Parc nucléaire d’EDF : controverses sur l’abus de position dominante

Jacques Percebois et Boris Solier

Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier et coresponsable du pôle Transitions énergétiques à la Chaire Économie du Climat


Boris Solier, maître de Conférences à l’Université de Montpellier et coresponsable 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 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 ne profite pas nécessairement de la chute du prix de gros… 

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.

On peut estimer le coût annuel de l’intermittence à environ 10 euros par MWh au moins en 2017.

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. 

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 débat…

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 le MWh, prix-plancher, ou dépasse 3000 euros le 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)...

Sources / Notes
  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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Commentaire

Serge HOUDBINE

Excellente démonstration. Mais qui va la lire pour enfin comprendre que les nouveaux renouvelables (EnRi), subventionnés, participent à la destruction de la valeur économique des autres moyens de production (manque à gagner et coûts de modulation). Ces derniers, nucléaires ou à combustibles fossiles sont contraints à de fortes modulations de puissance non rémunérées à la hauteur des services compensatoires qu'ils assurent pour pallier les intermittences et l'absence de flexibilité adaptative aux besoins des réseaux des EnRi.

haifaimair

On les plaint.
Ces énergies criminelles (qui tuent en masse) sont en effet à soutenir en priorité !
La catastrophe planétaire en cours, le brutal réchauffement de l'atmosphère, est un épisode sans effets sur le vivant – tout va très bien.
Les catastrophes connues en cours que sont Tchernobyl et Fukushima ne sont que de malheureux épisodes (puisque vous semblez défendre cette énergie de fous furieux, on réclame toujours et encore des volontaires, de la viande à REM)
Bref, votre commentaire est abject.

Néanmoins
Il se justifie du seul point de vue de la contradiction entre les politiques disparates (et contradictoires) des énergies renouvelables versus le délire du Système néolibéral qui oblige chacun à faire la guerre au reste du monde. En ignorant à peu près tout de la nécessité des solidarités (générations, populations, États, entreprises, personnes, ..).
L'absence de politique continentale et/ou territoriale (on peut l'imaginer) rend le fonctionnement de la production-distribution-consommation d'électricité un casse-tête sans solution - donc sans but... Comme bien évoqué dans cet article.
Nos gouvernants (parfois élus) sont coincés entre électeurs et lobbies - c'est tout sauf simple et très peu démocratique.

Pierre-Ernest

Il est stupide de parler de prix fixé par l'offre et la demande si certaines productions sont obligatoirement mises en concurrence avec les autres, avec deux avantages : 1) elles sont prioritaires c'est à dire obligatoirement vendues, et 2) elles bénéficient d'un prix fixé à l'avance, généralement plus élevé que celui des autres. Dans un monde normal, cela s'appellerait de la concurrence déloyale.
Arrêtons vite cette anomalie inutile et dangereuse.

haifaimair

Et oublions de 'faire société'.
Ce qui entraîne des identités xénophobes et fabrique de la violence qui favorise grandement les conflits.
Tout va très bien.

Tristan

Il y a quelque chose qui cloche : « le système européen prévoit que l’on arrête les transactions lorsque le prix spot tombe en-dessous de 500 euros le MWh, prix-plancher, ou dépasse 2000 euros le MWh, prix-plafond ». Au quotidien, les prix fluctuent sans mal entre 20€/MWh et 100€/MWh et il n'est pas rare de les voir dépasser ces limites, donc j'ai des doutes sur les seuils de 500 et 2000 indiqués dans l'article : une petite coquille ?

Percebois

Merci pour votre commentaire. Ca ne cloche pas, car le prix spot a déjà atteint -500 en 2009 en Allemagne et a dépassé les 1000 euros plusieurs fois. La Commission européenne souhaite d'ailleurs la suppression de ces prix plancher et plafond.

Connaissance d…

Cher lecteur,
Merci de votre vigilance. Il faut effectivement lire - 500 €/MWh comme prix plancher et 3 000 €/MWh comme prix plafond.

Aristote

a) Dans le point 2), pas exactement compris dans quel cas on trouve dans une rétention de capacité et dans quel cas non. Par exemple, EDF se retrouve long sur son portefeuille client, l'entreprise a t-elle le droit de moduler à la baisse sa production nucléaire ou est t-elle légalement obligée de laisser ses centrales tourner aux maximum de leur capacité et vendre le surplus d'énergie sur un marché ayant absorbé cette électricité supplémentaire et donc à un prix plus bas?

2) "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."

Peut etre pas dans le cas d'EDF, sa filiale de trading agissant pour son compte sur les marchés "EDF Trading" est domiciliée en Angleterre. Est ce que la CRE peut et à le droit de mettre son nez dans l'activité de cette filiale ? Il faudrait pour prouver cet abus de position dominante avoir accès à la stratégie d'achat et de hedging d'EDF exécutée par EDF Trading?

Percebois

Merci pour ces très intéressantes questions. Je vais répondre en quelques mots en simplifiant un peu nécessairement. Sur le marché de gros « day-ahead » (la veille pour le lendemain) les producteurs font connaître les centrales qui seront appelées heure par heure le lendemain face à la demande d’électricité anticipée par les fournisseurs chargés d’alimenter les clients (c’est la logique dite du « merit order » qui s’applique: on appelle les centrales en fonction de leurs coûts variables croissants ce qui est logique et les EnR ou le fil de l’eau sont prioritaires puisque leur coût marginal est quasiment nul) ; c’est sur cette base que se fixe le prix du MWh qui va donc varier heure par heure (cher aux heures de pointe, le soir vers 19 h par exemple, faible aux heures creuses). Si le lendemain le producteur concerné n’appelle pas les centrales comme cela était prévu la veille et que cela fait fortement monter le prix en temps réel (marché dit « intraday ») il faut que l’entreprise explique ex post pourquoi la centrale n’a pas été appelée. Si c’est pour des raisons techniques (panne) pas de problème. Si, après enquête, les autorités de contrôle constatent qu’il n’y a pas de motif et que c’est volontaire, il y a alors soupçon d’abus de position dominante et une enquête est menée ; si c’est le cas il y aura sanction. Mais le producteur dispose d’une marge de manœuvre pour déclarer les centrales disponibles, en fonction de ses contraintes propres (vérifications techniques, optimisation des arrêts de tranche, souci de gérer au mieux le combustible etc). A titre d’exemple l’opérateur historique possède des barrages de retenue et garde en réserve pour l’hiver une eau qui sera précieuse pour produire de l’électricité aux heures de pointe. Cet opéreteur n’a pas l’obligation d’utiliser ses barrages si à l’automne les prix montent sur le marché. Turbiner l’eau à ce moment-là serait une erreur car on risque le black-out quelques semaines plus tard faute d’eau pour produire de l’électricité. Il est normal que l’opérateur dispose d’une liberté de gestion de son parc et le régulateur (la CRE) n’a pas à se substituer à l’opérateur pour lui dire comment gérer son parc. En revanche si la CRE constate qu’il y a eu intentionnellement la volonté de réduire un appel programmé alors il y a un soupçon d’abus de position dominante, qui doit être prouvé. La difficulté c’est d’apporter la preuve de cette volonté de manipuler le marché. A noter que ce type d’abus se produit logiquement plutôt quand les prix de marché sont déjà élevés (et du coup ils vont s’envoler !) et c’est rarement le cas quand les prix de marché sont déjà bas. Au demeurant faire baisser un peu les prix quand ils sont très bas au risque d’entraîner des prix négatifs n’est pas nécessairement une bonne idée car c’est coûteux puisqu’il faudra payer celui qui achète le MWh excédentaire.
Concernant le marché financier de Londres (c’est à Londres que se situent les principaux marchés destinés à la « couverture » ou hedging, ce que l’on appelle les « produits dérivés » mais c’est aussi le cas en France ou en Allemagne) là encore il y a une surveillance stricte des autorités locales ; la plupart des opérateurs y vont pour se couvrir donc gérer les risques pris sur le marché dit du « physique » mais certains recherchent des gains financiers comme à la Bourse. La spéculation n’est pas un délit (vous avez le droit d’acheter à bas prix un « MWh papier » si vous pensez que sa valeur va monter et si c’est le cas tant mieux pour vous ; mais vous prenez un risque puisqu’elle peut chuter et vous perdrez de l’argent). En revanche ce qui est sanctionné c’est le « délit d’initié » c’est-à-dire le fait d’utiliser une information cachée au marché pour manipuler les cours et profiter de cette information cachée pour réaliser un profit illicite. La frontière entre la couverture stricte et la spéculation est floue mais ce n’est pas spécifique au marché de l’électricité ; c’est vrai sur tous les marchés (pétrole, cuivre etc). Si les autorités françaises ont un doute sur un délit d’initié elles peuvent saisir les autorités locales (il y a une collaboration entre régulateurs et autorités des marchés financiers) mais elles ont compétence sur le territoire français. A noter que la Commission européenne mène des enquêtes sur l’ensemble de l’espace européen (DG « concurrence ») car elle bénéficie d’une meilleure vue d’ensemble.

Orfeo

J'ai lu avec curiosité l'étude d'UFC et il me semble que votre commentaire ne correspond pas exactement à l'abus de position dominante qu'ils pensent avoir décelé. Ils pensent qu'EDF stoppe certaines centrales entre deux rechargement de combustible dans les périodes où le prix de marché de l'élec est trop bas. Même si j'ai quelques doutes sur la robustesse statistique des résultats (je crains que les chiffres en FR DE et GB sont de doutes façons non significativement différents de 0), le schéma causal est plausible au vu du Kd (coefficient de disponibilité du parc nucléaire en France) particulièrement bas. Dès lors qu'un réacteur n'est plus alimenté en combustible, il est probablement sorti du merit order. Or la CRE se borne vraisemblablement à vérifier la cohérence du prix de marché avec le coût marginal dernier moyen appelé. Je vous rejoins par ailleurs sur le fait que e même problème peut se poser pour l'hydroélectricité : il est très difficile, sans entrer dans la fonctionnement de l'algorithme d'optimisation, de prouver une éventuelle rétention d'énergie.

haifaimair

"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. "

Il parait impossible de contrôler l'honnêteté d'EdF concernant ses empêchements à produire (ou autres) ..
On connaît bien les difficultés de la Cour des comptes (et de l'ASN) et ses 'remarques' concernant l'opacité de l'entreprise.
Le 'secret défense' renforcé par le 'secret des affaires' rendront ces contrôles impossibles.
Et puis camoufler un choix par un problème technique est tellement simple - on a vu des escroqueries plus savantes ...
Me tromperais-je ?

Une conclusion de cet article est :
la contradiction entre les 'affaires' et le service public est incommensurable dans notre 'Système néolibéral'.

Ephémère

Néo-libéral le système ? Vous avez dit "néo-libéral" ? Quand la puissance publique est annuellement aux commandes de près de 60% du PIB --c'est à dire plus que dans les pays de l'Est les moins bureaucratiques d'avant l'effondrement du monde soviétique et de sa généralisation de la notion de "service public" ? Si les mots ont un sens, les discours que vous tenez plus haut n'en ont aucun !

Olivier DE BOISSEZON

Bonjour à tous,
et merci pour cet article et ces commentaires bien instructifs.
Effectivement la concurrence ne résout pas grand chose sur un produit aussi essentiel et technique que l'électricité domestique et industrielle à une échelle aussi étendue géographiquement et dans l'espace temps (investissements très lourds et durables plusieurs décennies, voire siècle pour l'hydraulique ou le réseau).
La mise en concurrence et les privatisations n'amènent finalement que des profits à court terme sans s'occuper de l'avenir. On pourrait synthétiser en disant "on passe à la caisse". Certains deviennent riches de ce que d'autres ont perdu, tout cela sur le dos d'un bien commun partagé et vital.
Il faut se rappeler la situation d'après guerre, ou la nationalisation des petites industries électriques et la création d'EDF (EPIC français) ont permis cet investissement énorme et cette rationalisation technique nécessaire, à coût très faible pour la collectivité. En France, les petits industriels se "disputaient" les Clients dans la rue où les deux réseaux de chaque industriels coexistaient et étaient dans un sale état, faute d'investissement. Des régions avaient des producteurs à une fréquence différente (mesure de protectionnisme industriel). Chaque nuit, les Distributeurs de l'époque se "chipaient des Clients" !
La péréquation tarifaire a permis à chaque Client domestique d'EDF de payer le même prix du kWh où qu'il soit raccordé dans le territoire. Une équité bien appréciable.
Les Contrats de Plan successifs avec l'Etat avaient pour objectif de faire baisser les prix de vente du kWh , tant par an pour l'industrie, tant par an pour le petit Client domestique. Une dynamique qui a permis à EDF d'améliorer sa rentabilité au point de voir sa côte européenne bien monter !
Le point fort de cette énergie essentielle et vitale qu'est l'électricité pour nos sociétés européennes s'est réalisé en 1958, où les bons acteurs politiques et techniques de cette période en Europe ont décidé de mettre en commun l'inertie tournante des réseaux de chaque pays en les interconnectant. Le réseau européen est devenu ainsi l'un des meilleurs réseaux du monde en terme de qualité de fréquence. La plage quotidienne de variation est très faible et cela entraine des économies sur le matériel tournant (générateurs ou moteurs). Est ce que la concurrence s'en fait souci ? Ou mieux encore le prend en charge sur le long terme ?
Je pense que l'Europe électrique, au lieu de boursicoter et spéculer en intra européen, devrait plutôt développer une vraie boucle de réseau électrique * autour de la Méditerranée à l'est, au sud et à l'ouest, renforcée en son centre avec un câble de connexion à créer de la Sicile vers la Tunisie (ce n'est pas long ni profond). L'avantage de ce grand réseau serait d'établir la possibilité d'un vrai mix nord-sud et renouvelable.
(*) : ce réseau existe déjà, avec des disjoncteurs exploités "ouverts" aux frontières dans l'est de la Méditerranée, malheureusement suite à tous les conflits guerriers Syrie, Liban, Israel, Palestine, Egypte, Libye. L'interconnexion alternative Espagne-Maroc-Algérie-Tunisie fonctionne bien à l'Ouest.

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