Prix de l’électricité : à bon payeur, bon marché
Sur les marchés européens de l’électricité, c’est le coût de production de la dernière centrale appelée pour fournir la demande, dite marginale, qui fixe le prix unique de marché du MWh. Sur les marchés journaliers et infra-journaliers, les centrales à gaz sont très souvent marginales et conduisent à une corrélation forte entre les prix sur les marchés de l’électricité et ceux sur les marchés des commodités fossiles. Or, pour des raisons structurelles et conjecturelles, les marchés mondiaux du gaz, charbon, pétrole et carbone (en Europe) connaissent une envolée des prix depuis la sortie de la pandémie. S’en suit mécaniquement une envolée des prix sur les marchés de l’électricité impactant fatalement la facture des consommateurs. Cette situation critique a poussé certains gouvernements, dont la France, à proposer une réforme du marché unique européen : entre autres, les prix de marché devraient être plus fidèles au coût domestique moyen de production et aux efforts de décarbonation des mix. La France, grâce à son parc nucléaire bas carbone (67 % de la production de l’électricité en 2020), bénéficierait de ces mesures.
En Europe, les consommateurs qui souscrivent aux tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) restent relativement bien protégés de la volatilité des prix de marchés. En outre, en France ces TRVE construits autour d’un socle nucléaire, énergie bon marché, permettent aux ménages de s’acquitter d’une facture 20 % moins chère que celles des ménages du reste de la zone Euro. Pourtant les principes de concurrence limitent la part du nucléaire incluable dans le coût d’énergie des TRVE, participant paradoxalement à une majoration des tarifs. En réponse aux projections d’augmentation globale de 12 % des TRVE et à l’approche de l’hiver, le gouvernement français s’est engagé à dresser un « bouclier tarifaire » plafonnant à 4 % la hausse d’ici à avril 2022.
Le prix de l’électricité est fixé sur le marché unique européen
Le marché de gros est le lieu de rencontre entre l’offre (les producteurs d’électricité) et la demande (les fournisseurs d’électricité, ultimement les consommateurs) sur lequel dans un processus d’enchères est vendue l’électricité. La mise en concurrence à l’échelle européenne des producteurs, portée par un système électrique européen intégré et libéralisé, est un levier d’efficacité permettant une utilisation optimale du parc de production existant au bénéfice des producteurs et des consommateurs.
La fixation des prix sur le spot, dont les bases réglementaires ont été définis depuis 1996 par les différentes législations européennes, fonctionne selon le principe de ‘merit order’. Le marché classe par ordre croissant les moyens de production selon leur coût variable de production (coût marginal) : d’abord les énergies renouvelables intermittentes (EnRi) à coût marginal nul, vient ensuite la production nucléaire puis la production d’origine fossiles[1]. Les offres des producteurs rangés par ordre croissant forment une courbe croissante d’offre : c’est la courbe de préséance économique. La mécanique est ensuite la suivante : on retient les offres jusqu’à ce que la demande en électricité soit servie. Cette logique reflète le coût marginal dans un système électrique donné de produire de l’électricité ce qui signifie le coût de la production d’une unité supplémentaire d’électricité.
Aujourd’hui en Europe, ce sont les centrales fossiles qui sont marginales. Le coût marginal d’une centrale fossile est constitué du prix du combustible et du prix de droits à émettre du CO2, des commodités qui connaissent actuellement des niveaux de prix très élevés.
L’envolée des prix de l’électricité, c’est donc d’abord l’envolée des prix des commodités fossiles
Les fondamentaux derrière cette hausse des prix du gaz, du charbon, du pétrole et du CO2 ont été abondamment traité. Les raisons avancées par les différents observateurs relèvent autant du conjecturel – la reprise de l’activité économique mondiale, notamment dans les économiques asiatiques, faisant gonfler la demande en énergie- que du structurel – volonté de décarbonation qui se traduit par un appétit croissant pour le gaz, et une hausse du prix de la tonne du CO2.
La réglementation tarifaire en France constitue un bouclier pour le consommateur français face à la volatilité des marchés, mais pour combien de temps ?
A la libéralisation des marchés de l’électricité, différents modes de tarification ont vu le jour, notamment une tarification dynamique qui « reflète les variations de prix sur les marchés y compris les marchés journaliers (‘day-ahead’) et infra-journaliers (‘intraday’) »[2]. Pour les consommateurs ayant souscrits à ces offres dites « de marché », les conséquences sont catastrophiques : en Espagne, le prix des offres a quadruplé par rapport à l’année dernière[3]. C’est bien parce que plus de 2/3 des ménages français a souscrit à un tarif réglementé que le choc est moins sévère que dans le reste de l’Europe, au contraire des industriels électro-intensifs, exclus du périmètre de la tarification réglementée au motif de la libre concurrence européenne, pour lesquels la hausse des prix de l’énergie constitue dorénavant un enjeu majeur et urgent à traiter[4].
En France, le tarif réglementé de vente d’électricité (TRVE) est construit schématiquement par un empilement de trois composantes : i. Les coûts réseaux ; ii. Les taxes, redevances, prélèvements et charges ; iii. La part fourniture. Les TRVE, réévalués au moins une fois par an par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), sont proposés en France aux consommateurs « résidentiels » et aux « petits professionnels ». Au 31 mars 2021, ils concernaient 70 % de la consommation résidentielle et 70 % des « petits professionnels » (données CRE).
La modernisation des infrastructures du réseau de transport et de distribution, l’augmentation des taxes conséquentes au mode de financement, le tarif de rachat, du nécessaire investissement dans les énergies renouvelables participent d’une augmentation du TRVE depuis 10 ans. Sans prendre en compte l’inflation générale des prix et avec le périmètre de calcul d’Eurostat :
La ministre de la Transition écologique, Barbara Pompili, a évoqué une hausse des TRVE autour de 12% puis le premier ministre, Jean Castex, d’annoncer un « bouclier tarifaire » effectif jusqu’en avril 2022 pour « prémunir [les Français] contre ces hausses de tarifs ». Ces mesures permettront de limiter à 4 % la hausse de la facture électrique des consommateurs.
Le principe de contestabilité, facteur de la hausse des TRVE
Le principe de contestabilité, « la faculté pour un opérateur concurrent d’EDF présent ou entrant sur le marché de la fourniture d’électricité de proposer, sur ce marché, des offres à prix égaux ou inférieurs aux tarifs réglementés »[7], est la clef de voute de compréhension de la hausse des TRVE en France. Depuis 2018, les prix de gros sont passés au-dessus du prix de l’ARENH[8]. En conséquence, les plafonds de l’ARENH sont atteints et les fournisseurs sont rationnés. Obligés, pour compléter leur fourniture, d’acheter l’électricité manquante sur un marché de gros plus cher, leur tarification augmente mécaniquement, au contraire d’EDF qui bénéficie toujours de sa production nucléaire restante bon marché. La CRE pour assurer le principe de contestabilité considère que les TRVE doivent être augmentés.
Selon la méthodologie définie par la CRE, le coût retenu pour le complément d’achat sur les marchés qui est inclus dans les TRVE correspond à un lissage des prix de marché sur les 24 mois précédant l’année de livraison. Cette méthodologie examine les prix du spot mais également et surtout les prix de marché à terme de sorte à fournir une représentation long terme du coût de l’électricité. « Selon le ministère de l’énergie […] les prix des contrats à terme seraient, lorsqu’ils sont bien choisis, une bonne approximation des coûts supportés par EDF pour son complément de fourniture hors parc nucléaire »[9].
Encart : Le marché spot est un complément aux marchés à terme qui contractualisent la grande partie des volumes d’électricité échangés
Il existe différentes bourses, sur lesquelles s’échangent, à différentes échéances et à différents pas de temps, de l’électricité. Le graphique ci-dessus, tiré du site l’EPEX, correspond à la rencontre entre les offreurs (courbe en gris) et les demandeurs (courbe en orange) sur le marché ‘day-ahead’ au pas de 60 minutes pour une livraison d’électricité en France le 7 octobre 2021 entre 18h et 19h. Pour un prix de 332,58 €/MWh, les producteurs se sont engagés le 6 octobre, la veille (« day-ahead »), à vendre, c’est-à-dire injecter sur le réseau, un volume de 4523,6 MWh. Puisque le pas de temps est ici d’1 heure, ce sont de capacité de production[10] qui sont appelées par le réseau pour remplir cet échange.
Evidemment la demande totale n’est pas servie par 4523,6 MW de capacité entre 18h et 19h, heure de forte consommation ; comme dit plus haut il existe d’autres marchés. D’autres volumes sont contractualisés très en amont. La raison en est qu’il serait intenable opérationnellement pour producteurs et fournisseurs de devoir systématiquement, du jour au lendemain ajuster les volumes. Le point décisif est que la consommation d’électricité présente un profil type et est en un certain sens prédictible. Aussi, des marchés de plus long terme existent, les marchés ‘forward’ par exemple Y+1[11], et assurent la majorité des volumes d’électricité contractualisés et injectés dans le réseau, celles relatives au socle de consommation fixe – raisonnablement supérieure à 30 GW. Au contraire, les marchés spot (‘day-ahead’ et ‘intraday’) permettent d’ajuster l’offre à la demande suivant les prévisions sur la demande. Il est évident que ces marchés de court terme ne concernent que les capacités pilotables, et particulièrement thermiques à flamme pour le marché ‘intraday’ au pas de temps de 15 minutes.
Ce sont les prix du marché spot qui sont dénoncés dans la presse[12]. Pourtant, inférer de cette observation qu’il faut surtaxer le nucléaire comme c’est le cas en Espagne, c’est supposer implicitement que l’exploitant nucléaire, EDF en France, écoule tous ces stocks sur ces marchés, ce qui est factuellement faux –il suffit pour s’en convaincre d’analyser les volumes d’électricité échangés et produits. En prenant les données RTE éco2mix de production nucléaire entre 18 et 19h pour cette journée : même à affecter l’ensemble des volumes d’électricité contractualisé sur le marché ‘day-ahead’ entre 18h et 19h (4523,6 MW) à la seule filière nucléaire, il resterait de l’ordre de 35.000 MW vendues pour partie au travers de l’ARENH à 42€/MWh (très loin des 300€/MWh) et pour partie sur les marchés à terme – dont le prix s’établit tout de même autour de 100 €/MWh (même si au moment de ces contractualisations de long terme les tensions observées aujourd’hui n’existaient pas donc les prix étaient bien plus faibles). Plus généralement, EDF étant à la fois producteur et fournisseur d’électricité, la part de son électricité qu’il doit valoriser sur les marchés de gros est donc structurellement limitée.
En bref, EDF valorise uniquement sa production résiduelle au prix qui reste faible comparé à la part déjà contractualisée.
La figure suivante dresse le bilan des volumes vendus sur les différents marchés : près de 80 % du total est échangé sur les marchés de terme (‘monthly’, ‘quaterly’, ‘annual’). La liquidité de ces marchés et les opportunités d’arbitrage[13] favorise les échanges de gré à gré (OTC) si bien que les volumes échangés sont supérieurs à ce qui est réellement consommé (902 TWh en 2019 contre 538 TWh produit) – pour partie ces échanges sont nécessairement de l’achat-revente et ne servent pas à la fourniture des clients. Les échanges OTC représentent 80 % du total contre 20 % d’électricité vendue sur les mécanismes d’enchères centralisés par les bourses EEX[14].
« En France, grâce au nucléaire, nous pouvons faire en sorte de diminuer la facture des Français »
Dans le rapport susmentionné, la CRE le dit clairement : « Le secteur nucléaire, dont le coût marginal moyen est le plus bas, a connu une forte croissance [dans le marché spot], sa marginalité passant de 15,6 % du temps en 2018 à 36,8 % en 2019, concordant à une baisse des prix spot en 2019. »[15]. La corrélation inverse[16] entre la part du nucléaire et le prix spot est clairement établie. La contraposée est peut-être plus frappante : des prix élevés impliquent une faible production nucléaire (ou plus exactement peu d’électricité nucléaire vendue sur le spot).
Au moins 70 % de l’électricité produite par les centrales au gaz en France est vendue sur le marché spot[17]. A besoin de pilotabilité constante[18], fermer une centrale nucléaire comme celle de Fessenheim, c’est de facto diminuer la marginalité du nucléaire (36,8 %) et augmenter la marginalité du gaz soit directement par plus de production domestique (18,4 %) soit indirectement en augmentant les importations (27,1 %) – le bloc ‘Borders’ sur le graphique. Au-delà des impacts climatiques désastreux d’une telle décision[19], on peut chiffrer le coût économique pour les consommateurs en 2021 de la fermeture de Fessenheim : 60 millions d’euros dans le contexte de prix actuel en prenant une variante basse. Tous les détails des hypothèses et des calculs sont donnés en annexe à la fin de l’article.
Une réforme des marchés salvatrice ?
Le troisième pilier de l’approche soutenue par Bruno Le Maire, ministre français de l’économie, et ses quatre homologues espagnol, grec, roumain et tchèque, dans une déclaration[20] à l’adresse de la Commission Européenne (CE) est le suivant :
« Troisièmement, il nous faut réformer le marché de gros de l’électricité. […] il faut améliorer sa capacité à corréler le prix payé par les consommateurs et le coût moyen de production de l’électricité par les mix de production nationaux. […] »[21].
Ce qui semble ici en cause (en plus du marché unique) est le principe ‘Pay-as-Clear’ dans le mécanisme de rencontre d’offre et de la demande. Aujourd’hui sur les marchés spot, tous les offreurs retenus sont payés au même prix en €/MWh pour l’électricité produite. Mais un autre mécanisme de rémunération existe, à savoir ‘Pay-as-Bid’ :
Les mesures d’urgence comme le levier fiscal -plafonnement des taxes[22]- ou la volonté en creux de supprimer les rentes infra-marginales pour les producteurs, comme c’est le cas en Espagne[23], adressent les problèmes de court terme qui traversent le système électrique européen mais ne répondent pas aux enjeux structurels côté producteur et côté consommateur, ceux de long terme.
Côté producteur, il doit exister un espace économique adapté au maintien des capacités nécessaires à la sécurité d’approvisionnement d’une part ; et aux investissements de nouvelles capacités faiblement carbonées d’autre part. Une rémunération juste hors-marché du nucléaire articulé autour d’une réglementation, à l’instar des EnR, en est un exemple.
Côté consommateur, il faut établir une tarification qui puisse absorber la volatilité des prix du marché spot qui reste au demeurant indispensable pour les systèmes électriques. La stabilité et la prévisibilité des prix sur un bien commun tel que l’électricité sont très désirables pour le consommateur, du petit ménage aux gros industriels. Enfin, de telles offres d’électricité doivent pouvoir tenir compte des spécificités nationales des parcs de production[24].
Désormais, avec le réchauffement climatique, les politiques énergétiques devront intégrer les objectifs de décarbonation des systèmes électriques au même titre que ceux afférents à la sécurité d’approvisionnement et à la fourniture d’une électricité bon marché.
[1] Dont on n’essaiera pas d’établir un interclassement précis étant donné la grande contingence aux marchés mondiaux des commodités : par exemple le fioul est récemment devenu moins cher que le gaz. https://www.connaissancedesenergies.org/hausse-du-prix-du-gaz-naturel-le-petrole-plus-competitif-que-le-gaz-pour-produire-de-lelectricite-210928
[2] Article L332-7 du Code de l’énergie
[3] https://www.sfen.org/rgn/espagne-envolee-facture-electricite-raisons
Des manifestations de protestation contre la hausse des prix ont eu lieu le 19 septembre dernier à Madrid
[4] http://www.uniden.fr/publicat.htm : Communiqué du 8 octobre 2021.
[5] Il y a également une part fourniture de capacité relative au mécanisme de capacité en France.
[6] L’accès régulé à l’électricité nucléaire historique est pour les fournisseurs concurrents d’EDF un dispositif permettant le rachat hors-marché d’une part de la production nucléaire au prix fixé de 42 €/MWh ; son plafond est fixé à 100 TWh soit environ 25 % de la production du parc nucléaire.
[7] Conseil d’Etat, CE, Assemblée, 18 mai 2018, Société Engie et Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE), requête n°413688 et 414656.
[9] Autorité de la concurrence – Avis n° 14-A-14 précité, paragraphe 57.
[10] Après avoir tenu compte des rendements de la centrale. On distingue en effet MW thermique et MW électrique (on trouvera souvent l’écriture MWé – é pour électrique). Par exemple l’énergie produite par la combustion d’1 MW de charbon pendant 1 heure ne fournit pas une énergie d’1 MWh électrique au réseau, il y a des pertes. L’efficacité d’une centrale à transformer une forme d’énergie quelconque (chimique, thermique, éolien etc.) en énergie électrique est capturée par le rendement de la centrale.
[11] C’est-à-dire dont la livraison est prévue 1 an à l’avance.
[12] Même si le prix de l’électricité final (TRV compris) tient évidemment compte du prix des marchés à terme eux-mêmes indexés sur le prix spot.
[13] https://www.lesechos.fr/2016/10/electricite-edf-alerte-sur-des-risques-speculatifs-219522
[14] On peut faire un parallèle avec le marché actions en France : l’équivalent des bourses EEX de vente d’électrons serait le CAC 40 pour l’émission de nouvelles actions d’entreprises. En outre, il existe des échanges OTC entre les traders, le marché secondaire. Celui-ci est beaucoup plus gros en volume que le marché primaire, le CAC 40.
[15] Traduit de l’anglais.
[16] On peut même ici parler de causalité : plus de nucléaire implique des prix spot en moyenne plus faibles.
[17] Avec les données de la CRE : 26,5 TWh d’électricité produite à partir de gaz en France est vendue sur le marché spot lorsque les centrales au gaz sont marginales (la production totale d’électricité étant de 38,6 TWh). Le pourcentage avancé est donc bien une borne inférieure puisque les centrales au gaz produisent possiblement de l’électricité lorsque l’hydraulique ou le charbon est marginal.
[18] En fait ce besoin est croissant avec la pénétration accrue des EnRi.
[19] https://www.sfen.org/rgn/fermeture-fessenheim-climat-repassera
[20] Courrier publié par le média Contexte.
[21] Traduit de l’anglais.
[22] Faut-il rappeler que ce sont les taxes (CSPE et CCE) qui financent la transition énergétique et qu’il est donc malaisée de les plafonner alors même que le GIEC alerte sur l’importance de chaque émission de CO2 évitée.
[23] Article Sfen : Espagne, envolée de la facture d’électricité : les raisons
[24] Sans aller à l’encontre de la construction européenne, un pays doit pouvoir défendre ses citoyens contre les défaillances des systèmes électriques de ses pays voisins. En particulier lorsque ces derniers invoquent des arguments idéologiques. Voir par exemple l’argutie de la ministre de l’économie autrichienne à la Commission Européenne de Compétitivité sur la relaxation des objectifs climatiques pour les pays faisant le choix de ne pas utiliser l’électronucléaire prétextant que « quality is more important than being the fastest ». https://twitter.com/ajjohnson100/status/1443839382369284126?s=21
