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1 - RÉSERVES, OFFRE ET DEMANDE D’ÉNERGIE

2 - MARCHÉ ET CHOIX PUBLICS

3 - FORMATION DES PRIX DE L’ÉNERGIE

4 - DÉFI CLIMATIQUE

  • 4.1 - Comment introduire un prix du carbone ?
  • 4.2 - Expériences en cours

5 - CONCLUSION

Article de référence | Réf : BE8516 v1

Formation des prix de l’énergie
Énergie et économie : entre choix publics et incitations du marché

Auteur(s) : Jacques PERCEBOIS

Date de publication : 10 nov. 2018

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RÉSUMÉ

Le montant des réserves d’énergie, l’offre et la demande d’énergie d’un pays dépendent dans une large mesure des conditions économiques en vigueur à un moment donné. Les échanges énergétiques se font la plupart du temps sur un marché mais il faut tenir compte des contraintes imposées par la puissance publique en raison du caractère éminemment stratégique de l’énergie, notamment le pétrole et l’électricité. La formation des prix de l’énergie obéit à des règles différentes selon les énergies et il existe une spécificité de l’électricité. L’enjeu climatique est aujourd’hui le principal défi auquel doit faire face le secteur de l’énergie à l’échelle mondiale.

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Auteur(s)

  • Jacques PERCEBOIS : Professeur émérite à l’Université de Montpellier - Coresponsable du Pôle « transitions énergétiques » à la Chaire Économie du Climat (Paris Dauphine)

INTRODUCTION

L’énergie est un bien de « consommation finale » qui permet aux individus de se chauffer, de se déplacer, de s’éclairer ou de faire fonctionner des équipements ménagers divers qui vont de l’ordinateur au lave-linge. C’est aussi un bien dit de « consommation intermédiaire » lorsqu’elle est utilisée au cours du processus de production pour fabriquer d’autres biens et services.

Les flux d’énergie consommée par un pays au cours d’une année sont comptabilisés au sein du bilan énergétique. Cette énergie peut être produite localement ou importée. Elle peut être obtenue par prélèvement sur un stock de ressources (charbon, pétrole, gaz, uranium, biomasse) ou produite par un flux (hydraulique, solaire, éolien). Cette énergie est tantôt qualifiée de « renouvelable » si la quantité consommée durant l’année ne réduit pas la quantité disponible pour les années suivantes soit parce qu’il s’agit d’un flux (hydraulique, solaire ou éolien), soit parce que le stock de départ a été reconstitué (biomasse prélevée sur une forêt qui a été replantée), tantôt de « non renouvelable » si le prélèvement se fait sur un stock fini qui à terme risque de s’épuiser (cas du charbon, du lignite ou des hydrocarbures).

L’unité légale reconnue sur le plan international est le joule, qui correspond au travail fourni par une force d’un newton dont le point d’application se déplace d’un mètre dans la direction de la force (c’est en pratique le travail fourni pour soulever une pomme d’un mètre). Mais les économistes utilisent plus volontiers une unité beaucoup plus évocatrice : la tonne d’équivalent-pétrole (tep) dont le pouvoir calorifique est par convention fixé à 42 GJ (gigajoules). On peut comptabiliser les diverses formes d’énergie en monnaie (le dollar par exemple) ; on peut aussi le faire sur la base de coefficients dits d’équivalence en ramenant tout à une énergie de référence, le pétrole en général, ce que certains contestent d’ailleurs car ces coefficients sont souvent choisis de façon conventionnelle donc controversée. En France, comme dans de nombreux pays, la méthode retenue est celle de l’AIE (Agence Internationale de l’Énergie).

Par convention une tonne de houille équivaut à 0,619 tep, un stère de bois à 0,147 tep, 1 MWh (mégawattheure) PCS de gaz naturel à 0,077 tep. Le problème se complique lorsque l’on comptabilise les diverses formes d’électricité. Le pouvoir calorifique d’1 MWh équivaut à 3,6 GJ soit 3,6/42 = 0,086 tep. C’est le coefficient retenu pour toutes les formes d’électricité (thermique charbon, fioul, gaz, hydraulique, photovoltaïque, éolien) sauf pour le nucléaire (et accessoirement la géothermie). L’électricité d’origine nucléaire est comptabilisée selon la méthode dite de « l’équivalence à la production », c’est-à-dire sur la base de la quantité de pétrole qu’il aurait fallu utiliser pour produire la même quantité d’électricité, ce qui donne en recourant à un rendement théorique de conversion égal à 33 %, 1 MWh = 0,086/0,33 = 0,260606 tep. (cf. DATALAB, Ministère de l’Environnement et de l’Énergie, 2017). Ainsi la quantité d’énergie primaire nécessaire pour produire 1 MWh varie selon les énergies. Cela a pour conséquence de surévaluer le poids du nucléaire dans le bilan primaire.

En pratique, il existe plusieurs concepts d’énergie.

L’énergie primaire est constituée par l’énergie disponible à l’état brut, avant toute transformation, et telle qu’elle est saisie à l’entrée du système énergétique.

L’énergie finale est constituée par l’énergie utilisée pour satisfaire les besoins, généralement vendue sur un marché, et le plus souvent après transformation de l’énergie primaire en énergies secondaires (produits pétroliers, pellets de charbon, électricité). À noter que l’électricité consommée peut être soit d’origine primaire (nucléaire, solaire, éolienne, hydraulique), soit d’origine secondaire si elle est produite dans une centrale thermique utilisant du charbon, du fioul ou du gaz. Il faut éviter de comptabiliser deux fois la même chose, le pétrole lorsqu’il est importé et l’électricité fabriquée dans une centrale thermique avec une partie de ce pétrole une fois transformé en fioul. Toute transformation engendrant des pertes (principe de Carnot), la quantité d’énergie finale d’un pays est nécessairement inférieure à sa quantité d’énergie primaire produite ou importée (la somme des pertes avoisine souvent 30 % du bilan primaire).

L’énergie utile est constituée par l’énergie réellement disponible à la sortie des équipements utilisateurs d’énergie mais, faute de connaître le parc des équipements, leur taux d’utilisation et leur rendement, on ne dispose pas de comptabilité en termes de flux d’énergie utile.

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DOI (Digital Object Identifier)

https://doi.org/10.51257/a-v1-be8516


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3. Formation des prix de l’énergie

La règle d’or de l’économie est que les prix doivent suivre les coûts, lesquels comprennent les coûts d’extraction ou de production du bien considéré, les coûts de transport et de distribution, les coûts de commercialisation auxquels s’ajoute une marge qui rémunère l’activité de mise à disposition du bien (taux de rémunération du capital investi). Cette marge est normalement raisonnable si le marché est de type concurrentiel ; elle est importante si la fourniture se fait dans un environnement monopolistique. À cela s’ajoute un montant de taxes plus ou moins élevé selon les produits, et particulièrement élevé lorsque la demande du produit est peu élastique au prix. La demande est inélastique si elle varie peu lorsque le prix augmente. C’est le cas des produits pétroliers qui n’ont guère de substituts ; l’inélasticité de la demande est alors un bon prétexte pour l’État d’asseoir des taxes importantes sur l’essence, le gasoil ou le fioul.

Ce qui caractérise le secteur de l’énergie, c’est l’existence de nombreuses rentes :

  • rentes différentielles dont bénéficient les producteurs qui ont un coût d’accès à un pétrole bon marché alors que le prix de vente sur le marché est élevé pour couvrir les coûts de ceux dont le prix de revient est relativement élevé ;

  • rentes de monopole dont bénéficient les producteurs qui sont en position dominante face à une demande éclatée ;

  • rentes technologiques dont bénéficient les producteurs les plus performants du fait d’une meilleure maîtrise technologique des processus de production ;

  • rentes de position au profit des fournisseurs les plus proches des marchés de consommation.

3.1 Prix d’équilibre et coût marginal

La loi de l’offre et de la demande, qui régit le fonctionnement d’un marché concurrentiel, conduit, à un équilibre où le prix qui s’impose à toutes les transactions est égal au coût marginal du produit c’est-à-dire au coût de la dernière unité produite nécessaire pour satisfaire la demande. C’est donc le coût marginal qui fait le prix ...

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BIBLIOGRAPHIE

  • (1) - ADEME, GRDF, GRTgaz -   Un mix de gaz 100 % renouvelable en 2050. Étude de faisabilité technico-économique.  -  Paris, 283 p. (2018).

  • (2) - Agence Internationale de l’Énergie (IEA/OECD) -   World energy outlook.  -  Edition 2017 et Key World Energy Statistics, 782 p. (2017).

  • (3) - BENHMAD (F.), PERCEBOIS (J.) -   Photovoltaic and wind power feed-in impact on electricity prices: the case of Germany.  -  Energy Policy, n° 119, p. 317-326 (2018).

  • (4) - British Petroleum -   BP Statistical review of the world energy.  -  67th Edition, 56 p., juin 2018.

  • (5) - CLASTRES (C.), PERCEBOIS (J.), REBENAQUE (O.), SOLIER (B.) -   Cross-subsidies across network users: renewable self-consumption.  -  Working-Paper, CEC (Climate Economic Chair), Paris-Dauphine University, 31 p., avr. 2018.

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