Le marché de l’électricité européen s’appuie sur une vision « à court terme, à très court terme même »

Le Monde de l’Energie ouvre ses colonnes à François Mirabel, chercheur en économie de l’énergie et des transports à l’Université de Montpellier, auteur du récent article Décryptage : L’ouverture à la concurrence en Europe, aux racines de la flambée des prix de l’électricité (The Conversation), pour détailler avec lui le fonctionnement actuel du marché de l’électricité dans l’Union européenne, et ses limites dans la crise énergétique actuelle.

Le Monde de l’Énergie —Pouvez-vous nous rappeler les principes qui régissent le marché de l’électricité dans l’Union européenne ?

François Mirabel —En Europe avant l’ouverture à la concurrence, l’organisation de l’électricité était très centralisée avec des monopoles qui produisaient, transportaient distribuaient et fournissaient l’électricité. On parlait de monopoles verticalement intégrés de la production jusqu’à la commercialisation de l’électricité. Les tarifs étaient le plus souvent réglementés, fixés par rapport aux coûts complets de fourniture de l’électricité des opérateurs historiques. Les opérateurs historiques étaient responsables de la bonne organisation des Missions de Service Public (continuité du service, service universel et égalité de traitement).

Avec la déréglementation des marchés électriques, on a autorisé d’autres acteurs à produire de l’électricité et d’autres fournisseurs à concurrencer les opérateurs historiques pour la commercialisation de l’électricité. En ce qui concerne le transport et la distribution, on a conservé des monopoles (en France RTE et Enedis) avec l’obligation d’un accès transparent et non discriminatoire aux réseaux pour les entreprises qui souhaitent fournir de l’électricité à leurs clients.

Sur le segment d’activité amont de l’approvisionnement électrique, on a créé des marchés « spot » pour permettre aux nouveaux acteurs de s’approvisionner plus facilement. Sur chaque heure parmi les 8760 heures de l’année, un prix de l’électricité émerge en fonction des tensions entre l’offre et de la demande sur ce marché spot. Comment se détermine ce prix ? De manière simple ! Comme l’électricité ne se stocke pas à grande échelle, les marchés spot sont équilibrés la veille pour le lendemain (on parle de marchés « day ahead »). Cela signifie que pour chaque créneau horaire du lendemain, on est obligé de prévoir les capacités dont on aura besoin le lendemain pour fournir la demande sur ce créneau horaire. Il faut donc prévoir les centrales à mobiliser dans l’ordre croissant des coûts variables de production (on commence à mobiliser en priorité les centrales les moins coûteuses). Le prix de marché sur chaque créneau horaire est celui qui est calé sur le coût marginal de la dernière centrale dont on a besoin pour équilibrer l’offre et la demande. Dans ce contexte, les fluctuations des prix calés sur le coût marginal de la dernière centrale appelée peuvent être très fortes avec des prix maximums qui peuvent atteindre des sommets et des prix minimums qui peuvent parfois être négatifs, sans aucune logique économique. Devant de telles fluctuations et de tels risques de prix, les marchés à terme permettent aux acteurs économiques de se couvrir : ils peuvent acheter ou vendre de l’électricité à l’avance à des prix déjà fixés aujourd’hui. Ces prix à terme sont naturellement étroitement corrélés aux prix observés à court terme sur les marchés spot…

Le Monde de l’Énergie —Quels objectifs visait ce marché ?

François Mirabel —L’objectif des marchés spot de l’électricité était de donner plus de flexibilité aux acteurs qui souhaitaient acquérir de la « ressource » électrique. Pour un fournisseur d’électricité, les stratégies d’approvisionnement sont ainsi plus diversifiées : le fournisseur n’est pas obligé de produire, il peut passer des contrats avec d’autres acteurs (producteurs ou fournisseurs) sur les marchés de gros mais il peut aussi ajuster ses besoins en recourant aux marchés spots. A terme, l’objectif de ces marchés est aussi de solliciter de manière optimale les centrales de production en recourant d’abord aux centrales les moins coûteuses avant d’être obligé, seulement en dernier ressort, de mobiliser les centrales les plus coûteuses et les plus émettrices de CO2 durant certaines heures de pointes. C’est une vision de l’efficacité économique à court terme, voire à très court terme.

Le Monde de l’Énergie —Pourquoi les prix de l’électricité n’ont aucune corrélation avec les coûts de production ?

François Mirabel —Les prix sur ces marchés spot sont devenus les prix de référence par rapport auxquels les autres contrats se sont organisés ; les prix fluctuent en fonction de l’offre et de la demande, en fonction des tensions sur les marchés. La réalité est bien là : les prix reflètent de moins en moins le coût complet de fourniture de l’électricité. Ce sont les coûts variables de court terme qui guident les opérateurs dans leurs décisions de proposer sur le marché leurs centrales (on parle de marché « energy only ») . Certains opérateurs sont même incités parfois à vendre à prix négatifs parce que cela est plus rentable que d’arrêter leur centrale de production ! D’un autre côté, quand la demande explose, le coût marginal très fort des centrales mobilisées explique des prix spots extrêmement élevés… On comprend la logique de court terme d’un marché spot. Par contre, ce n’est pas la logique d’un marché de l’électricité qu’il faudrait structurer à long terme parce que les coûts fixes représentent une partie très importante.

Le Monde de l’Énergie —En quoi est-ce particulièrement problématique dans le contexte actuel ?

François Mirabel —Imaginons qu’en janvier prochain, la demande explose un jour de semaine entre 19h et 20h à cause de températures particulièrement basses. Imaginons aussi que les centrales nucléaires soient peu disponibles ce jour-là à cause de réacteurs à l’arrêt (c’est le cas aujourd’hui), que le niveau d’eau dans les barrages soit très bas et que le vent soit anormalement faible sur le continent européen. Il faudra dans ce cas anticiper le manque d’électricité et prévoir de mettre en service des centrales de pointe ou d’extrême pointe au gaz au charbon ou au fioul entre 19h et 20h. Avec les prix très élevés du gaz et du carbone sur les marchés, on comprend que le coût supplémentaire (on parle de coût marginal) pour produire les MWh dont on a besoin soit très élevé et génère des prix de marché qui pourront à nouveau dépasser les 1000 ou 2000 euros par MWh avec des risques importants de coupures d’électricité. En réaction en chaîne, si les prix explosent sur les marchés spots, les opérateurs chercheront à se couvrir et feront grimper encore plus les prix à terme…

Les prix explosent pour les particuliers et les entreprises énergétivores qui subissent cette hausse sans pouvoir y échapper : rappelons que l’électricité est un bien essentiel à usages captifs !