Les limites à la loi de l’offre et de la demande sur les marchés de l’électricité




Par Jacques Percebois et Boris Solier, université de Montpellier, coresponsables du pôle Transitions énergétiques à la chaire Économie du climat

 

Une controverse académique intéressante a été soulevée récemment par l’UFC-Que Choisir qui accuse l’opérateur historique français EDF de faire de la « rétention de capacité » sur le marché de gros de l’électricité en n’appelant pas suffisamment le parc nucléaire lorsque les prix « spot » sont faibles, ce qui empêcherait les prix de baisser encore(1). Le consommateur final en subirait les conséquences.

Il ne faut pas confondre « position dominante », qui n’est pas juridiquement sanctionnée, et « abus de position dominante », qui tombe sous le coup de la loi. L’abus de position dominante peut revêtir plusieurs formes : la collusion qui consiste pour des fournisseurs à s’entendre sur les prix, la prédation qui consiste à vendre à perte pour empêcher l’entrée d’un concurrent dans la branche, la forclusion qui consiste à empêcher l’accès d’un concurrent à une infrastructure dite « essentielle » (un réseau de transport par exemple), la rétention de capacité qui consiste à retirer une centrale du marché pour réduire l’offre d’électricité afin de faire monter les prix sur le marché de gros.

Plusieurs points méritent attention

1) Il faut savoir pourquoi les prix de gros sont aujourd’hui parfois très faibles et ne permettent pas toujours de couvrir le « coût cash », voire le coût marginal (coût du combustible) de certaines centrales, y compris nucléaires. Ce coût cash est estimé à 33 euros par MWh pour le nucléaire en France tandis que le coût du combustible se situerait entre 12 et 15 euros par MWh. Le prix spot tombe parfois au-dessous de ces chiffres et peut même devenir négatif à certaines heures(2). Cela s’explique par une demande faible mais aussi et surtout par une injection massive de renouvelables sur le marché européen interconnecté, ce qui accentue la surcapacité de l’offre d’électricité.

Cette énergie renouvelable intermittente (solaire et éolien) ne se préoccupe pas du niveau du prix spot puisqu’elle est le plus souvent rémunérée hors marché via des prix d’achat garantis (feed-in tariffs), sensiblement plus rémunérateurs que les prix de gros et fixés par arrêté ministériel. Le différentiel entre ce prix garanti et le prix de gros est couvert par une taxe (la CSPE) payée par tous les consommateurs d’électricité et depuis peu d’énergies fossiles. Ainsi, au fur et à mesure que le prix de gros chute sur le marché, cette taxe s’accroît. Elle est de l’ordre de 4 milliards d’euros par an en France et de plus de 23 milliards d’euros par an en Allemagne.

Le consommateur final est sensible au prix TTC et ne profite donc pas nécessairement de la chute du prix de gros si, dans le même temps, le montant de la CSPE augmente du même montant : il perd de la main gauche ce qu’il gagne de la main droite. Seuls les consommateurs en « offre de marché » dont le prix est indexé en temps réel sur le spot et dont le montant de la CSPE est plafonné sont gagnants. Mais surtout, la chute du prix de gros engendre un manque à gagner pour les producteurs d’électricité nucléaire et thermique « gaz ou charbon » qui subissent un double effet : un « effet d’éviction » puisqu‘ils vendent moins d’électricité et un « effet de revenu » puisque l’électricité qu’ils mettent sur le marché se vend maintenant à un prix plus faible.

Une étude économétrique du Centre de recherche en économie et droit de l’énergie (Creden)(3) basée sur des données horaires de 2015 avait estimé ce manque à gagner à 3,9 milliards d’euros pour EDF cette année-là. Il est certes toujours difficile de raisonner « toutes choses égales par ailleurs » et il ne faut pas confondre corrélation et causalité. Seule une approche fondée sur la causalité au « sens de Granger » peut départager les avis. Notons que le solaire et l’éolien seraient de toutes les façons prioritaires au niveau de l’injection puisque leur coût marginal est nul ; mais elles ne pourraient pas encore récupérer leurs coûts fixes sans les aides apportées par les feed-in tariffs.

La chute des prix de gros partout en Europe, et particulièrement en Allemagne, a conduit à mettre en place un marché dit « de capacité » dont l’objet est précisément de financer les coûts fixes du parc électrique puisque le marché spot, dit « energy only », ne permet pas de le faire à lui seul. Au vu des prix constatés sur ce marché de capacité français pour garantir la disponibilité d’une certaine puissance aux heures les plus chargées de l’année, on peut estimer le coût annuel de l’intermittence à environ 10 euros par MWh au moins en 2017.

2) Il faut ensuite pouvoir démontrer que les arbitrages qui peuvent être faits dans l’appel des centrales relèvent d’une stratégie de « rétention de capacité » visant à manipuler le niveau des prix. Chaque opérateur est en droit de gérer au mieux ses centrales et certains n’hésitent pas à faire des offres à prix nul, voire à prix négatif à certaines heures (notamment la nuit en période de très faible demande) pour avoir la garantie que leurs centrales thermiques seront bien disponibles aux heures de pointe lorsque les prix monteront fortement sur le marché spot. Il faut en effet plusieurs heures entre l’appel d’une centrale et sa disponibilité à pleine puissance. Cela n’est pas répréhensible pas plus d’ailleurs que de vendre à prix négatif de l’électricité excédentaire semble-t-il. C’est une façon de réduire l’offre sur un marché où l’équilibre entre l’offre et la demande doit être vérifié en temps réel.

En l’espèce, l’étude de l’UFC-Que choisir accuse l’opérateur historique EDF de procéder à un appel des centrales nucléaires en fonction de leur « valeur d’usage » et non en fonction de leur « coût marginal », ce qui reviendrait à « manipuler » le marché. C’est à la CRE (Commission de régulation de l’énergie), qui est le gendarme du marché, de dire s’il y a eu ou non manipulation. Certes, le régulateur est souvent en position d’asymétrie d’information par rapport au régulé mais il dispose aujourd’hui de moyens suffisants pour se prononcer. La volatilité du prix du gaz naturel observée sur une partie de la période a pu également avoir un impact sur le prix de l’électricité puisqu’une partie non négligeable de la production européenne d’électricité est faite avec du gaz. N’oublions pas non plus que la moindre injection d’électricité nucléaire s’explique à certains moments (notamment en 2016 et 2017) par l’arrêt de plusieurs réacteurs suite à une demande de vérification technique de l‘Autorité de sûreté nucléaire (ASN).

Les arbitrages transfrontaliers ne relèvent pas non plus d’une stricte rationalité et bien que des progrès aient été accomplis, grâce notamment aux mécanismes de couplage des marchés et d’enchères implicites de capacités d’interconnexion, les flux d’exportations/importations d’électricité ne semblent pas obéir toujours à la logique qui consiste à importer quand c’est moins cher ou à exporter quand c’est plus rémunérateur. Ce n’est pas un sujet nouveau sur ce marché et cela peut s’expliquer par la présence de certains contrats à long terme entre producteurs et acheteurs. En l’espèce, il faut donc attendre les arguments qui seront avancés par EDF mais aussi l’avis que la CRE ne manquera sans doute pas de donner.

3) Le marché de l’électricité est un marché très particulier puisque la loi de l’offre et de la demande, qui théoriquement doit être la norme, est contrainte par une foule d’exceptions dont la légitimité juridique mériterait d’ailleurs débat : priorité d’injection donnée à certaines énergies, vente à perte de l’électricité à certaines heures, prix plancher et plafond sur le marché de gros (le système européen prévoit que l’on arrête les transactions lorsque le prix spot tombe en-dessous de – 500 euros/MWh, prix-plancher, ou dépasse 3000 euros/MWh(4), prix-plafond), obligation pour l’opérateur historique de vendre une partie de sa production nucléaire à un prix fixé par l’administration (l’ARENH), tarifs réglementés de vente…

Et quand les exceptions engendrent des effets pervers, on les corrige en y ajoutant des rustines (cas du marché de capacité). Cela montre simplement que du fait de ses spécificités physiques – un produit de première nécessité qui ne se stocke pas et dont l’offre ne saurait être défaillante, tout en devant s’adapter instantanément à une demande volatile – l’électricité n’est pas un produit comme un autre et que la libéralisation mise en place en Europe ne peut avoir les mêmes effets que celle que l’on a pu observer avec les télécommunications(5)…

 


  • Tribune initialement publiée sur connaissancedesenergies.org
  • Jacques Percebois est professeur émérite à l’université de Montpellier et coresponsable du pôle Transitions énergétiques à la chaire Économie du climat
  • Boris Solier est maître de Conférences à l’université de Montpellier et coresponsable du pôle Transitions énergétiques à la chaire Économie du climat
  • 1) « Concurrence sclérosée sur la production d’électricité », UFC-Que Choisir, avril 2018.
  • 2) Lorsque la demande d’électricité est faible, la nuit par exemple, et que les injections d’électricité éolienne sont fortes en Baltique, il faut arrêter certaines centrales pour maintenir l’équilibre sur le réseau européen. Mais si les producteurs d’éolien refusent parce que leur électricité bénéficie d’un tarif d’achat et que dans le même temps les propriétaires de centrales thermiques souhaitent mettre en marche leurs centrales pour garantir leur disponibilité quelques heures plus tard, il faut trouver un moyen d’accroître artificiellement la demande d’électricité. On peut donc payer des opérateurs qui acceptent de récupérer cette électricité excédentaire pour pomper de l’eau dans de barrages et la turbiner quelques heures plus tard. On ne détruit donc pas physiquement l’électricité excédentaire, mais on la « détruit économiquement » en payant des opérateurs (en général des propriétaires de stations de pompage) pour qu’ils débarrassent le marché d’un produit devenu encombrant.
  • 3) « Coût complet lié à l’injection d’électricité renouvelable intermittente. Approche modélisée sur le marché français day-ahead », Revue de l’Energie, Jacques Percebois et Stanislas Pommeret, juillet 2016.
  • 4) EPEX SPOT.
  • 5) Ce que souligne d’ailleurs l’ouvrage « Transitions électriques : ce que l’Europe et les marchés n’ont pas su vous dire » de Jean-Pierre Hansen et Jacques Percebois (Editions Odile Jacob, 2017).

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