Électricité : Qui va payer le « bouclier tarifaire » ? Et après ?

Jacques Percebois et Boris Solier

Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier (CREDEN)
Boris Solier, maître de conférences à l’Université de Montpellier, Expert Cyclope

Il importe au préalable de rappeler qu’il ne faut pas confondre prix de gros et prix de détail, ni tarif réglementé de vente (TRV) et prix en offre de marché (OM).

Le prix de détail (payé par le consommateur final) est composé de trois éléments qui comptent chacun pour un tiers environ du total : le coût de production du kWh (plus ou moins aligné sur le prix de gros), le coût des réseaux de transport et de distribution de l’électricité et le montant des taxes. Le prix de gros est le prix négocié quotidiennement sur le marché entre producteurs et fournisseurs d’électricité, pour des échanges qui ont lieu soit « au comptant » (le jour même, ou le lendemain), soit dans le futur (d’une semaine jusqu’à plusieurs années après). On se situe ici « à la sortie » des centrales.

Le TRV (proposé par les fournisseurs historiques : EDF et les ELD) est un tarif réservé aux consommateurs domestiques et petits professionnels (dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA) tandis que les contrats dits en offre de marché sont proposés par tous les fournisseurs, EDF comme ses concurrents (dits « alternatifs »)(1). Environ un tiers de consommateurs domestiques ont opté pour une offre de marché dont le prix est le plus souvent indexé sur celui du TRV.

Pourquoi faudrait-il augmenter fortement le prix de l’électricité en 2022 ?

L’augmentation très importante du prix de l’électricité constatée sur le marché de gros depuis l’été 2021 va obliger les fournisseurs à accroître sensiblement leur prix de détail. Le gouvernement a néanmoins décidé de limiter la hausse du TRV à 4% lors de la prochaine révision annuelle du tarif prévue début février 2022.

Cette hausse des prix de gros - le MWh est passé de 40 € en moyenne en 2020 (soit 4 centimes d’euro le kWh) à plus de 200 € fin 2021 (avec un pic à 620 € le 21 décembre) - s’explique par la conjonction de plusieurs facteurs : une augmentation vertigineuse du prix du gaz sur le marché international(2), une augmentation du prix de la tonne de CO2 sur le marché européen, des températures froides et une faible disponibilité de l’éolien et de l’hydraulique en Europe au cours des derniers mois, une moindre disponibilité des centrales nucléaires en France(3)

La hausse du TRV devrait être de l’ordre de 35% en février prochain si l’on répercutait réellement la hausse moyenne observée sur les marchés de gros...

Lors de l’annonce du « bouclier tarifaire » à l’automne dernier, le gouvernement tablait sur une hausse du TRV de 12% en février 2022 (en l’absence d’intervention) et un coût de 4 milliards d’euros pour limiter cette hausse à 4%. L’ampleur du choc a toutefois été sous-estimée : la hausse du TRV devrait être de l’ordre de 35% en février prochain si l’on répercutait réellement la hausse moyenne observée sur les marchés de gros depuis plusieurs mois ; si l’on veut la limiter à 4% en vertu d’un « bouclier tarifaire » destiné à protéger les consommateurs domestiques, il faut trouver 16 milliards d’euros.

Quelles mesures pour limiter la hausse du TRV à 4% ?

Le gouvernement a décidé de « couper la poire en deux » : il prend à sa charge 8 milliards d’euros de dépenses fiscales et demande à EDF de supporter les 8 autres milliards durant l’année 2022.

L’État va réduire au minimum la TICFE (également nommée CSPE) dont le plafond en vigueur depuis plusieurs années était de 22,50 €/MWh (son montant restera supérieur ou égal au tarif minimum fixé par le droit européen, soit 0,5€/MWh pour les entreprises de plus de 36 kVA et 1€/MWh pour les autres consommateurs)(4). Il faut dire que cette TICFE, dont le montant avoisine aujourd’hui 8 milliards d’euros par an, finançait au départ le surcoût des renouvelables, ce qui n’est plus le cas(5) (au demeurant, le surcoût des ENR devrait être moindre avec des prix de marché élevés). La TICFE représente 33% environ des taxes acquittées par le TRV(6) contre 42% pour la TVA, 14% pour les taxes locales et 11% pour la CTA (contribution tarifaire d’acheminement(7)). Pour atteindre une hausse de 4% du tarif réglementé TTC comme prévu, cela revient à ce que la hausse du TRV hors taxes soit limitée à 20% environ. Ce qui restera insuffisant pour répercuter la hausse observée sur les marchés de gros...

L’entreprise publique EDF a quant à elle accepté de vendre 20 TWh supplémentaires d'électricité à ses concurrents dans le cadre du dispositif ARENH, mais à un prix un peu revalorisé (46,2 €/MWh contre 42 €/ MWh antérieurement). Pour rappel, EDF a, en contrepartie du maintien de tarifs réglementés pour les petits consommateurs et pour satisfaire aux exigences de la Commission européenne en matière de concurrence, l’obligation depuis juillet 2011 de vendre 100 TWh de sa production nucléaire à prix « coûtant » à ses concurrents. Ce prix était de 42 €/MWh depuis janvier 2012 et il n’a jamais été revalorisé, ni pour tenir compte de l’inflation ni pour prendre en considération les coûts supplémentaires d’investissements exigés par l’autorité de sûreté nucléaire.

Comme EDF vend une large part de son nucléaire sur les marchés « à terme » (principe de couverture) elle devra acheter à prix fort sur le marché « au jour le jour » (« spot ») les 20 TWh de nucléaire qu’elle a déjà vendus sur ces marchés à terme, il y a plusieurs mois donc quand les prix étaient moins rémunérateurs qu’aujourd’hui (même s’ils ont un peu baissé début 2022). Il faut donc additionner le coût de ce rachat et le manque à gagner de l'électricité écoulée au prix de l’ARENH, ce qui doit représenter environ 3 à 4 milliards d’euros. Auxquels s’ajoutent l’effet du plafonnement de la hausse du TRV à 4% et celui de la hausse des volumes d’ARENH sur les prix pratiqués par EDF aux consommateurs domestiques et professionnels en offre de marché(8), soit 4 à 5 milliards d’euros. Au total, cela représente un manque à gagner d’environ 8 milliards d’euros…

Rappels sur l’ARENH

En vertu du principe de « contestabilité » prévu par la loi, les concurrents d’EDF doivent pouvoir rivaliser avec les tarifs régulés de l’opérateur historique, ce qui requiert d’augmenter le complément d’approvisionnement marché pris en compte dans le calcul du TRV à chaque fois que le coût d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs s’accroît (en raison d’une hausse du prix sur le marché de gros ou de la part de marché des alternatifs(9)).

Avec le développement de la concurrence et le maintien des prix de marché à un niveau supérieur à celui de l’ARENH, les volumes d’ARENH demandés par les fournisseurs alternatifs augmentent d’année en année. Ils dépassent depuis 2019 le plafond des 100 TWh fixés par la loi NOME, ce qui conduit la CRE à procéder à un écrêtement des demandes et à répartir le plafond de 100 TWh au prorata des volumes demandés par chaque fournisseur. Pour l’année 2022, les volumes d’ARENH demandés fin 2021 par les alternatifs ont atteint 160,05 TWh, ce qui, compte tenu du plafond de 100 TWh, a induit un taux attribution des demandes des fournisseurs de 62,48% (100/160,05) et un écrêtement de 37,52%.

Hors atteinte du plafond, les droits ARENH représentent en moyenne 70% du volume de consommation des clients, les 30% restants (le complément) étant acquis par les fournisseurs alternatifs sur le marché notamment. L’atteinte du plafond conduit la CRE à réduire les volumes attribués à chaque fournisseur, ce qui a pour effet d’accroître mécaniquement le poids du marché dans le TRV (au-delà de 30%). Pour déterminer le coût de ce complément à prendre en compte dans le calcul du TRV, la CRE regarde la moyenne des prix de marché du mois de décembre (qui suit la publication des volumes ARENH alloués aux fournisseurs et donc de l’approvisionnement complémentaire à couvrir), pour l’année à venir. Comme les prix de gros pour 2022 s’établissaient à un niveau très élevé fin 2021 (plusieurs centaines d’euros le MWh), le complément d’approvisionnement au marché aurait très fortement augmenté dans le TRV de février 2022 en l’absence de mesures additionnelles.

Le relèvement du plafond de l’ARENH va permettre de limiter le poids du complément marché dans le TRV et donc l’exposition au prix du marché des consommateurs qui bénéficient du tarif régulé. Avec un volume plus élevé d’ARENH, les fournisseurs alternatifs auront moins recours au marché et ils pourront, grâce à ce supplément d’ARENH, limiter la hausse des prix appliqués à leurs clients. La CRE devrait y veiller d’ailleurs : elle vient d’annoncer via la voix de son président qu’elle dénoncerait publiquement les fournisseurs qui ne joueraient pas le jeu et en profiteraient pour accroître leur marge (la CRE connaît les offres tarifaires pratiquées par les fournisseurs et est en mesure de répliquer le coût d’approvisionnement pour un volume donné d’électricité consommée)(10).

Qui sont les gagnants et qui sont les perdants ?

Les gagnants sont évidemment les consommateurs qui bénéficient du TRV puisque la hausse du tarif sera très inférieure à ce qu’elle aurait dû être et qu’en outre le gouvernement s’est engagé à ne pas modifier le tarif durant l’année 2022, ni à procéder à des rattrapages en 2023. Ce sont aussi les consommateurs en offre de marché, mais à un degré moindre, puisque, grâce au complément d’ARENH, leurs fournisseurs seront en mesure de limiter les hausses qu’ils auraient dû appliquer.

Les perdants sont les contribuables puisque l’État renonce à des rentrées fiscales et devra trouver ailleurs les recettes dont il aura besoin. L’action d’EDF ayant fortement chuté à l’annonce de ces mesures, ces mêmes contribuables, propriétaires à près de 84% du capital d’EDF, voient la valeur du patrimoine de l’État baisser (ils ne doivent pas non plus s’attendre au versement de dividendes importants de la part d’EDF dans les années qui viennent).

L’entreprise publique, déjà fortement endettée (44 milliards d’euros) est évidemment la grande perdante puisque non seulement elle ne profitera pas de prix plus rémunérateurs sur le marché de gros mais elle devra aussi brader un peu plus de nucléaire ; elle aura plus de mal à financer ses investissements futurs, le grand carénage mais aussi les nouveaux réacteurs. Elle est donc en droit d’espérer une aide de l’État le moment venu...

Et après on fait quoi ?

La crise actuelle montre qu’il est urgent d’engager deux réformes : celle de l’ARENH et plus fondamentalement celle du marché de l’électricité.

Au moment de la création de l’ARENH, la production d’électricité nucléaire dépassait 400 TWh par an en France ; de ce fait le volume d’ARENH atteignait à peine 25% de la production nucléaire. L’entreprise EDF prévoit une production nucléaire qui ne devrait pas dépasser 300 à 330 TWh en 2022. Avec 120 TWh d’ARENH (auxquels s’ajoutent le volume d’ARENH consenti à RTE au titre de compensation de ses pertes en ligne et les 7 TWh accordés à bas prix aux électro-intensifs d’Exeltium), c’est près de 50% de la production nucléaire qui sera vendue à bas prix (car à 46,2 €/MWh, on est loin encore du juste prix du MWh produit par les centrales historiques, au-dessus de 50 €/MWh selon un récent document de la Cour des comptes). Une réforme s’impose donc et l’on peut soit mettre fin au mécanisme, ce qui est difficile dans un contexte où les prix de marché s’envolent, soit réfléchir à des solutions alternatives, comme par exemple la mise en place de contrats à long terme entre EDF et ses concurrents ou clients industriels précisant dans quelles conditions la vente d’électricité d’origine nucléaire à un prix raisonnable pourrait être garantie. On peut aussi songer à des mécanismes comme les PPA (Power Purchase Agreements) accordant des droits de tirage aux fournisseurs qui financent une partie des investissements à venir.

Il convient aussi de réfléchir à une refonte du marché spot de l’électricité dont la volatilité excessive est préjudiciable aux engagements de long terme. L’appel des centrales en fonction du seul coût du combustible est-il pertinent ? Ne faudrait-il pas envisager un coût marginal « complet » qui intégrerait certaines externalités (c’est déjà le cas du carbone) et certains coûts « système » (coût de la flexibilité par exemple) ? On peut réfléchir à la mise en place d’un corridor de prix ou s’appuyer davantage sur le marché de capacité plutôt que sur le marché spot. Une chose est certaine : l’électricité ne se stockant pas à grande échelle, il faut des marges de capacités importantes compte tenu des aléas que l’on peut observer tant du côté de l’offre que de celui de la demande d’électricité. Cela requiert d’investir massivement d’autant que la demande d’électricité devrait croître fortement avec l’électrification croissante des usages (la mobilité électrique notamment).

Sources / Notes
  1. Aux clients qui soit ne sont pas éligibles au TRV (tous les industriels et gros consommateurs pour lesquels il n’y a plus de TRV), soit ont décidé de le quitter.
  2. Comme les centrales à gaz sont pendant une grande partie du temps les centrales marginales qui, en vertu de la règle dite du « merit order », font le prix sur le marché de gros européen interconnecté, la hausse du prix du gaz entraîne celle du prix de l’électricité.
  3. Du fait de retards de maintenance liés à la pandémie et de la mise à l’arrêt de plusieurs réacteurs suite à la découverte d’anomalies sur le circuit de refroidissement de secours.
  4. Évolution de la contribution au service public de l'électricité (CSPE) au 1er janvier 2022, EDF.
  5. Ce surcoût était depuis 2017 et jusqu’en 2020 largement financé par la TICPE (taxe intérieure sur la consommation de produits énergétiques) acquittée par les consommateurs de produits pétroliers (essence, gazole, fioul). Il est aujourd’hui rattaché au budget général de l’État.
  6. Chiffres pour le 1er semestre 2021 arrondis à l’euro près. Le poids des taxes dans le prix TTC est de 33%, comme rappelé en début d’article.
  7. Taxe qui finance les retraites des employés des industries électrique et gazière.
  8. Le moindre écrêtement ARENH va induire une diminution des prix pratiqués par EDF dans la mesure où EDF réplique dans ses offres de marché la structure d’approvisionnement des autres fournisseurs sur le marché (qui dépend des droits ARENH de ses clients).
  9. À mesure que les fournisseurs alternatifs gagnent des parts de marché sur les fournisseurs historiques, leurs demandes d’ARENH augmentent (les droits ARENH étant déterminés sur la base de la consommation des clients des fournisseurs). La demande d’ARENH a donc tendance à s’accroître dans le temps (du moins tant que les prix de marché demeurent au-dessus du prix de l’ARENH) et, étant donné le plafond de 100 TWh, cela induit un écrêtement plus important et donc un complément d’approvisionnement marché plus important également.
  10. La CRE a pour mission de calculer l'évolution du TRV chaque année, en tenant compte notamment de l'évolution des prix de gros. Cela explique qu'elle annonce qu'en 2022 le TRV hors taxes devrait augmenter de 44% environ (soit 35% TTC). Le gouvernement a annoncé qu'il ne suivrait pas cette proposition et décidé de geler à 4% l'augmentation du tarif. C'est son droit puisqu'il s'agit d'une proposition. La CRE annonce qu'elle calculera l'évolution du TRV début 2023 en tenant compte de l'évolution des prix sur le marché de gros en 2022. Elle annonce aussi qu'elle calculera le rattrapage du prix pour 2022, ce qui est là encore son rôle. Elle aura deux façons d'en tenir compte : soit d'augmenter encore un peu plus le TRV si les prix de gros restent très élevés voire augmentent en 2022 soit de réduire un peu moins que prévu le TRV si ces prix de gros sont orientés à la baisse. Le gouvernement pourra là encore ne pas suivre la proposition. Mais la CRE a raison de faire ce calcul car cela fait partie de ses obligations réglementaires. Il faut se rappeler que suite à un gel du TRV par Madame S Royal certains alternatifs avaient attaqué la décision devant le Conseil d'État et avaient eu gain de cause: un rattrapage a ensuite été nécessaire. On peut penser que cette fois les alternatifs n'attaqueront pas la décision du ministre puisqu'ils en profitent.

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Commentaire

BrigitteMB

Merci pour ces explications claires et précises

Guillaume

Plusieurs pistes de réflexion que je vais exposer très naïvement, mes excuses aux "experts" :
- ne pourrait-on pas revenir aux fondamentaux : profonde réforme du marché de gros (réservé aux gros consommateurs?) et qu'EDF (et les fournisseurs alternatifs, si principe d'ouverture à la concurrence maintenu), vende sa production en priorité aux utilisateurs finaux particuliers et professionnels Français (retour de la notion de service public) à un prix proche de son coût de production et non pas sur les marchés de gros. Seule la production non écoulée en France étant exportée au prix de marché. Ce qui éviterait qu'EDF répercute sur les particuliers de l'électricité achetée à prix d'or.
- toujours pas de pistes de réflexion sur l'efficacité énergétique des bâtiments dont la rénovation globale requiert 9 Mds € / an, afin de maintenir le rythme fixé par la loi. Avec la même somme, l’Etat préfère compenser directement sur les factures.
- Je ne comprends pas l'absurdité consistant à fixer les prix de marché en fonction du coût marginal de production de la dernière centrale mise en route et fonctionnant souvent aux énergies fossiles. En effet, ce prix de marché ne reflète pas la réalité du coût de production moyen de l'ensemble des centrales...

Bref, ce marché semble avoir quelque-chose de pourri !

Marc Diedisheim

Eternelle confusion entre coût et prix de vente, qui empêche d'emblée de comprendre ce qui se passe sur un marché. Bien cordialement.

Guillaume

Pour compléter mon propos, je trouve qu'EDF joue une partition ambigüe : eux aussi jouent sur les marchés en revendant à prix fort une électricité produite à coût moindre. N'y a-t-il pas d'autres manière de se "couvrir"? Comme le dit B. Pompili ce jour, "ils avaient prévu de gagner beaucoup d'argent et ils en auront moins que prévu..."

chacha

bonjour, erreur EDF vent l'électricité par tiers trois ans avant, donc tout est vendu non pas sur le tarif spot (300€ en décembre) mais sur marché de gros long terme, soit 93€ pour décembre, donc EDF devra bien acheter sur le spot puisque le marché de gros 2022 est fermé depuis décembre 2021.

chacha

bonjour, erreur EDF vent l'électricité par tiers trois ans avant, donc tout est vendu non pas sur le tarif spot (300€ en décembre) mais sur marché de gros long terme, soit 93€ pour décembre, donc EDF devra bien acheter sur le spot puisque le marché de gros 2022 est fermé depuis décembre 2021.

Thomas Reverdy

Une excellente mise au point sur la gestion actuelle de la crise du secteur de l'électricité et les choix politiques du gouvernement. Mon seul désaccord porte sur les conclusions : à savoir la possibilité de réformer le marché de gros en renforçant le mécanisme de capacité. Cette solution reste très controversée et s'est avérée inefficace dans sa mise en oeuvre par la France. Le modèle de marché actuel, qui n'offre qu'un seul prix spot pour assurer la coordination entre l'ensemble des acteurs du marché, impose à tous un prix exorbitant en situation de capacité (prix qui doit monter très haut pour que certains clients industriels aient intérêt à ne pas consommer) et de rareté sur le gaz. Il existe une autre solution, beaucoup moins libérale, mais qui permettrait de reprendre le contrôle de la valeur de l'électricité sans que l'Etat doive intervenir par des taxes corrective : la mise en place de l'acheteur unique, c'est à dire un opérateur public, qui organise la concurrence entre les producteurs, et rémunère chacun à la hauteur de ses coûts de production, et éventuellement rémunère les industriels qui peuvent s'effacer à la hauteur de leur effort. Ce modèle était dominant aux Etats-Unis, avant la dernière vague néolibérale des années 90; il est encore présent dans de nombreux pays. Il permet la concurrence et de contenir les coûts de production, sans entrainer des variations des prix exorbitantes.

studer

Quelques remarques sémantiques :
"EDF a quant à elle accepté de vendre 20 TWh supplémentaires d'électricité à ses concurrents" : vous auriez dû écrire "l'Etat a imposé à EDF de vendre...." . De plus
"EDF a, en contrepartie du maintien de tarifs réglementés" : vous auriez dû écrire "l'Etat français, en contrepartie..." car EDF qui est une SA de droit privé ne tient pas tant que ça aux TRV, surtout quand ils ont comme contrepartie l'ARENH !!
L'Etat se sert en réalité d'EDF comme "vache à lait" pour soi-disant garantir le pouvoir d'achat des français (avec le TRV et le gel de son augmentation... pourtant prévue par décret ministériel !). Cela pourrait se concevoir si EDF était une société nationale (un EPIC) mais c'est une SA et il existe d'autres actionnaires qui sont honteusement lésés par les décisions de l'Etat, de nature politique mais surtout inspirées par l'approche des élections.
Il n'est pas sûr que la Justice n'y mette son veto.
De plus, mettre EDF à genoux ne permettra plus aux prochaines générations de disposer d'un kWh abondant et bon marché : mais le pouvoir en place n'en a cure.

Eric

Cette situation mets le France en position de force sur le marché européen, car elle sert de régulateur des prix grâce à son énergie nucléaire qui ne dépend pas des entrants fossiles. C'est une production stable et anticipable (mise à part les questions de maintenance).

L'Allemagne arrête progressivement ces mêmes types de sources (nucléaires), et conteste par ailleurs l'intérêt de l'Europe à les subventionner (rappelons par ailleurs que de gros industriels allemands fabriquent des éoliennes).

Le marché européen s'organise donc pour être de plus en plus vulnérable au gaz russe ...

L'Europe nie l'histoire, celle qui va se répéter, celles des chocs pétroliers, et les raisons qui ont poussé les français à mettre en place un parc nucléaire aussi important. La France qui a désensibilisé son énergie électrique aux énergies fossiles (nous serions à l'abris des fluctuation du gaz sans règles de marché concurrentielles pour le prix de notre électricité) se trouve par convention économique à la merci des russes / du marché fossile, alors qu'elle ne l'est pas physiquement.

Si la France décide de renverser les conventions économiques, l'Allemagne se retrouve prise entre le marteau et l'enclume : arrêt des réacteurs nucléaire, insuffisance des renouvelables, face à l'augmentation du prix d'une denrée indispensable pour faire fonctionner les renouvelables : le gaz. Elle devrait finalement assumer les conséquences de sa politique énergétique. Ca devrait piquer ...

Ce système de libéralisation de l'énergie pour permettre aux privés de gagner de l'argent sur le dos des contribuables est une honte. L'électricité doit être gérée par le peuple et dans son intérêt. Qu'avons nous gagné avec la libéralisation du marché ? L'obligation de sauver les entreprises qui s'y lancent lorsqu'elles n'arrivent pas à gagner assez d'argent ...

Une belle leçon à retenir pour tous ceux qui nous dirigent sans réfléchir : le coût du renouvelable est corrélé à celui du gaz ! Ajoutons à cela l'aveuglement de la classe politique sur la nécessité de faire une croix sur l'ère du pétrole, dont le prix du baril a de fortes chances de ne jamais retrouver (sauf après une crise majeure) des prix acceptables pour l'ensemble du tissus économique.

Le pétrole augmente, le gaz augmente, l'électricité française ne devrait pas bouger, mais elle le fait quand même parce qu'il a fallu graisser la patte des privés ... Le cocktail est explosif, et on continue à encenser le libéralisme ...

Pauvres de nous ...

VICTOR

Pour l'essentiel je partage vos propos mais je pense que la cause principale de ce fiasco n'est pas tant la notion de libéralisme qu'une incompréhension générale sur les spécificités de l'électricité aux caractéristiques physiques qui ne peuvent dans l'absolu se soumettent aux "lois" de la concurrence. Ainsi il n'est toujours pas possible de stocker massivement cette énergie pour répondre aux variations saisonnières et aléatoires des productions EnR , chaque production d'électricité quelque soit son origine doit s'intégrer dans un seul réseau électrique lequel ne peut être géré que par un nombre limités de gestionnaires pour équilibrer chaque secondes l'offre à la demande. On peut imager facilement ce phénomène par exemple par le réseau des lignes de chemin de fer qu'il est extrêmement limité de partager entre plusieurs exploitants de trains, chacun ne peut construire sa ligne de chemin de fer ! L''analogie même imparfaite montre bien qu'il est illusoire de penser réussir une parfaite concurrence "libérale" pour l'électricité comme pour la quasi totalité des produits consommés et proposés librement à la vente.
Et si des mécanismes tels que les smart grid et les blokchains permettent d'optimiser les échanges financiers entre fournisseurs et consommateurs cela ne remet pas en cause l'impossibilité fondamentale d'une réelle concurrence.
L'électricité est un flux unique d'électrons quelque soit son émetteur et pour le réseau unique de distribution de l'électricité de tout un chacun la concurrence n'a aucun sens.

Hervé

C'est peut être pas impossible d'avoir une "concurrence", cependant, comme vous le précisez, elle est délicate sur le marché de l’électricité car sur des technologies très capitalistiques, il est difficile de faire du long terme dans un climat concurrentiel. La concurrence aura tendance a favoriser des technologies à faible investissements peu performantes.
La plus grosse difficulté ici, c'est que finalement, EDF est déjà privatisée depuis longtemps. L'ensemble des infrastructures est sous traitée sur appel d'offres et la partie "monopole" ne pèse pas trop lourd dans le bilan final. Avec les optimisations réalisés depuis longtemps, l'entreprise était dimensionnée pour fournir un Kwh à bas cout et faible impact sur la balance commerciale. Si on supprime les artifices (ARENH, subventions diverses et variées...) la concurrence serait éliminée en quelques mois et le monopole d’état se transformerait en monopole privé, catastrophique pour les clients.

Il faut aussi faire la distinction entre le prix marché spot et les contrats long terme. Le prix spot ne reflète que le cout du Mwh supplémentaire que l'on veut acheter. Tout fournisseur prévoyant a (aurait du...) passé des contrats long terme et le prix spot n'impacte que ses appoints . Les fournisseurs alternatifs prévoyants devraient s'en sortir, les autres, le tribunal de commerce s'en occupera...

VICTOR

Merci pour ce complément d'informations qui me semble renforcer ce que je cherche à montrer. En effet vous dites bien que ce sont des mécanismes financiers de plus en plus sophistiqués (contrats spots, long terme , de délestage, de capacité , Arenh, compensation ...) essaient par des biais de créer un pseudo marché concurrentiel de l'électricité qui ne peut physiquement avoir lieu.
Pour les béotiens en électricité : raisonnons simplement et imaginons comme dans un marché courant concurrentiel (vente d'automobiles..) un nombre Y d'entreprises qui décident de construire qui un champ d'éoliennes, qui une centrale électrique au Gaz, qui une centrale nucléaire (une grosse entreprise ou un gros fond de pension !) et chacun bien entendu produit de l'électricité en faisant tourner ses usines au maximum de son rendement (rentabilité oblige) et se connecte sur le réseau électrique unique qui alimente les consommateurs clients. Et c'est là que le problème se pose car l'électricité ne se stockant pas massivement il y a de grandes chances que la production ne corresponde pas à la consommation et dans ce cas la physique impose au gestionnaire du réseau d'équilibrer la production à la consommation instantanément, chaque seconde et même chaque mili seconde, en coupant la production d'un certains nombres de producteurs: mais alors lesquels interdire? Dans le sens inverse si la production est inférieur à la consommation alors le gestionnaire du réseau coupera un certain nombre de consommateurs (lesquels?) On appelle cela le délestage .
Pour ce qu’il est courant d’appeler le marché concurrentiel, par exemple l’automobile, il est facile de comprendre que chaque usine automobile peut stocker ses voitures dans son parking, la chaîne logistique, ses concessions et attendre le client en faisant le travail classique du marketing/vente .
Si on ne comprend pas cet aspect spécifique de l’électricité, il y en a quelques d’autres similaires comme le train, la distribution de l’eau ou du gaz de ville , on se méprendra grandement sur la réalité de la concurrence dans le domaine de la fourniture d’électricité via un seul réseau aux consommateurs et les récentes évolutions des productions intermittentes (éolien et solaire) ont mis en exerbe ce phénomène.
Je ne nie pas qu’il puisse y avoir une concurrence toute relative en dehors de la réalité physique et industrielle d’un réseau électrique mais elle sera toujours plus virtuelle que réelle.

Hervé

Bonjour Victor
Il est possible de mettre en place un réseau en "smart grid" qui comptabilise les conso de chaque clients et relaye en temps réel cette conso au fournisseur du dit client afin qu'il injecte la production correspondante dans le réseau unique (ou qu'il l’achète à un autre producteur...) . Si ce fournisseur ne parviens pas à fournir assez alors le gestionnaire du réseau (ici enedis) pourra soit faire injecter d'autres fournisseurs et lui coller des pénalitées, soit couper les clients de ce fournisseur de manière ciblée. Concernant les ajustements fins et rapides, c'est le gestionnaire de réseau qui peut s'en charger via des batteries. Service rémunéré dans la taxe de transport...

Dans la réalité ce n'est pas en temps réel mais grâce au linky et à la précision des estimations de conso, c'est tout a fait envisageable.

Bon après je reste entièrement d'accord avec le sens général de votre écrit: Ce système n'est que partiellement concurrentiel et a peu de chances d'apporter quelque chose de mieux qu'un monopole correctement mené. Il va par contre complexifier les choses ce qui au final va couter...

Bernard Comte

Les auteurs de l’article se posent la question de la pertinence du mérit order : l’appel des centrales en fonction du seul coût du combustible est-il pertinent ?
Je ne comprends pas cette question car cet ordre d’appel permet non seulement de minimiser le prix spot mais aussi d’inciter les consommateurs à décaler leur consommation en dehors de la pointe. On ne va tout de même pas appeler en priorité les moyens les plus chers !
Ils proposent de réfléchir à la mise en place d’un corridor de prix ou de s’appuyer davantage sur le marché de capacité plutôt que sur le marché spot mais ne disent pas comment. En calculant le prix sur la base de la moyenne des capacités ? Il ne faut pas oublier qu’il faut aussi rémunérer de façon correcte les moyens de pointe qui sont de toute façon indispensables et qui justifient la tarification au coût marginal?
Enfin, ils disent qu’il faut des marges de capacité importantes. Certes, mais il faut avant tout un parc de moyens de base adapté, tenant compte de l’absence fréquente de la production des moyens intermittents, éolien et solaire, en particulier en hiver, avec des marges calculées sur l’historique mais pas trop importantes, pour que les moyens de pointe ne soient appelés en base qu’en dernier recours. C’est ce que faisait EDF autrefois en ouvrant ou en fermant des centrales, en transformant des centrales au charbon en centrales fuel avant 1973 puis en faisant l’opération inverse après la crise pétrolière. Aujourd’hui plus personne ne le fait en Europe et les seules adaptations (arrêt des centrales nucléaires et charbon) réalisés le sont pour des raisons politiques.

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