[*]Sally van Siclen est membre de la Division de la concurrence de l’OCDE.

[1]Les directives relatives aux fusions énoncées par les organismes antitrust des États-Unis à propos du niveau de concentration des parts de marché considéré comme critique seraient par conséquent appliquées pour mesurer la concentration parmi les fournisseurs concernés (fournisseurs dont les offres sont supérieures de 5 % ou moins à l’offre de la dernière centrale dispatchée) plutôt que, par exemple, la concentration de tous les fournisseurs dans les conditions de la demande données.

[2]Cette analyse a des incidences sur la structure de la propriété des centrales nucléaires. La faiblesse des coûts marginaux et la longueur des périodes d’accélération font que les centrales nucléaires sont généralement destinées à fournir la charge de base. Ainsi, elles sont généralement les moins susceptibles de jouer le rôle de fournisseurs marginaux. Par conséquent, il est moins probable que la structure de la propriété de ces unités affecte directement la capacité d’exercer un pouvoir de marché dans un système de dispatching où chaque centrale dispatchée est payée au prix d’équilibre du marché. Toutefois, si une entreprise possède des centrales nucléaires et d’autres capacités de production se trouvant plus fréquemment à la marge, il est probable qu’elle sera davantage tentée d’exercer un pouvoir de marché parce que la production des centrales nucléaires bénéficierait de toute augmentation des prix.

[3]Aux États-Unis, par exemple, de nombreuses grandes centrales ont plusieurs propriétaires. Chacun d’entre eux détermine de manière indépendante la production et la destination de la partie de la capacité de la centrale qui lui appartient.

[4]Au Royaume-Uni, l’intégration verticale des compagnies d’électricité en Écosse a eu pour effet d’augmenter le coût de l’électricité pour les consommateurs. En Angleterre et au pays de Galles, les propriétaires des réseaux de transport sont différents de ceux des moyens de production, de distribution basse tension et de distribution au détail. En Écosse, les activités sont intégrées verticalement. Au début de la réforme au Royaume-Uni, les prix pratiqués en Écosse étaient inférieurs d’environ 8 % à ceux en vigueur en Angleterre et au pays de Galles. Aujourd’hui, les prix écossais sont supérieurs, d’environ 5 %, à ceux pratiqués en Angleterre et au pays de Galles, et les producteurs écossais exportent environ un quart de leur production vers l’Angleterre et le pays de Galles.

[5]Le changement de contrôle peut aussi modifier les incitations, comme le montre l’expérience des exploitants indépendants aux États-Unis.

[6]En Angleterre et au pays de Galles, l’intégration de la production d’électricité et de la distribution au détail a été autorisée pour la seule raison que la distribution basse tension et la distribution au détail étaient distinctes, et que tous les consommateurs avaient le droit de choisir leur propre fournisseur d’électricité. Cela permettait aux consommateurs de court-circuiter les fournisseurs possédant les moyens de production et de concluree au contraire des contrats avec les fournisseurs non confrontés à de tels conflits.

[7]La faible valeur des actifs d’un exploitant de réseau, par rapport à la valeur des moyens de transport, fait qu’il est beaucoup plus difficile de lui offrir des incitations – en modifiant ses bénéfices – sans introduire des distorsions ailleurs, qu’on ne peut le faire dans une situation d’intégration de l’exploitation et des réseaux de transport.

[8]On a observé, aux États-Unis, que les exploitants de réseau indépendants à but non lucratif tendent à ne pas être fortement incités à agir de manière efficace, et que les clients ne constituent pas leur principal point d’intérêt ; ils ont au contraire tendance à gérer les réseaux de manière trop prudente.

[9]L’expérience de la Californie, où les exploitants de réseaux indépendants et la bourse de l’électricité étaient séparés, montre qu’ils ont pris des décisions contradictoires. Dans d’autres circonscriptions, les activités ont été intégrées avec succès, par exemple dans le réseau interconnecté PJM dans les États du centre du littoral de l’Atlantique aux États-Unis et dans le Marché national australien de l’électricité.

[10]L’Angleterre et le pays de Galles, de même que l’Australie, présentent des exemples contrastants de la nature des contrats bilatéraux. En Angleterre et au pays de Galles, plus de 95 pour cent des échanges d’électricité s’effectuent dans le cadre de contrats bilatéraux. En Australie, il existe un marché de gros au comptant obligatoire, de sorte que les contrats bilatéraux sont des instruments purement financiers.

[11]En Australie, par exemple, les pertes de transport peuvent atteindre jusqu’à 40 pour cent. La tarification du transport pratiquée en Australie incite les producteurs à s’implanter dans des emplacements à coût élevé, à proximité des sources de combustible et non à proximité de la charge.

[12]Dans de tels cas, les coûts supplémentaires versés aux producteurs pour qu’ils produisent dans un ordre autre que celui des coûts croissants pour atténuer les contraintes sont souvent socialisés, ou moyennés sur l’ensemble des consommateurs.

[13]En Angleterre et au pays de Galles, par exemple, il existe 15 zones mais environ 200 nœuds.

[14]L’Angleterre et le pays de Galles utilisaient auparavant la méthode sans imputations, mais utilisent aujourd’hui celle des zones. La Scandinavie utilise les zones, qu’elle définit comme des régions où les importations ou les exportations sont soumises à des contraintes. L’Australie utilise la méthode des zones, et met aux enchères l’utilisation du transport soumis aux contraintes entre zones. Les recettes sont affectées à la réduction des redevances d’utilisation du réseau.

[15]En Angleterre et au pays de Galles, l’introduction d’un système de paiements à la compagnie de transport pour atténuer les contraintes a fait que les montants accordés aux producteurs pour résoudre les contraintes de transport sont tombés à 10 pour cent de leur niveau antérieur.

[16]Les redevances et les prix peuvent être combinés à la récupération des coûts, auquel cas ils seront soumis au plafond global de recettes. Cela peut signifier que certains producteurs seront payés (redevance négative) pour se connecter à certains points du réseau. Pour s’assurer qu’il introduit effectivement de l’énergie dans le réseau au moment où c’est le plus utile, un producteur pourrait se voir imposer une redevance très élevée pour une connexion en période de pointe du réseau, mais ne rien avoir à payer le reste du temps.

[17]Aux États-Unis, par exemple, si les ressorts des autorités réglementaires étaient au moins aussi étendus que les réseaux interconnectés, il existerait au maximum trois organismes de réglementation, correspondant aux trois réseaux interconnectés, au lieu des cinquante organismes d’État actuels. Le système des organismes d’État avait été mis en place lorsque le secteur de l’électricité était fortement réglementé et que les échanges entre États étaient peu importants. Depuis la libéralisation, il existe des exploitants de réseaux couvrant plusieurs États et les échanges entre États se sont développés. Il a été proposé d’étendre le ressort des autorités réglementaires fédérales aux dépens des organismes d’État.

[18]L’Australie en est un exemple. Dans ce pays, les autorités réglementaires fédérales s’attachent à encourager une politique réglementaire cohérente dans l’ensemble du pays en sollicitant l’avis d’un groupe consultatif, composé des chefs des organismes de réglementation de l’électricité dans les États participant au Marché national de l’électricité, avant de prendre leurs décisions en matière réglementaire, et en organisant des discussions périodiques sur les questions réglementaires.

[19]En Australie, l’Administrateur national de l’électricité soumet toutes les offres à un examen critique afin de détecter les éventuels abus de pouvoir de marché ou manipulations de prix. Aux États-Unis, les exploitants de réseau indépendants du PJM (dans les États du centre du littoral de l’Atlantique), de New York et de la Nouvelle-Angleterre possèdent des divisions de surveillance du marché pratiquement indépendantes. En Californie, l’exploitant de réseau indépendant a un comité indépendant de surveillance du marché, dirigé par des économistes des grandes universités de l’État. Ils font état d’une expérience positive dans l’élaboration de directives pour l’identification des offres « suspectes ». Il arrive souvent, en effet, que les modifications des règles du marché soient accélérées par des rapports des unités de surveillance du marché sur les offres et sur la performance du réseau ; autrement dit, la surveillance du marché a joué un rôle dans les modifications des règles du marché.

[20]En Australie, où l’autorité de la concurrence est indépendante, c’est une même autorité qui est responsable à la fois de la réglementation fédérale applicable aux sociétés assurant des services publics, parmi lesquelles les compagnies d’électricité, et du respect de la concurrence. Cela tient au fait que la loi sur l’accès est l’une des composantes de la loi sur la concurrence.

[21]Les systèmes juridiques assurent cette protection de diverses manières. Aux États-Unis, les tribunaux peuvent réexaminer les décisions réglementaires prises par un organisme de réglementation en invoquant aussi bien des motifs de procédure qu’un fondement « clairement erroné ». Au Royaume-Uni, l’imposition de conditions de délivrance de permis aux compagnies constitue le principal instrument de réglementation dans le secteur de l’électricité. Si une compagnie n’accepte pas les changements de conditions proposés par l’organisme de réglementation, le litige est soumis pour résolution à la Commission de la concurrence, un organisme d’arbitrage spécialisé.

[22]C’est là une des principales raisons pour lesquelles les récents problèmes de fiabilité et de tarification qui se sont posés en Californie ne concernent pas la Russie. On peut citer plusieurs raisons à la hausse des prix et aux problèmes de fiabilité récemment observés en Californie : caractéristiques fondamentales (croissance importante de la demande, mais pas de construction de nouvelles centrales pendant plus d’une décennie, fortes contraintes de transport et absence de nouveaux réseaux de transport, et faible participation du côté de la demande du fait d’une tarification moyenne) ; conditions météorologiques ; divers facteurs à court terme, comme les arrêts imprévus de centrales nucléaires et les arrêts normalement prévus pour les réparations ; coût accru des quotas d’émission ; pouvoir de marché ; et règles du marché (notamment interdiction de couverture de la part des compagnies traditionnelles ; concurrence inefficace sur le marché de détail, d’où une moindre incitation à minimiser le coût ; problèmes de programmation, symptomatiques des incitations aux adjudications à prix multiple (pay-as-bid) par opposition au prix unique ; règles de fiabilité aggravant le manque d’élasticité de la demande ; et tarification des services auxiliaires).