Trois grandes tendances se dessinent sur le marché européen de l'énergie dans le cadre des objectifs 20-20-20 arrêtés :

1. une amélioration très forte de l'efficacité énergétique :
cette amélioration laisse espérer que, d'ici à 2020, notre consommation électrique se sera stabilisée, voire aura régressé ;
2. l'émergence des énergies renouvelables :
en ordre de grandeur, ce sont 200 gigawatts de capacités qui seront à mettre en ?uvre d'ici à 2020, soit l'équivalent de 150 EPR, qui représenteront près des trois quarts des investissements réalisés ;
3. une nouvelle place pour le nucléaire, encore à définir :
l'explosion des énergies renouvelables va se traduire par une plus grande volatilité de notre système, le nucléaire pourrait dès lors s'avérer particulièrement utile pour rééquilibrer cet ensemble. Cela ne pourra se faire qu'en augmentant la part du nucléaire.

Cependant ces trois tendances ne sont aujourd'hui orientées par aucun mécanisme de marché. De nouveaux modes de régulation sont donc à définir, transitoires, qui devront aussi progressivement s'effacer. Tout l'enjeu est de construire les conditions d'existence d'un marché concurrentiel pour l'Europe.

IDÉES CLÉS

Sur le marché de l'électricité, on distingue généralement la production en base - les centrales qui fonctionnent en quasi permanence, de la production en pointe - les centrales qui fonctionnent relativement peu de temps . Cette distinction laisse place çà un entre-deux (la semi-base), sans importance sur le court terme mais qui devient déterminant sur le moyen-long terme car c'est évidemment sur cet entre-deux que s'effectueront les arbitrages.

Si l'Europe peut espérer organiser un marché de parfaite concurrence sur la production d'électricité de pointe...

La production d'électricité de pointe, au sens large, est accessible à l'ensemble des acteurs du marché de l'électricité compte tenu des faibles montants d'investissement, de la diffusion de la technologie et du nombre important de moyens de production existant en Europe. Les temps de construction des centrales sont relativement courts (environ 2 ans) ce qui fait que les décisions d'investissements peuvent être réactives par rapport aux conditions et anticipations du marché. Par ailleurs, il n'y a aucune limitation politique au sein des différents États membres. Les conditions sont donc favorables au développement de concurrents sur ce segment et à l'émergence d'un marché de gros concurrentiel au niveau européen dans la limite des capacités d'interconnexion.

... les conditions sont beaucoup moins optimales en ce qui concerne la production d'électricité de base

Les problèmes d'interconnexion sont plus sévères, alors même aussi que les États membres ont fait des choix énergétiques très différents. L'objectif d'organiser un marché européen de l'électricité de base est donc naturellement un objectif de long terme. D'importants préalables sont à réaliser, parmi lesquels l'instauration de la liberté d'investissement. Cependant plusieurs obstacles se posent à cette instauration, au premier rang desquels en France notamment, la surcapacité actuelle (importante et durable) de production d'électricité de base. Il en résulte qu'un des fondamentaux du marché - l'orientation de l'investissement par les prix, est absent et même durablement absent - pour au moins 10 ou 15 ans.

Cette difficulté est encore aggravée par la situation de monopole - une entreprise, EDF, qui détient 95 % de la production et même 100 % s'agissant de la production nucléaire - qui éloigne d'autant l'avènement des conditions de marché. Cette situation a même toutes les chances de durer, l'option (politique) du démantèlement du monopole n'étant pour l'instant pas économiquement rentable.

Dès lors, deux solutions ont été proposées par la commission Champsaur :

1. Une taxe redistributive sur le nucléaire

Compte tenu de la structure durablement non concurrentielle de la production nucléaire, une libération des prix pourrait être envisagée en la couplant avec un mécanisme de taxation et de réallocation des bénéfices du parc de production en base. Le principe consisterait à mettre en place un dispositif de prélèvement et de réallocation des bénéfices associés au parc électrique en base de l'opérateur historique dans un contexte de liberté des prix. La suppression des tarifs réglementés pour tout ou partie des consommateurs assure la création d'un marché intérieur de l'électricité, dans lequel les opérateurs sont libres de s'échanger des blocs d'électricité et de proposer aux clients finals des offres reflétant leurs coûts d'approvisionnement. Le prélèvement, au moyen d'une taxe spécifique, des bénéfices du parc de production en base permet, d'une part, de réduire l'avantage compétitif de l'opérateur historique au profit d'un développement de la concurrence, et d'autre part, par des mécanismes directs ou indirects de redistribution, de faire bénéficier le consommateur final de la compétitivité de ce parc.

2. Un accès régulé à la production l'électricité en base d'EDF

La solution proposée consiste à permettre, dans la limite d'un plafond, à tout fournisseur alimentant des consommateurs sur le territoire national d'obtenir une certaine quantité d'électricité de base, à un prix régulé reflétant la réalité des coûts complets du parc historique de production nucléaire français, incluant les coûts de maintenance, d'allongement de la durée de vie des centrales nucléaires, de démantèlement et de la gestion des déchets issus des centrales nucléaires. La quantité d'électricité à laquelle chaque fournisseur aura droit sera proportionnée à la consistance de son portefeuille de clients. Un plafond global sera déterminé pour permettre sans restriction le développement de la concurrence dans l'attente du développement de nouvelles capacités de production.

À l'horizon du renouvellement du parc de production en base, la régulation à l'amont devrait pouvoir progressivement disparaître.

Dans la période transitoire, la régulation à mettre en place devra se fonder des outils méthodologiques robustes pour définir le coût de la base : comptabilité séparée, référence de coûts fondés sur des coûts basés sur l'avenir, et non rétrospectifs - c'est la notion de « coûts courants économiques » permettant d'intégrer des éléments plus économiques que strictement comptables et qui permettrait d'aboutir à un niveau intermédiaire entre les coûts comptables historiques (trop bas) et les coûts de développement dans le nouvelles technologies (pour l'heure prématurés).

ÉLÉMENTS POUR UNE RÉFLEXION PROSPECTIVE

Le « cas » français - L'avènement du marché européen de l'électricité repose sur des efforts conjugués de la commission européenne et des gouvernements. Plusieurs gouvernements ont d'ores et déjà bougé ; c'est le cas en Allemagne, mais aussi en Italie, en Espagne ou au Royaume Uni. Ce qui fait qu'apparaît aujourd'hui un « cas français », qu'il devient extrêmement urgent de traiter puisque le 1er juillet 2010 d'importantes dispositions législatives et réglementaires arriveront à échéance ; c'est notamment le cas des conditions de réversibilité ou du bénéfice du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché.

À très court terme, la question est donc de savoir ce qui va se passer en 2010.

L'avis de l'opérateur « historique » - Les signaux prix, même fournis dans le cadre d'un système régulé, sont les seuls aptes à orienter sur le long terme le comportement des acteurs. Du temps du monopole, le système tarifaire a été suffisamment bien piloté pour les décisions d'investissement permettent l'édification d'un des systèmes les plus efficaces en Europe.

Dès lors, il conviendrait de rassurer tous les acteurs et leur garantir que la mise en pratique des recommandations du rapport Champsaur ne se fera pas au détriment de cette performance. Les législateurs devront s'atteler à définir le mécanisme de fixation du prix de cession de la production de l'opérateur historique aux autres. De ce mécanisme découlera l'état du marché qui, d'un certain point de vue, sera au mieux « insatisfaisant », au pire « dramatique ».

La question des industriels : le gouvernement français va-t-il enfin prendre ses responsabilités ? - La commission Champsaur a réalisé un excellent diagnostic en faisant un certain nombre de recommandations qui paraissent très pertinentes. La question reste de savoir dans quelle mesure ces recommandations seront effectivement suivies.

Créée en 2002, la société Poweo souhaitait profiter des opportunités offertes par l'ouverture du marché de l'énergie en France, conformément à la transposition des directives européennes visant à la libéralisation des services. Fondée initialement sur une activité de courtage - achat de MW sur les marchés puis revente au détail - Poweo a été contrainte de faire évoluer son modèle économique en développant finalement ses propres capacités de production et en élargissant son offre au gaz dès 2005. À ce jour, si l'activité de production est rentable, celle de fourniture d'électricité n'a pas encore fait rentrer le moindre euro dans les caisses, après pourtant 100 millions d'euros d'investissements.

Le mécanisme permettra-t-il aux fournisseurs alternatifs de recouvrer la confiance ? Les conditions seront-elles réunies pour favoriser une réelle concurrence ? A priori aussi, les champs de visibilité apparaissent restreints, d'une année exactement puisque le nombre de mégawatts/heure mis sur le marché de la base pourra être annuellement revu.

De dramatiques à satisfaisantes, quelles perspectives peuvent être pronostiquées ? - Le rapport Champsaur présente plusieurs scénarios d'évolution, dont évidemment un scénario idéal, suivant lequel les contraintes pesant sur les investissements en base seraient progressivement levées par l'ensemble des États membres. Ce scénario idéal repose sur une régulation dynamique et transparente dont l'un des objectifs est de faire évoluer les structures du marché : créer des entreprises concurrentes et leur permettre d'exister et d'investir.

Cette évolution se heurte néanmoins à d'importants obstacles et, à quelques mois des premières échéances, les règles du jeu restent floues. Quel sera par ailleurs l'horizon temporel du système de base régulé ? En d'autres mots, quel sera le temps nécessaire pour parvenir à une « euro-compatibilité » ? Aucun pronostic ne semble pouvoir être avancé.

Les compensations CO2, une incertitude supplémentaire ? - La compensation carbone ne risque-t-elle pas de constituer une inconnue de plus dans le calcul du coût de renouvellement des infrastructures ? Pas en France où le renouvellement va surtout concerner des centrales nucléaires. Ceci étant la compensation carbone va peser très lourdement sur les prix de marché. Sur la base de 17 euros la tonne de CO2, cela représente aujourd'hui pour le consommateur français 1,5 centime d'euro par kilowattheure produit par une centrale au charbon et 0,7 centime d'euro pour le kilowattheure produit par une centrale au gaz.

Avec la hausse des droits d'émission, cette taxe sera progressivement très déterminante dans les arbitrages entre les diverses énergies.

Par ailleurs, il est important que les prix reflètent les conditions de marché et donc les conditions de renouvellement des centrales - Ce n'est pas le cas des prix actuellement pratiqués, qui constituent au contraire des mauvais signaux économiques : n'étant pas construits par addition des coûts (coûts de production de la base, de l'approvisionnement pour la pointe, de transport, de commercialisation, etc.) ces tarifs sont aussi loin de pouvoir assurer un renouvellement des capacités par la construction d'EPR type Flamanville 3. Certains participants font cependant remarquer qu'il est peut-être aujourd'hui prématuré de chercher à estimer que le coût de renouvellement des centrales nucléaires, alors que les projets EPR, lancés ci et là à travers le monde, évoluent rapidement.

Le couplage des marchés : une réalité européenne - Le couplage des marchés de l'électricité se développe à un rythme soutenu. Le couplage Centre Ouest Europe, qui va réunir la France, l'Allemagne et le Benelux, est un projet qui a démarré en juin 2007 et qui sera effectif dès mars ou avril 2010. Si l'on se réfère au seul couplage de marchés déjà opérationnel - entre la France et le Benelux, ce couplage se traduit par un prix unique sur 80 % du service d'électricité fourni. Les simulations sur Centre Ouest Europe font état d'un prix unique sur 60 % du service dès l'établissement en 2010.

Il n'est plus ici question de base ou de pointe, mais simplement d'un marché de l'électricité en phase d'intégration européenne. Les trois bourses régionales - Nord Pool ASA, EPEX Spot SE et MIBEL - planchent déjà sur l'étape suivante : un marché de l'électricité s'étendant d'Helsinki à Lisbonne.

CONCLUSION

La solution préconisée par la commission Champsaur a agacé un certain nombre d'économistes, allergiques à la notion de régulation. Ces économistes ont aussi vu d'un mauvais ?il l'obligation faite in fine à l'opérateur dominant de subventionner ses concurrents.

Cela dit, il reste une évidence : une solution acceptable, et en passe d'être acceptée, tant par la classe politique française que par l'opérateur historique, ses concurrents et même la commission européenne. Les opposants à cette hétérodoxie vont finalement se résoudre à considérer qu'il y a là-dedans certainement du bon.

Martine LE BEC
Rédactrice en chef adjointe de la Revue Prospective Stratégique
& Rapporteur du Club Énergie