans la mesure où elle est invariablement présentée comme allant de soi, mais tout simplement une peur des lendemains. En effet, plusieurs dysfonctionnements majeurs semblent inexorablement accompagner la libéralisation. Il s'agit d'abord des ruptures d'approvisionnement. Si l'effondrement californien de 2000-2001 hante encore les esprits, l'Italie connut une pareille mésaventure en septembre 2003. Il s'agit ensuite du couple infernal constitué par la volatilité extrême et la hausse des prix sur les marchés de l'électricité, lequel fit une apparition remarquée sur Powernext, le marché français de l'électricité, lors de la canicule d'août 2003. Il s'agit enfin de la question sur la sécurité de l'approvisionnement à long terme, et donc de l'optimalité du niveau d'investissement des firmes plongées dans un environnement concurrentiel.

La libéralisation et les dysfonctionnements des systèmes électriques : une simple corrélation ?

La libéralisation met-elle en péril la sécurité d'approvisionnement ?

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Deux types d'effondrement des réseaux électriques peuvent se produire. Le premier est lié à une défaillance dans le pilotage des réseaux. Il peut entraîner un black-out complet, comme celui qu'a connu l'Italie en septembre 2003. Le second tient à un déséquilibre structurel entre l'offre et la demande. Il conduit à terme à des ruptures d'approvisionnement, comme ce fut le cas en Californie.

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Le premier type de défaillance a marqué l'actualité de la fin de l'été 2003. En seulement six semaines, six incidents de ce type ont été répertoriés, au nord-est des Etats-Unis et dans la province canadienne de l'Ontario le 14 août, à Londres le 28 août et, enfin, en Italie le 28 septembre. Bien que ce dernier incident soit survenu au cours d'une "Nuit blanche" (montée sur le modèle de celles organisées par la Mairie de Paris), la consommation électrique était, à trois heures du matin, loin d'être à son maximum. L'effondrement italien, à l'inverse de ce qu'a connu la Californie, fut causé par des problèmes non de production mais de transport ; ou, pour être plus précis, d'interconnexion entre les réseaux italiens, d'une part, français, suisses, autrichiens et slovènes, d'autre part. En effet, au moment de la coupure, l'Italie importait 21 % de sa consommation. Une mauvaise communication entre les gestionnaires suisses et italiens provoqua un effondrement en chaîne qui plongea l'intégralité de la Péninsule dans le noir.

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La défaillance fut d'abord liée à l'insuffisance des capacités d'interconnexion entre les réseaux suisses et italiens, lesquelles avaient été calibrées pour des flux "de secours", et non pour des échanges soutenus. En d'autres termes, les réseaux sont adaptés à des schémas d'autosuffisance énergétique nationale, qui prévalaient jadis, et non à un quelconque marché européen unifié, dans lequel les échanges ne cessent de s'intensifier. Ensuite, les mécanismes de coordination entre les différents gestionnaires n'étaient pas adaptés à la situation. La libéralisation européenne ne s'est pas accompagnée de la mise en place d'une coordination en temps réel entre les différents gestionnaires européens, ni de routines permettant de gérer les événements non anticipés autrement que par la coupure des lignes transfrontalières, afin de protéger le réseau national face au risque d'effondrement de celui de son voisin - quitte à précipiter la chute de ce dernier.

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Pour autant, l'origine de toutes les difficultés ne provient pas d'un manque d'adaptation des gestionnaires de réseaux à la nouvelle donne électrique. Si les contraintes sont beaucoup plus fortes aujourd'hui qu'hier, cela vient en grande partie du fait que la libéralisation s'est traduite par une nette croissance des échanges d'élec tricité. Par exemple, aux Etats-Unis, les flux interétatiques ont augmenté de 400 % entre 1998 et 2003. Un moyen de répondre à ces congestions est d'accroître les capacités d'interconnexion. Sans investissement dans les capacités de transport, l'optimisation du pilotage des réseaux ne sera qu'une réponse partielle et de court terme. De tels investissements sont indispensables au succès même de la libéralisation. Cependant, la question de l'intérêt individuel des firmes à investir demeure. Comme nous le verrons pour les investis sements dans les capacités de production, nul n'a intérêt à investir dans de nouveaux équipements susceptibles de réduire son pouvoir de marché ou de dégrader la rentabilité de ses investissements passés.

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En outre, envisager les conséquences d'une rupture d'approvisionnement électrique conduit à mettre l'accent sur l'extraordinaire asymétrie existant entre le coût d'investissement additionnel qui aurait permis d'éviter le black-out et le coût social entraîné par l'effondrement du réseau électrique. L'effondrement californien s'est, dans les faits, limité à seulement trente heures d'interruption de service, réparties sur six jours. Au pire de la crise, 1 000 MWh d'électricité n'ont pas été servis. En d'autres termes, durant 0,3 % de l'année, 2 % de la consommation n'a pas été satisfaite. Cependant, aussi insignifiant le déséquilibre entre l'offre et la demande fut-il, il n'en a pas moins représenté un coût de 45 milliards de dollars. Comment prévenir une telle défaillance ? La première réponse se situe dans une politique volontariste du gestionnaire du réseau, négociant, comme EDF le fit durant la canicule d'août 2003, des "effacements" de consommation de la part de gros consommateurs industriels pouvant différer celle-ci dans le temps. La seconde réponse se situe dans le maintien et le développement de capacités de réserve. Un réel doute subsiste, cependant, quant à la capacité du seul marché à déclencher les investissements productifs nécessaires à la sécurité à long terme du système électrique [De Vries et Neuhoff, 2004].

La libéralisation induit-elle une hausse des prix ?

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Il est attendu de la libéralisation du marché de l'électricité qu'elle permette une réduction des prix. Or, une récente étude de l'Obser vatoire international des coûts énergétiques, publiée au printemps 2004, relève que les prix de l'électricité connaissent un accroissement notable dans de nombreux pays européens. Si ceux-ci ont baissé de 4,3 % en Italie, ils ont augmenté de 2,8 % en France, de 9,3 % en Allemagne et de 9,4 % au Royaume-Uni.

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Si la hausse des prix au Royaume-Uni constitue un retournement par rapport aux évolutions précédentes, les prix allemands croissent pour la quatrième année consécutive  [1][1] Les prix avaient déjà augmenté de 8,6 % en 2001, de.... Le prix de l'électricité en base (quand la demande est faible) s'établissait en 2004 au niveau qui était celui des tarifs de pointe en 2003 (quand la demande est la plus forte). Il convient de noter que le schéma de réglementation mis en place en Allemagne constitue un cas à part, bien éloigné des prescriptions théoriques quant à ce que devrait être un marché concurrentiel. Car, malgré une ouverture nominale de 100 % du marché de l'électricité, la réalité de la concurrence est encore sujette à débats, si ce n'est à caution. En effet, le réseau de transport est encore aux mains des anciens opérateurs historiques, et nul régulateur spécialisé ne joue le même rôle que la Commission de régulation de l'énergie (CRE) française ou de l'Office of Gas and Electrity Markets (Ofgem) britannique.

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Cependant, s'il est possible de rapprocher les difficultés rencontrées en Allemagne d'un cadre réglementaire pour le moins défaillant et de toute façon éloigné de la norme concurrentielle, il n'en demeure pas moins que la hausse des cours de l'électricité concerne la majeure partie de l'Europe, notamment la France. Par exemple, si l'on considère le prix de l'électricité à terme, il apparaît que les prix en période de pointe sont passés de 30 à 39,24 e/MWh entre novembre 2001 et le 25 août 2004, et que, dans le même temps, les prix en période de base sont passés de 20 à 32,63 e/MWh. Chez la plupart de nos partenaires, la libé ralisation s'est traduite par une véritable "ruée vers le gaz", et les nouveaux entrants sur le marché ont privilégié les centrales fonctionnant au gaz. Celles-ci avaient deux mérites. Tout d'abord, les investissements nécessaires sont plus limités. Cela répond au demeurant aux objectifs de la libéralisation : il s'agit de remédier à la tendance au surinvestissement des opérateurs historiques (dans le nucléaire ou l'hydraulique, par exemple). Le second attrait des centrales à gaz tient particulièrement à leur flexibilité : la rapidité de leur mise en service (conjuguée avec leur coût de production élevé) les rend particulièrement adaptées pour la production lors de la pointe de demande.

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Cependant, la composition du parc vient peu à peu à changer, en faisant une part croissante à des technologies dont les coûts de production sont étroitement dépendants des cours du gaz. Cela peut conduire à des baisses de prix en période de contre-choc pétrolier, comme en a attesté le cas britannique entre 1998 et 2002, mais aussi à des hausses très malvenues dès lors que les marchés pétroliers dérapent. La hausse des prix de l'électricité est donc inséparable de la flambée actuelle des prix des combustibles fossiles. Les cours du gaz étant reliés à ceux du pétrole, les prix de l'électricité d'origine thermique sont inexorablement tirés vers le haut. La libéralisation des marchés électriques ne saurait être tenue pour responsable des incertitudes actuelles en Irak ou en Russie. Cependant, elle rend les marchés électriques beaucoup plus sensibles aux tensions existantes sur le marché du pétrole.

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L'exercice de pouvoirs de marché peut être une autre cause de la hausse des prix, comme cela fut dénoncé au Royaume-Uni et surtout en Californie. Une firme est réputée détenir un pouvoir de marché dès lors qu'elle est en mesure de modifier le prix de marché et de le maintenir à un niveau non compétitif sur une période de temps significative. Elle peut alors fixer le prix au-delà de son niveau concurrentiel pour percevoir une rente, ou, au contraire, l'établir bien en deçà pour exclure ses concurrents du marché ou en barrer l'accès à des entrants potentiels (stratégie de prédation). Ainsi, au Royaume-Uni, des firmes furent suspectées de retirer stratégiquement des capacités de production au voisinage de la pointe de demande, de façon à faire augmenter significativement les cours L'exercice d'un pouvoir de marché est une chose extraordinairement aisée en matière électrique. Par exemple, sur le marché californien, la part de marché individuelle des sept producteurs les plus importants ne dépassait pas les 12 %. Or, au moment de la pointe de demande, les consommateurs sont prêts à payer très cher leur électricité (l'élasticité-prix de la demande est alors très faible). Dans le même temps, les coûts d'un effondrement du réseau électrique sont très importants. Ce faisant, l'opérateur du réseau est prêt à payer très cher l'électricité. A ce moment-là, tout producteur, aussi marginal soit-il, est en mesure d'exercer une influence déterminante sur les prix : tout retrait de capacité, aussi petite soit-elle, risque de conduire à une hausse significative des prix et de renforcer un autre travers des marchés électriques libéralisés, la volatilité des cours.

La libéralisation entraîne-t-elle une volatilité des prix de l'électricité ?

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La canicule d'août 2003 constitue un exemple significatif de l'extrême volatilité des prix de l'énergie et de ses conséquences sur les acteurs du marché (rappelons qu'EDF a dû se porter acquéreur d'énergie pour faire face aux tensions s'exerçant sur son appareil productif). Le prix de l'électricité sur Powernext, le marché français, s'est établi le 10 août 2004 à 32 e/MWh. Le 10 août 2003, au plus fort de la canicule, il a atteint la barre des 1 000 e/MWh. Ces évolutions extrêmes ne furent pas cantonnées au marché français : le 12 août 2003, l'électricité s'échangeait à la bourse d'Amsterdam à 2 000 e/MWh.

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La volatilité est plus forte pour l'électricité que pour les autres commodités du fait de ses spécificités physiques mêmes. Celle-ci, en effet, est quasiment impossible à stocker et nécessite de la part de l'opérateur du système électrique un ajustement en temps réel de l'offre et de la demande, sous peine d'un effondrement de l'ensemble du système électrique. La volatilité journalière est un trait commun à l'ensemble des marchés électriques européens. Cependant, le phénomène ne connaît pas une ampleur uniforme sur les différents marchés [Chevalier et Rapin, 2004].

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Ce phénomène vient tout simplement de la différence de nature des marchés. Powernext n'est encore principalement qu'un marché d'équi librage des positions physiques (permettant pour chaque intervenant de réaliser l'adéquation entre ses engagements contractuels et les flux d'énergie effectivement échangés). Dans le même temps, NordPool est un marché à part entière, au travers duquel transite une forte partie de l'approvisionnement électrique (plus de 30 %). Cette plus forte profondeur du marché explique la plus faible volatilité des cours. Cependant, la volatilité est intrinsèque aux marchés électriques et s'avère susceptible de décourager les investissements des firmes en accroissant les incertitudes sur leur rentabilité future.

La libéralisation permet-elle que les investissements nécessaires soient réalisés ?

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La hausse des prix de l'électricité devrait être interprétée par le marché comme un signal pour lancer de nouveaux investissements. Ces derniers devraient permettre un accroissement de l'offre et donc une détente des prix. Cependant, l'extrême volatilité des cours contribue à brouiller ces signaux de marché. En effet, les investisseurs peuvent être tentés de retarder, voire d'annuler leurs investissements s'il apparaît que les flux de fonds associés à leur mise en service sont frappés d'un trop grand aléa. En d'autres termes, le cycle d'investissement risque de devenir excessivement brutal en période de baisse des cours, ou d'être contrarié par la prudence des investisseurs en phase de reprise. Ce caractère cyclique est encore renforcé par les caractéristiques propres au secteur électrique. Il s'agit de la croissance modérée de la consommation (renforçant les aléas pesant sur les flux espérés), de la maturité des technologies employées et de la forte intensité en capital des centrales. La situation du secteur électrique californien après la crise de 2000/2001 atteste de ce phénomène de stop-and-go dans les investissements productifs, lié à la perturbation des signaux de marché et entretenant en retour tant la volatilité des prix que les risques de rupture d'approvisionnement [USGAO, 2004]. Qui plus est, l'interprétation de la hausse des cours peut être perturbée par l'exercice de pouvoirs de marché. En effet, les opérateurs peuvent interpréter les hausses, non pas comme des signaux pour lancer leurs investissements, mais au contraire comme la marque de la manipulation des prix.

Une forte volatilité des prixTableau1
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Il est en outre nécessaire de prendre en compte les délais de mise en service des nouvelles unités de production. Ces derniers s'élèvent à deux ans pour les centrales à cycle combiné, mais atteignent cinq à dix ans pour les centrales nucléaires. Ce délai est encore rallongé par le fait que les premiers cash-flows opérationnels positifs n'apparaîtront qu'après sept à huit années. Un tel décalage explique pourquoi les signaux de prix sur le seul marché spot peuvent ne pas suffire à déclencher des investissements productifs susceptibles d'entraîner une baisse rapide des cours.

Les conséquences de la libéralisation : l'enfer est-il pavé de bonnes intentions ?

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La libéralisation apparaît donc comme potentiellement porteuse de risques de rupture d'approvisionnement, de hausse et d'instabilité des cours, et d'insuffisance des investissements des firmes. Quelles en sont les conséquences sur les consommateurs ? Quelles pourront-elles être dans le cas français ? Des marchés électriques ouverts à la concurrence peuvent-ils s'affranchir des vicissitudes qu'ils ont connues dans leurs premières années ?

Un bilan mitigé pour les consommateurs

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A moins de trois ans de l'ouverture totale du marché français, quels gains les consommateurs peuvent-ils espérer en retirer ? Il faut faire la distinction entre trois cas bien différents : celui des consommateurs industriels, dont certains réclament déjà la possibilité de revenir sous le giron protecteur des tarifs d'EDF ; celui des collectivités territoriales, théoriquement jetées dans l'arène concurrentielle par une directive européenne de 2003 ; enfin celui des consommateurs domestiques. Si les ménages ne sont pas encore "éligibles" en France, nous pourrons néanmoins nous appuyer sur l'exemple britannique, puisque le "Grand Soir" de la libéralisation totale du marché électrique y remonte déjà à 1999.

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Avec l'extension de l'éligibilité à l'ensemble des consommateurs professionnels, le 1er juillet 2004, 68 % du marché français de l'électricité est désormais ouvert à la concurrence. Cette émancipation, accordée à 3,5 millions de nouveaux clients, offre à ceux qui le souhaitent la possibilité de renoncer aux tarifs d'EDF pour pouvoir négocier librement leurs contrats de fourniture d'électricité auprès de producteurs, tels Suez ou la CNET (ancienne filiale des Charbonnages de France, aujourd'hui contrôlée par l'espagnol Endesa), voire auprès de traders tels Direct Energy ou Poweo.

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La liberté a un prix : la nette hausse des cours de l'électricité fait que les tarifs d'EDF redeviennent aujourd'hui intéressants. Alors que les grilles du monopole s'ouvrent pour libérer les petits consommateurs industriels, certaines des entreprises qui les ont précédés émettent le souhait de pouvoir faire machine arrière. Or, une entreprise qui décide de revenir vers l'opérateur historique devra le faire dans le cadre d'un nouveau contrat ; elle ne pourra bénéficier à nouveau des tarifs réglementés, dont profitent toujours ceux qui n'ont pas exercé leur éligibilité. Bien que cette réversibilité soit refusée par le régulateur, la situation n'en est pas pour autant critique. En effet, EDF s'est engagée à caler, pour les trois années à venir, les prix négociés dans ses contrats sur les tarifs pratiqués pour les consommateurs n'ayant pas exercé leur éligibilité.

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La situation semblait pareillement périlleuse pour les collectivités territoriales, lesquelles, aux termes d'une directive européenne de 2003 étaient susceptibles de devoir obligatoirement exercer leur éligibilité. Certaines ont déjà franchi le pas, à l'instar du syndicat d'énergie du département de la Loire, qui a lancé un appel d'offres remporté par la Compagnie nationale du Rhône (CNR) pour le nord du département et par EDF pour le sud. Il n'en demeure pas moins que l'exercice de l'éligibilité suppose de recourir aux complexes procédures de mise en concurrence prévues par le Code des marchés publics et risque de se solder par un prix de l'approvisionnement électrique assez peu maîtrisable. Le Conseil d'Etat a provisoirement résolu la question par un avis en date du 8 juillet 2004, selon les termes duquel l'exercice de l'éligibilité demeure, pour l'instant, une option, et non une obligation pour les collectivités.

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Ouvert à la concurrence dès le début des années 1990, l'électricité britannique constitue un secteur d'observation privilégié pour jauger des conséquences de la libéralisation sur le service rendu aux consommateurs domestiques. La possibilité, pour les consommateurs individuels, de changer de compagnie, offerte en mai 1999, constitue l'aboutissement logique du processus de libéralisation. Le National Audit Office (NAO) - la Cour des comptes britannique - a dressé un premier bilan de cette ouverture [National Audit Office, 2003]. Cette évaluation fut réalisée au moment le plus favorable, c'est-à-dire avant la nette remontée des prix britanniques de 2003 (+ 9,4 %). Cependant, celui-ci nous permet de nous interroger sur ce qui est susceptible d'advenir sur le marché français. A l'heure actuelle, 38 % des consommateurs ont fait jouer la concurrence. Si les gains pour les consommateurs furent réels, ceux-ci apparaissent comme limités et non équitablement répartis.

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Tout d'abord, les consommateurs n'ont pas intégralement bénéficié de la baisse des prix de gros. Il apparaît que si ces derniers ont chuté de quelque 40 % entre avril 1998 et octobre 2002, la facture des consommateurs industriels n'a été réduite que de 30 %, et celle des consommateurs domestiques de seulement 8 à 17 %. Cette fourchette indique que les gains pour les consommateurs sont très différents selon que ces derniers ont changé de fournisseur ou non. Les 62 % de consommateurs qui n'ont pas fait jouer la concurrence n'ont bénéficié d'une réduction des tarifs que de 8 %. Encore cette baisse de tarif est-elle purement administrative, dans la mesure où il s'agit de réductions du prix plafond de l'électricité imposées par le régulateur de l'électricité britannique, l'Ofgem. Il convient par ailleurs de s'interroger sur la pérennité de ces gains face à l'envolée actuelle des prix de gros.

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Non seulement, ces gains furent inférieurs aux prévisions, mais il apparaît qu'ils furent en outre très inégalement répartis selon les profils des consommateurs. Car il semble que les ménages ruraux et les ménages modestes soient ceux qui ont le moins profité de l'ouverture du marché. Il s'agit non seulement des segments de clientèle les moins rentables, mais aussi les moins informés pour tirer profit de la concurrence. Il apparaît, en effet, que la propension à changer de fournisseur est fonction croissante du revenu du ménage. Encore plus significatif, les gains tirés de la libéralisation sont liés au mode de règlement des factures : les clients qui règlent leur facture par un prélèvement automatique ont plus bénéficié de la concurrence que ceux qui paient par chèque, et bien plus encore que ceux qui sont astreints au mécanisme typiquement britannique de prépaiement de l'électricité au moyen de compteurs... à pièces.

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Bien sûr, le service public ne saurait se résumer à un prix. L'ouverture à la concurrence peut conduire au développement de nouvelles offres, de nouveaux services, de nouvelles formules tarifaires adaptées aux différents profils de consommateurs. Cependant, quel que soit le service public concerné, tous les usagers ne profiteront pas de la même façon d'un tel foisonnement de l'offre. Il y a fort à parier que le segment de clientèle le plus "rentable" sera à nouveau celui qui sera en mesure d'exploiter au mieux une offre certes enrichie, mais aussi complexifiée

Les difficultés relevées à l'étranger risquent de survenir en France

La hausse des prix est appelée à se poursuivre

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Avant toute chose, il convient de noter qu'il existe un lien mécanique entre la mise en place d'un marché intérieur européen de l'électricité et l'évolution des prix sur le marché français. Au moins sur la "plaque continentale", c'est-à-dire les pays européens suffisamment interconnectés pour constituer un réel marché (France, Allemagne, Benelux), les cours de l'électricité convergeront vers un prix unique. Ce mouvement se traduira par une baisse des prix dans les pays ayant initialement une électricité "chère", ceux dont le parc est majoritairement constitué de centrales thermiques (63 % dans le cas allemand), et une hausse pour les pays initialement les mieux lotis, ceux dont le parc est principalement constitué de centrales nucléaires et hydroélectriques (la part du thermique est inférieure à 9 % en France). L'influence dans la formation des prix des centrales thermiques, très sensibles à la hausse des cours des combustibles fossiles, est donc appelée à croître inexorablement.

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Ce phénomène est en outre renforcé par la faiblesse des investissements productifs d'EDF (du fait notamment de sa politique d'acquisition à l'international), qui a pour effet de réduire peu à peu les surcapacités du marché français [Chevalier et Rapin, 2004], et donc de pousser les cours vers le haut.

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Un dernier facteur de hausse des prix, et non le moindre, est imputable à l'augmentation annoncée des charges liées au service public. Parmi ces dernières, les mesures en faveur des énergies renouvelables sont appelées à avoir un impact notable sur les prix de l'électricité payés par les consommateurs.

Le risque d'un black-out à l'italienne lié aux difficultés de pilotage des réseaux ne saurait être écarté

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Le risque d'une défaillance du système électrique ne serait être écarté. Elle peut aussi bien être liée à des investissements insuffisants dans les réseaux de transports qu'aux difficultés techniques de pilotage de ces derniers.

Des investissements insuffisantsTableau2
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Tout d'abord, comme en Californie, les interconnexions entre le réseau français et les autres réseaux européens ont été calibrées à une époque où les échanges se résumaient à des exportations d'excédents ou à des secours ponctuels. Ce faisant, elles ne sont pas suffisantes pour garantir la sécurité dès lors que les échanges deviennent structurels. La faiblesse des interconnexions (y compris sur la plaque continentale européenne, c'est-à-dire la moins mal lotie) augmente à la fois le risque d'effondrement "technique" des réseaux (du fait de la difficulté de la coordination entre les différents gestionnaires des réseaux de transports), mais aussi celui de manipulations stratégiques des phénomènes de congestion. La question des investissements dans les infrastructures de transports et les interconnexions se pose donc. De la même façon, les difficultés techniques du pilotage de réseaux ouverts à des mouvements transnationaux est déterminante, en ce sens qu'elle peut être à l'origine d'un black-out tel que l'a connu l'Italie, fin août 2003.

Le niveau d'investissement des firmes risque de ne pas être suffisant pour garantir la sécurité de l'approvisionnement à long terme

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La question relative à la capacité du seul marché à susciter des investissements adéquats en matière de transports se pose aussi en matière de production. Les seuls signaux de prix suffiront-ils à garantir une capacité productive suffisante pour éviter à la France un scénario à la californienne ?

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Le risque est d'autant plus fort qu'aucun mécanisme incitatif (en d'autres termes, rémunérateur) n'a été mis en place pour encourager les investisseurs à mettre en service de nouvelles capacités. A l'inverse, en Espagne, un système de paiements de capacités a été établi de façon à rémunérer les producteurs se proposant de laisser des unités en réserve pour pouvoir répondre à toute demande additionnelle. Dans un esprit comparable, un système d'obligations de surcapacités a été instauré dans le Nord-Est des Etats-Unis pour garantir une marge de sécurité au système électrique. En revanche, en France, comme dans de nombreux pays européens, nous nous en remettons principalement aux seules forces du marché pour garantir notre sécurité électrique.

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Or, la sécurité de l'approvisionnement revêt des caractéristiques de bien public [Jaffe et Felder, 1996]. Aucun consommateur n'est en mesure de contracter lui-même pour garantir la continuité de son approvisionnement. Dans le même temps, aucun producteur n'a intérêt à accroître lui-même une fiabilité qui profiterait aussi à ses concurrents et pour laquelle il ne percevrait aucune rémunération. Par voie de conséquence, le parc sera, à terme, sous-dimensionné par rapport à ce qui serait socialement nécessaire. La situation serait d'autant plus préjudiciable que, si un surdimensionnement marginal du parc représente un coût modéré, un déséquilibre entre l'offre et la demande peut conduire à un effondrement du système électrique des plus coûteux pour la collectivité. Cependant, aucun producteur n'a rationnellement intérêt à prendre à sa charge exclusive un coût certain de façon à réduire le risque collectif.

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En outre, du fait même des caractéristiques des marchés électriques, le niveau d'investissement des firmes risque d'être encore réduit du fait de la perturbation des signaux de prix par l'extrême volatilité des cours. Celle-ci, en accroissant les incertitudes sur les retours anticipés des investissements, peut conduire des entrepreneurs "risquophobes" (lesquels constituent l'immense majorité, si ce n'est la totalité de l'espèce) à retarder, voire à réduire leurs investissements.

La volatilité des marchés électriques est toujours susceptible de décourager les investissements

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La volatilité des prix de l'électricité est déjà une réalité sur Powernext, comme l'a montré la canicule de l'été 2003. Cependant, deux questions restent posées. Il s'agit de savoir pourquoi les instruments financiers, tels les contrats à terme, n'arrivent pas à maîtriser aussi bien la volatilité des cours au comptant dans le cas de l'électricité que ce qu'ils le permettent pour les autres marchés de commodités. Il s'agit ensuite de s'interroger sur le caractère pérenne de l'extrême volatilité enregistrée sur les marchés.

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Les couvertures obtenues sur les produits dérivés, ainsi que la conclusion de contrats de long terme, permettent d'instaurer un partage des risques entre les producteurs et les consommateurs, conduisant à un niveau optimal d'investissement. Le consommateur peut se couvrir contre le risque de prix. Le producteur réduit l'incer titude quant aux débouchés de sa production. Si la majorité des transactions se font au travers de contrats d'approvisionnement de long terme, il est possible que la sécurité d'approvisionnement soit renforcée dans la mesure où les signaux de prix seront suffisamment stables pour appuyer les décisions d'investissement des firmes. Dans le même temps, la volatilité du marché spot posera de moins en moins de problème dans la mesure où il ne sera utilisé que pour les besoins d'équilibrage de court terme ou pour la couverture des risques liés au volume de la production.

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Mais les marchés électriques ne parviennent pas encore à apporter une telle sécurité. Cela vient en grande partie du trop faible horizon temporel des contrats à terme, compte tenu des spécificités sectorielles. Cette trop faible durée ne permet pas aux investisseurs de bénéficier d'une garantie suffisante pour leurs futurs cash-flows d'exploitation. La maturité des contrats à terme (c'est-à-dire leur durée) est insuffisante pour couvrir à la fois le temps nécessaire à la mise en service des centrales et une partie significative de leur durée d'exploitation. En outre, le caractère inédit de la libéralisation et l'extrême longueur du cycle d'investissement font que les opérateurs ne disposent pas de l'expérience et du recul nécessaires pour décrypter les signaux de marché. Il s'ensuit donc un fonctionnement chaotique du marché, dans lequel alternent phases de surcapacités et phases de congestion [Chevalier et Rapin, 2004].

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Sans aller jusqu'à la crise paroxystique californienne, il est à craindre que les distributeurs soient à terme en proies à de réelles difficultés, du fait de la déconnexion entre la rigidité des prix de vente de l'électricité aux consommateurs et l'extrême volatilité des prix sur le marché. En ce sens, les propositions de facturation de l'énergie électrique en temps réel (connues sous le vocable d'active demand side management) pour les consommateurs font preuve d'une redoutable cohérence. Ils permettent de transférer le risque de prix au consommateur final. Ce faisant, l'élasticité-prix directe de la demande ne sera plus quasi nulle au moment de la congestion. La baisse de la demande permettra de garantir l'équi libre du système. La sécurité d'approvisionnement sera certes renforcée, mais au détriment des consommateurs les plus dépendants de l'électricité. Or, les dépenses d'électricité représentent une part notable des revenus des ménages les plus modestes. Exposés à des hausses de prix, ces derniers n'auraient pour seule solution que de réduire leur consommation. Cependant, le coût technique même de la facturation en temps réel, ainsi que les difficultés d'acceptation sociale d'une telle initiative, font encore, pour les consommateurs domestiques que nous sommes, figure... d'assurance.

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Il apparaît au final que si la libéralisation n'est pas coupable en elle-même des nombreuses difficultés que rencontrent les marchés électriques en cours de libéralisation, elle n'en est pas moins responsable, dans la mesure où elle exacerbe des difficultés qui étaient autrefois aplanies par la gestion centralisée. Le coeur des problèmes ne se situe pas tant dans les difficultés de transition (les difficultés liées à de mauvaises constructions réglementaires sont peu à peu corrigées grâce aux retours d'expériences, la Californie et le Royaume-Uni en témoignent, au moins partiellement). La difficulté est en fait liée aux difficultés spécifiques et redoutables de la coordination sur le marché de l'électricité.

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Cette coordination est rendue très ardue par les spécificités mêmes du bien économique "électricité". Sa "non-stockabilité" et la nécessité d'équilibrer en temps réel offre et demande induisent une extrême volatilité des prix rendant difficile la formation des anticipations des acteurs du marché, notamment pour ce qui est des décisions d'inves tissement. Cette même caractéristique pose des défis redoutables à l'opérateur du réseau pour assurer la fiabilité du système électrique, comme les nombreux black-out en témoignent. Cette même difficulté se pose pour le régulateur quant à l'appréciation des origines mêmes des dysfonctionnements constatés, pour faire la part des choses entre, d'une part, les comportements anticoncurrentiels des entreprises, et d'autre part, les hausses des cours spontanées (du fait de la faible élasticité-prix de la demande) et indispensables à l'amortissement des investissements consentis par les firmes.

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De ce fait, le fonctionnement spontané des marchés électriques sera toujours beaucoup plus heurté que pour les autres commodités. Il s'ensuit la nécessité d'une intervention publique déterminée pour garantir tant la sécurité de l'approvisionnement électrique que la prévalence de prix raisonnables pour les ménages, de façon à ce que les plus vulnérables ne soient pas écartés par les forces du marché d'une consommation indispensable.


Bibliographie

  • Jean-Marie Chevalier et David Rapin, 2004, "Les Réformes des industries électrique et gazière en Europe", Les Notes de benchmarking international, Institut de l'Entreprise, Paris, juillet, 92 p.
  • Laurens De Vries et Karsten Neuhoff, 2004, "Insufficient Incentives for Investment in Electricity Generation", Cambridge Working Papers in Economics, CWPE 0428, University of Cambridge, Department of Applied Economics, March.
  • Adam B. Jaffe et Frank A. Felder, 1996, "Should electricity markets have a capacity requirement ? If so, how should be priced", The Electricity Journal, 9 (10), p. 52-60.
  • National Audit Office, 2003, "The new electricity trading arrangements in England and Wales", House of Commons, session 2002-2003, May.
  • Jacques Percebois, 2003, "Ouverture à la concurrence et régulation des industries de réseaux : le cas de l'électricité et du gaz", document de travail, Centre de recherche en droit et économie de l'énergie (Creden), université de Montpellier.
  • US General Accounting Office (USGAO), 2002, "Restructured electricity markets. California market design enabled exercise of market power", report to Congressional Requesters, GAO-02-828, June.

Notes

[1]

Les prix avaient déjà augmenté de 8,6 % en 2001, de 16,5 % en 2002 et de 3,2 % en 2003.

Plan de l'article

  1. La libéralisation et les dysfonctionnements des systèmes électriques : une simple corrélation ?
    1. La libéralisation met-elle en péril la sécurité d'approvisionnement ?
    2. La libéralisation induit-elle une hausse des prix ?
    3. La libéralisation entraîne-t-elle une volatilité des prix de l'électricité ?
    4. La libéralisation permet-elle que les investissements nécessaires soient réalisés ?
  2. Les conséquences de la libéralisation : l'enfer est-il pavé de bonnes intentions ?
    1. Un bilan mitigé pour les consommateurs
    2. Les difficultés relevées à l'étranger risquent de survenir en France
      1. La hausse des prix est appelée à se poursuivre
      2. Le risque d'un black-out à l'italienne lié aux difficultés de pilotage des réseaux ne saurait être écarté
      3. Le niveau d'investissement des firmes risque de ne pas être suffisant pour garantir la sécurité de l'approvisionnement à long terme
      4. La volatilité des marchés électriques est toujours susceptible de décourager les investissements

Pour citer cet article

Marty Frédéric, « Déséquilibres et défaillances des marchés électriques : la libéralisation est-elle coupable ? », L'Économie politique, 4/2004 (n° 24), p. 43-58.

URL : http://www.cairn.info/revue-l-economie-politique-2004-4-page-43.htm
DOI : 10.3917/leco.024.0043


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