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RÉSUMÉ
Cet article a pour ambition d’apporter des réponses à des questions que beaucoup se posent aujourd’hui: Pourquoi le prix de l’électricité est-il lié au prix du gaz naturel sur le marché de gros ? Pourquoi le tarif réglementé de vente de l’électricité ne suit-il pas la structure des coûts du mix électrique français ? Pourquoi les fournisseurs alternatifs ne répercutent-ils pas immédiatement la baisse des prix de l’électricité observée début 2023 sur le marché de gros ? Quels sont les projets de réforme du marché de l’électricité actuellement en débat en Europe ? L’article insiste particulièrement sur la formation des prix de l’électricité, les causes de leur envolée et de leur volatilité et sur les débats en cours en Europe concernant les places relatives à donner au marché et à la régulation.
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This article aims to provide answers to questions that many people are asking today: Why is the price of electricity linked to the price of natural gas on the wholesale market? Why does the regulated electricity tariff not follow the cost structure of the French electricity mix? Why do alternative suppliers not immediately pass on the drop in electricity prices observed at the beginning of 2023 on the wholesale market? What are the plans for reforming the electricity market that are currently under debate in Europe? The article focuses on the formation of electricity prices, the causes of their surge and volatility and on the debates underway in Europe concerning the place of the market and regulation.
Auteur(s)
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Jacques PERCEBOIS : Professeur émérite à l’université de Montpellier - Doyen honoraire de la faculté d’Économie - Directeur du Centre de recherche en Économie et Droit de l’Énergie (CREDEN) - (Art-Dev, UMR CNRS 5281), Montpellier, France
INTRODUCTION
L’électricité est à la fois une marchandise et un service public. En tant que marchandise, elle a un prix fixé par le marché et on distingue le marché de gros du marché de détail. Sur le marché de gros, qui est européen du fait des interconnexions transfrontalières, il y a un prix du mégawattheure (MWh) toutes les heures (1 MWh = 103 kWh). Sur le marché de détail les fournisseurs (44 en France début 2023) vendent l’électricité qu’ils produisent eux-mêmes pour certains, qu’ils achètent sur le marché de gros pour la plupart d’entre eux. Ce sont des contrats dits en offre de marché (OM), en général annuels, pluriannuels parfois. Mais il existe aussi des tarifs fixés par les pouvoirs publics pour les petits clients, en général domestiques et parfois professionnels, qui le souhaitent. Ce tarif réglementé de vente (TRV) concerne exclusivement des clients dont la puissance souscrite ne dépasse pas 36 kVA (kW) et il est proposé par l’opérateur historique seul, en pratique EDF et les ELD (entreprises locales de distribution, c’est-à-dire les régies municipales).
Si les activités de production et de fourniture d’électricité sont bien ouvertes à la concurrence (il existe plusieurs producteurs à côté d’EDF, tels Engie ou TotalEnergies, et de nombreux fournisseurs dont la plupart ne sont pas producteurs), ce n’est pas le cas du transport et de la distribution d’électricité qui sont des activités en situation de monopole naturel, ce qui implique que l’accès à ces infrastructures soit réglementé. Un monopole naturel est une activité à forte proportion de coûts fixes dont la duplication engendrerait une concurrence destructrice. On ne conçoit pas de dupliquer un réseau de distribution d’électricité dans une ville, alors qu’un réseau unique permet de bénéficier d’économies d’échelle. Les péages d’accès à ces infrastructures essentielles sont fixés par une commission de régulation indépendante (la CRE, Commission de régulation de l’énergie). En France, c’est RTE qui se charge du transport et Enedis de la distribution (deux filiales d’EDF). En pratique, le prix TTC du kWh est composé de trois éléments qui représentent un tiers chacun environ, mais ces proportions varient selon les années : le coût de fourniture, les péages d’accès aux réseaux et les taxes.
En 2022, les prix de gros de l’électricité ont explosé en Europe, pour l’essentiel à cause de la hausse vertigineuse du prix du gaz naturel, mais pas seulement, et beaucoup d’observateurs ne comprennent pas le lien qui peut exister entre les deux prix alors même que la part du gaz utilisé dans la production d’électricité est en France faible (moins de 10 %). En 2022, la structure de la production d’électricité française était la suivante : nucléaire (62,7 %), hydraulique (11,1 %), éolien et solaire (12,7 %), gaz (9,9 %), charbon, fioul et biomasse (3,6 %). On notera qu’en 2022 la part de l’électricité nucléaire a chuté du fait de l’arrêt d’une partie du parc nucléaire (elle variait entre 69 et 75 % les années précédentes), et pour la première fois depuis 1980 la France est devenue importatrice nette d’électricité.
Cet article a pour ambition d’apporter des réponses à des questions que beaucoup se posent aujourd’hui :
1) Pourquoi le prix de l’électricité est-il lié au prix du gaz naturel sur le marché de gros ?
2) Pourquoi le tarif réglementé de vente de l’électricité ne suit-il pas la structure des coûts du mix électrique français ?
3) Pourquoi les fournisseurs alternatifs ne répercutent-ils pas immédiatement la baisse des prix de l’électricité observée début 2023 sur le marché de gros ?
4) Quels sont les projets de réforme du marché de l’électricité actuellement en débat en Europe ?
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KEYWORDS
Europe | electricity pricing | marginal cost | competition | regulation
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5. Conclusion
Les partisans du libéralisme considèrent que la concurrence a des vertus, y compris pour la fourniture des services publics à caractère industriel et commercial, car elle incite à l’efficience et permet les meilleurs choix sous contraintes. Les prix extrêmes observés en 2022 pour l’électricité en Europe tiennent à une situation exceptionnelle et, in fine, le marché européen de l’électricité a permis d’éviter des délestages, voire un black-out. Il suffit donc d’attendre que les marchés retrouvent un régime de croisière.
Les opposants à la libéralisation du secteur de l’électricité font observer qu’un marché de court terme avec des prix volatils n'a jamais envoyé les bons signaux aux investisseurs, ni dans la décennie 2010 quand les prix de gros étaient insuffisants pour financer les coûts fixes, ni depuis 2022 en raison des incertitudes pesant sur les coûts futurs. Ils considèrent que les producteurs comme les consommateurs ont besoin d’une relative stabilité des prix dans un secteur où les décisions engagent le long, voire le très long terme. L’État doit donc reprendre la main et introduire plus de régulation, voire de planification, que ce soit ex ante ou ex post. Ce fut le cas du plan Messmer de 1974 engageant la France sur la voie d’une accélération du programme électronucléaire.
La décarbonation progressive du mix électrique va s’accompagner de l’abandon des centrales à forte proportion de coût variable au profit de centrales pour lesquelles les coûts fixes constituent la quasi-totalité des coûts. À terme les prix ne pourront plus être alignés sur le coût marginal et ils devront nécessairement suivre les coûts moyens. La puissance publique doit également prendre en compte des objectifs régaliens comme l’indépendance énergétique et l’accès pour tous, à un prix raisonnable, à un produit stratégique qui conditionne la compétitivité de l’économie. Certaines décisions de long terme relèvent plus de la planification que du marché. C’est notamment le cas pour le choix du mix électrique. Les divergences européennes quant à la place du nucléaire montrent bien que les préférences nationales sont dans ce domaine difficilement compatibles.
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BIBLIOGRAPHIE
-
(1) - EUROPEAN COMMISSION - * - . – Proposal for Regulation to improve the Union’s electricity market (2023).
-
(2) - HEUSSAFF (C.), TAGLIAPIETRA (S.), ZACHMANN (C.), ZETTELMEYER (J.) - An assessment of Europe’s options to reduce energy prices. - Policy Contribution, Bruegel (2022).
-
(3) - HANSEN (J.P.), PERCEBOIS (J.) - Énergie : économie et politiques. - 3e édition, Ed. de Boeck (2019).
-
(4) - PERCEBOIS (J.), POMMERET (S.) - Efficiency and dependence in the European electricity transition. - Energy Policy 154, p. 112300. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112300 (2021).
-
(5) - PERCEBOIS (J.), POMMERET (S.) - Marché de l’électricité : comment faire face aux épisodes de prix extrêmes ? - Revue de l’Énergie, n° 662 (2022).
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