depuis 2007 augmentation prix electricite structurelle - Le Monde de l'Energie

« Depuis 2007, l’augmentation des prix de l’électricité est structurelle »

Le Monde de l’Energie a ouvert ses colonnes à Julien Pillot, docteur en économie à l’Inseec, pour évoquer avec lui les évolutions des prix de l’électricité en France, leurs causes, et les leviers pour les limiter à l’avenir.

Le Monde de l’Énergie —Les prix de l’électricité pour les ménages ont fortement augmenté depuis l’ouverture du marché à la concurrence. Dans quelle ampleur, et comment cela peut-il s’expliquer ?

Julien Pillot —Il n’est pas aisé de répondre à cette question, car les prix de l’énergie en général, et de l’électricité en particulier, sont multiples. Entre les tarifs réglementés et les prix de marché, les prix à terme et ceux dits « spots » (journaliers ou infra-journaliers), et les modulations relatives aux puissances souscrites, il existe de multiples réalités et il n’est pas toujours aisé de s’y retrouver.

L’usage consiste généralement à prendre comme base d’analyse les prix de marché « spot » pour un ménage avec une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA. En 2007, date de l’ouverture à la concurrence du marché européen de l’électricité sur le segment des particuliers, le prix moyen constaté sur l’année était de 124 €/MWh. En 2020, ce prix était de 181 €/MWh. Il s’agit donc d’une augmentation de 46% sur 13 ans, pour un taux de croissance annuel moyen de 2,95%, ce qui est considérablement supérieur à l’inflation en zone euro sur la même période.

Notons deux choses :

  1. Cette comparaison a été réalisée à euro constant, de façon à gommer les effets monétaires (la valeur de la monnaie évoluant dans le temps). A été retenue la valeur de l’euro au mois de décembre 2020.
  2. A l’exception notable des années 2008 et 2017 pour lesquelles nous avons pu observer un (très) léger reflux, l’augmentation du prix de l’énergie est constante et peut être considérée comme structurelle.

Ce sont donc les facteurs structurels qui portent en eux le plus fort pouvoir explicatif concernant la hausse des prix de l’électricité sur longue période. Cela est confirmé par un travail que j’ai réalisé qui permet de ventiler la hausse des prix de l’électricité selon 3 dimensions : les taxes, les tarifs d’acheminement et les facteurs de marché. Les deux premières dimensions expliquent respectivement 55,3% et 21,9% de l’augmentation des prix, quand la 3e ne compte « que » pour 22,8%.

A y regarder de plus près, l’augmentation des taxes et des tarifs d’acheminement sont essentiellement guidées par trois impératifs structurels :

  1. La maintenance et le renouvellement de nos capacités de production. Notre parc nucléaire vieillissant qui doit faire l’objet d’opérations de type « grand carénage » ou de financements dans le cadre du passage aux EPR est concerné au premier chef.
  2. Le financement du parc de production d’énergies renouvelables. Ces dernières sont en effet fortement subventionnées, à travers des mécanismes de type obligations d’achat à un tarif régulé ou de complément de rémunération au bénéfice exclusif des producteurs d’EnR. Pour la seule année 2020, c’est 79 TWh d’EnR qui auront été subventionnées en France pour un montant de 6,2 milliards d’euros.
  3. La maintenance et la modernisation de notre réseau d’acheminement d’électricité. Notamment, la mise en place de smart grids, mieux adaptés au pilotage décentralisé de la production/injection/consommation d’électricité, lui-même rendu nécessaire par la multiplication de « fermes EnR », nécessite des investissements lourds. RTE prévoit quelque 33 milliards d’euros d’investissements à horizon 2035 (dont 13 milliards pour la seule absorption des EnR, et la facture sera d’autant plus lourde par la suite que le parc EnR s’étoffera).

On voit bien que ces investissements, massifs, ne peuvent que difficilement être évités ou reportés sans prendre le risque de fragiliser notre « indépendance » énergétique ou de ne pas être au rendez-vous de nos objectifs de « verdissement » de notre énergie. Ils pèsent pour 77,2% de l’augmentation des prix constatés en France depuis 2007.

Le Monde de l’Énergie —Quel place occupe le marché européen de l’électricité dans cette évolution des prix ?

Julien Pillot —Nous venons d’évoquer la façon dont les taxes et les tarifs d’acheminement ont contribué, ensemble, à 77,2% de l’augmentation du prix moyen de l’électricité. Les 22,8% restants sont à attribuer au marché.

Une conclusion hâtive consisterait alors à faire peser sur la libéralisation du marché de l’énergie la cause de cette augmentation. Selon cette lecture, la construction d’une concurrence sur le marché de la fourniture aurait failli à l’un des objectifs qui lui étaient assignés, à savoir contenir la hausse des prix pour les consommateurs. Les partisans de cette thèse brandissent souvent l’explosion des coûts pour alimenter un marketing de conquête de parts de marché agressif, une activité de « broker » avec pour seul but d’optimiser le rendement financier, et un mécanisme de tarification au coût marginal de production comme autant d’exemples de défaillances du marché européen de l’énergie, relativement aux marchés nationaux.

Ce serait oublier un peu vite plusieurs dimensions pourtant cruciales qui impactent les mécanismes de formation des prix. En mettant une fois encore les éléments conjoncturels de côté, il faut bien comprendre que sur le plan structurel, notre demande d’énergie a tendance à augmenter plus vite que notre capacité à la produire, ce qui pousse naturellement les prix vers le haut. L’explosion des usages numériques, l’électrification des véhicules ou encore les velléités de réindustrialisation sont autant de phénomènes de fond qui réclament de l’énergie. Dans le même temps, le vieillissement de nos centrales nucléaires, dont les réacteurs sont mis à l’arrêt plus fréquemment que par le passé, entrave notre capacité à fournir de l’énergie à bas coût. Il en résulte un recours à des centrales, souvent thermiques, dont le coût de revient est supérieur.

Or, le mécanisme de tarification au coût marginal que nous évoquions précédemment, suppose qu’à tout moment, le prix de l’électricité soit au moins équivalent au coût de revient de la centrale la plus chère qu’il est nécessaire de faire fonctionner pour couvrir nos besoins en énergie. Dit autrement, ce mécanisme donne une sorte de prime à la centrale la moins performante, et c’est pourquoi il est tant décrié. Cependant, en l’absence d’un tel mécanisme (pour une tarification, par exemple, au coût moyen de production), les propriétaires de ces centrales ne seraient pas incités à les faire fonctionner, car leur coût de revient serait systématiquement supérieur au prix de marché. Il en résulterait des épisodes de blackouts très fréquents, à chaque fois que la demande instantanée d’électricité est excédentaire à la production. Pour rappel : l’électricité ne se stocke pas, et les gestionnaires des réseaux veillent au maintien de l’équilibre en temps réel de l’offre et de la demande.

En résumé, une part non négligeable de l’augmentation du prix de marché de l’électricité est également structurelle et n’est pas imputable à des mécanismes concurrentiels défaillants. Nous ne disposons d’ailleurs pas de scenario contrefactuel qui nous permettrait de savoir quelle serait la réalité des prix de l’électricité pour nos concitoyens si la France n’avait pas libéralisé son marché. Car, il faut bien rappeler que, si la France reste exportatrice nette d’électricité, elle en importe de plus en plus chaque année depuis ses voisins européens. En 2020, la France a importé 44 TWh d’électricité. Ce montant était uniquement de 10,8 TWh en 2007. Une telle évolution ne peut avoir que deux explications, non exclusives l’une de l’autre.

  1. Le niveau d’« indépendance » énergétique se réduit d’année en année, notamment du fait de l’augmentation de la demande et des contraintes sur la production nucléaire
  2. Les épisodes où nos voisins européens ont une meilleure compétitivité-prix que nos producteurs nationaux sont de plus en plus nombreux.

Dans un cas comme dans l’autre, la situation n’est pas défavorable aux intérêts des consommateurs français.

Le Monde de l’Énergie —Pouvez-vous évoquer l’Arenh, son impact sur le marché de l’électricité et sur la rentabilité d’EDF ?

Julien Pillot —Pour bien comprendre l’Arenh (Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique), il faut revenir à la genèse de la libéralisation du marché de l’électricité. Nous ne sommes pas partis d’une feuille blanche, mais sur la base d’infrastructures préinstallées. Parmi ces infrastructures, les centrales nucléaires peuvent être vues comme des facilités essentielles, en cela qu’elles ont été largement financées par des investissements publics et qu’elles confèrent un avantage concurrentiel certain aux opérateurs historiques. Les centrales nucléaires, outre de proposer une électricité bon marché (en moyenne), ont surtout l’avantage de fournir une grande quantité d’énergie dite « de base », c’est-à-dire non intermittente et couvrant les besoins ordinaires de consommation.

Il aurait été inefficient tant sur le plan économique que temporel (et probablement inacceptable sur le plan stratégique) de demander à de nouveaux entrants de se constituer un parc de production énergétique concurrentiel avec celui des opérateurs historiques. Aussi, pour contourner ce problème, a-t-il été décidé de réserver une partie de l’énergie produite par les opérateurs historiques via ces centrales aux fournisseurs alternatifs. La loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) du 7 décembre 2010 dispose, en effet, qu’EDF doit réserver 100 TWh/an, soit environ un quart de sa capacité de production nucléaire, aux fournisseurs alternatifs à un prix « Arenh » fixé à 42 €/MWh, supposé couvrir les coûts de production en énergie nucléaire d’EDF. Notons que si la demande des fournisseurs alternatifs excède ce plafond, comme c’est le cas depuis 2019 du fait de la flambée du prix de marché, la CRE procède à une répartition au prorata des demandes des fournisseurs. Cet écrêtement oblige les fournisseurs – EDF inclus – à compenser par de l’énergie achetée au prix de marché.

Le problème, c’est que l’Arenh, qui n’a pas été révisé depuis 2012, ne semble plus en mesure de couvrir les coûts complets de production d’EDF. Ces derniers sont respectivement estimés à 48,36 €/MWh par la CRE, et 53 €/MWh par l’opérateur historique. Si l’on en croît ces estimations, cela signifie que l’Arenh doit faire l’objet d’une réévaluation sous peine de créer les conditions d’une pseudo « vente à perte » (non pas sur le plan comptable, mais sur le plan réel, lorsqu’on réinternalise les coûts de capital). A première vue, une telle situation est doublement préjudiciable pour le consommateur-contribuable français qui a financé le parc nucléaire, tout en étant malgré tout percuté par la hausse des prix.

Mais, à y regarder de plus près, le constat est plus nuancé. En effet, il faut se souvenir qu’EDF est un leader de l’exportation d’électricité. Et si l’Arenh, sous sa forme actuelle, occasionne des pertes (sur le plan réel) sur la base des 100 TWh d’électricité concernée, la flambée des prix de marché lui permet d’écouler la totalité de sa production nucléaire hors Arenh à un prix bien supérieur. Et comme, dans le même temps, son coût de revient moyen est très compétitif du fait de sa rente nucléaire et hydraulique, cela permet à EDF de dégager des marges très confortables. Ce sont d’ailleurs ces marges qui permettent de financer des mesures de type « bouclier énergétique », au plus grand bénéfice des consommateurs-contribuables français.

Le Monde de l’Énergie —Quelles mesures vous semblent-elles les plus pertinentes pour limiter cette hausse des prix, tout en assurant la transition énergétique européenne ?

Julien Pillot —Tout au long de cette interview, nous avons martelé que les principales raisons de l’augmentation des prix de l’énergie en général, et de l’électricité en particulier, sont d’ordre structurel. C’est donc à ce niveau qu’il faut agir, en misant de concert sur le triptyque substitution/efficacité/sobriété énergétique.

  • Sur le plan de la substitution énergétique, il est indispensable de sortir du modèle canonique de l’empilement, celui-là même qui a vu l’humanité ajouter le charbon à la biomasse, puis le pétrole au charbon, le nucléaire au pétrole… et ainsi de suite. Ce modèle d’empilement a eu des vertus, puisqu’il nous a permis de disposer d’une quantité toujours croissante d’énergie, mais nous a enfermé dans un schéma de dépendance à des énergies fossiles polluantes, et toujours plus coûteuses à produire. Pousser à la substitution énergétique, c’est réduire progressivement la place des énergies coûteuses et polluantes de notre mix énergétique, pour poursuivre à la fois nos objectifs de décarbonation et de contrôle de l’inflation.
  • Sur le plan de l’efficacité énergétique, nous devons flécher les efforts d’investissement vers des solutions visant l’amélioration du rendement énergétique. Cet effort ne doit pas être circonscrit à la seule industrie de l’énergie, mais doit être partagé par l’ensemble des acteurs de la société. Des moteurs aux batteries, en passant par le cloud computing ou le BTP, il faut veiller à créer les modes de production, les produits et les services en conservant en ligne de mire cet objectif de performance énergétique, de façon à réduire nos besoins énergétiques de façon tendancielle… et lutter contre la flambée des prix.
  • Enfin, c’est bien sur le levier de la sobriété énergétique que les effets à attendre à la fois sur les prix et le climat sont les plus prometteurs. Ce qui implique un changement de comportement de l’ensemble de la société, des producteurs aux consommateurs, pour faire la chasse au gaspillage énergétique. Pour rappeler un slogan célèbre, « la meilleure des énergies est celle que l’on ne consomme pas ». Or, nous avons rappelé précédemment que les propriétés du marché de l’électricité sont telles qu’elles exigent un équilibrage permanent de l’offre et de la demande. Dès lors, par transitivité, nous pourrions compléter le slogan ainsi : « la meilleure énergie est celle que l’on ne consomme pas, car il n’a pas été besoin de la produire au préalable ». D’un côté, cette énergie non produite n’aura pas pollué (que ce soit par le procédé de production ou au niveau de l’extraction des matières premières). De l’autre, cette énergie non consommée se traduira, à périmètre constant, par une diminution des prix. Voilà, à mon sens, comment réconcilier, sur le plan structurel, les deux objectifs mentionnés dans votre question.
commentaires

COMMENTAIRES

  • Eh Oui, la CSPE pour payer les nouveaux besoins en réseau et à certaines époques les besoins en financement de certaines ENR… Aujourd’hui et demain, les renforcements et ajouts de réseaux du fait de développements décentralisés de plus en plus massif vont couter cher au consommateur…

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    • Ça ne coûtera jamais aussi cher que ce que nous coûte le nucléaire et le réseau THT de redistribution de la production centralisée

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  • A peu près tous les pays possèdent un réseau THT de redistribution. Même les Pays-Bas s’y mettent, et utilise la THT pour ses imports/exports, et même pour relier ses parcs éoliens off-shore au continent. La THT a peu de chose à voir avec le nucléaire puisque la Norvège (sans nucléaire) possède un réseau THT.

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    • On ne va pas revenir en permanence sur ce dossier. Le nucléaire l’IMPOSE c’est tout !
      La preuve c’est que la Hollande à l’apoque où chaque pays faisait dans son coin n’en n’avait pas, et ce n’est que depuis qu’on établi des liaisons musclées entre pays qu’ils ont étés contraint de passer à la THT. P°ar ailleurs il est faux que les parcs éoliens offshore seront connectés de cette façon. Aucun parc éolien aujourd’hui ne necessite une liaison THT pour rejoindre le continent.. Par ailleurs, on peut très bien faire de la THT en souterrain, ça se fait, c’est seulement d’un prix exhorbitant, mais on n’a pas le choix dans les liaisons entre l’Angleterre et le continent par exemple. Ce sont bien des cables THT qui transporte l’électricité en continue en tranchée sous-marine. Mais immaginer les 105 000 KM de l’arrête de transport qui relie tout le reseau de production, notamment nucléaire qui a imposé la section des câbles, sur lesquels se greffent les autres productions et le circuit de distribution d’Enedis, en sous-terrain couterait une fortune autrement élevée que ce que RTE a mis au budget des travaux d’un avenir prévisible. Et même si brusquement les 18 centrales disparaissaient au profit de multiples système de productions de puissances des centaines de fois plus faibles on devrait continuer à trainer ce boulet aussi aérien que fragile durant des décennies. Il ne disparaitrait que petit à petit à l’occasion de travaux d’entretiens. au profit de sous-réseaux MT sous-terrains.

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    • D »ailleurs, ce n’est pas le réseau de distribution qui est en THT vous utilisez un mauvais vocabulaire, c’est le réseau collecteur celui qui achemine les puissances produites vers le réseau de distribution, celui d’Enedis, qui lui, est bien en MT.

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  • La Hollande n’est pas une référence avec toutes ses centrales thermiques décentralisées (en grande partie en cogénération) à gaz et charbon qui confère à son électrcicité une contenu carbone très élevé, malgré tous ses parcs éoliens offshore (qui produisent s’il y a du vent, et, à cette époque de l’année, celui-ci est très faible). Et il est question d’augmenter la part de charbon par manque de gaz.

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      • Depuis quand les parcs éoliens remplacent les centrales à cogénération pour la production de chaleur ? La remarque de Rochain n’a aucun sens et l’imbécile n’est pas celui qu’il croit !

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        • Quel rapport avec le sujet qui était la démonstration par la réalité que seule les super puissances concentrées imposent la THT qui ne peut ête économiquement acheminée que par voie aérienne ! Point barre !
          En réponse vous rabachez que les outils de production réparties sont en hollande des centrale essentiellement au gaz…. oui et alors ? Production répartie n’implique pas des centrales au gaz, car sans doute l’ignorez vous mais les parc PPV et éoliens sont aussi des sources de faibles puissance réparties. Le sujet pointait sur le fait que puissance concentrée égale THT en aerien et faible puissance egale MT en sous-terrain, et qu’importe la technologie des producteurs de faible puissance, d’où la maxime chinoise que vous n’appréciez pas.
          Mais vous aggravez votre cas en y melant maintenant la sournoise déclaration selon laquelle j’aurais prétendu que les parcs éolien remplace la génération de chaleur ! Vous tombez de Charrybd en Scylla dans le ridicule.

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          • Mais les super puissances générées par l’hydraulique ou les grands parcs solaire ppv ont besoins de lignes THT. Qu’elles soient aériennes ou souterraines est une question de couts. Votre maxime chinoise est hors de propos comme la plupart de vos commentaires.

  • Julien Pivot se trompe sur au moins deux points majeurs :
    – Les centrales nucléaires ont été financées exclusivement par l’entreprise EDF, sans aucun apport de l’État, qui est pourtant l’actionnaire majoritaire. De ce fait, il n’est pas logique ni juste (y compris sous l’angle juridique) de les considérer comme « facilités essentielles » et d’en faire profiter d’autres fournisseurs, qui eux n’ont fait aucun effort pour construire et exploiter des installations de production d’électricité.
    – Ce n’est donc pas pour cette raison qu’a été créé l’ARENH. Il s’agit d’une décision prise par le gouvernement Sarkozy sous contrainte de la commission européenne, pour laquelle tout marché doit fonctionner avec de la concurrence. Comme aucun industriel n’avait envie d’investir pour produire à un prix compétitif avec celui du nucléaire, le gouvernement a pris la décision surprenante de forcer EDF à céder le quart de sa production à prix cassé (42 €/MWh quand le marché était autour de 50 € et aujourd’hui à près de 250 € !) à des « fournisseurs alternatifs ». Ces derniers sont pour la plupart de simples « traders », qui ne produisent rien mais profitent de l’ARENH pour revendre leur part d’électricité ainsi achetée à bas prix avec de juteux bénéfices.

    Répondre
    • Studer : « Les centrales nucléaires ont été financées exclusivement par l’entreprise EDF, sans aucun apport de l’État, qui est pourtant l’actionnaire majoritaire ».

      Vous étiez le commissaire au comptes d’EDF au début des années 70 quand ont été établis les plans de financement de la trentaine de réacteurs CP de 900 MW ?

      Répondre
      • @Serge,

        Et vous Monsieur Rochain, êtes vous le « commissaire du peuple » ENRiste ?

        EDF a aussi investi dans le solaire dans les années 70-80 et dans d’autres formes d’énergie pouvant générer de l’électricité…
        Vous qui « connaissez » l’informatique, vous savez bien que les progrès depuis 40 ans ont permis des avancées gigantesques dans le traitement des « DATAS » et dans les utils de communication. L’incorporation, somme toute aisée de pas mal d’ENRi est aussi due à ces progrès en informatique, ainsi qu’à des puissances de calculs qui permettent d’anticiper les productions et les consommations… A une certaine époque, il fallait mieux de grosses centrales « centralisées » que des petits outils dispersés sans possibilité d’avoir de réelles informations sur leur production…

        La R&D d’EDF ne s’est pas limité au Nucléaire… Par contre, Oui EDF a financé le Nucléaire qu’elle exploite aujourd’hui !!!
        EDF est aujourd’hui un des plus gros producteurs d’ENR d’Europe, si ce n’est le plus gros…

        Répondre
    • Enercop a surtout pris plus de client qu’il ne pouvait en fournir avec la production de ses adherents producteurs. Pour satisfaire cette clientele excedentaire il s’est tourné vers le marché libre qui permet d’aceter de l’electricité au cours du jour qui monte ou descend en fonction de la demande. Tant que le cours était bas Enercoop s’en sortait bien, mais avec l’envolé du cours ce n’est plus une solution tenable, même et surtout vis-à-vis de ses adhérents producteurs qui ont bien compris que s’ils vendaient leur production sur le marché libre ils feraient de bien meilleurs affaires qu’en le cedant au prix convenu avec Enercop.
      Pour Enercop la question se pose de pouvoir s’approvisionner à cette supercherie d’ARENH après la reflexion qu’ils ont du se faire : Pourquoi pas moi ? Y a-t-il une morale à ce que TOTAL bénéficie de cette combine et que je ml’en prive au nom des grands principes ?
      Je pense qu’Enercop à raison de vouloir manger de ce pain là puisqu’il existe sans qu’ils ne l’aient jamais demandé eux-même, car à choisir, je prefere voir Enercop continuer à vivre que TOTAL (qui de toutes les façons ne risque rien et profite honteusement de cet ARENH que je souhaiterai pour la part voir disparaitre)

      Répondre
      • @Serge Rochain,

        Vous admettez donc qu’Enercoop a menti de manière éhontée sur sa façon de procéder !!!
        Pourquoi Enercop cache t’il la Vérité sur ses annonces !? Pourquoi « complotent »-ils donc !?

        Ne peuvent-ils pas de manière honnête, annoncer que leur modèle après 17 ans d’existence n’est pas viable à l’échelle où ils sont arrivés !? Ils auraient pu faire un appel pour se délester de clients et rester dans la « Morale » dont ils se sont « ventés » pendant tant d’années sous les « sunlight » de leur communication quelque part malhonnête…

        Seront-ils attaqués pour tromperie par des Associations de consommateurs dans les mois à venir !??? Ce serait « amusant » que cela arrive … (histoire de Morale face à des moralisateurs peu honnêtes…).

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