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RÉSUMÉ
Cet article a pour ambition d’apporter des réponses à des questions que beaucoup se posent aujourd’hui: Pourquoi le prix de l’électricité est-il lié au prix du gaz naturel sur le marché de gros ? Pourquoi le tarif réglementé de vente de l’électricité ne suit-il pas la structure des coûts du mix électrique français ? Pourquoi les fournisseurs alternatifs ne répercutent-ils pas immédiatement la baisse des prix de l’électricité observée début 2023 sur le marché de gros ? Quels sont les projets de réforme du marché de l’électricité actuellement en débat en Europe ? L’article insiste particulièrement sur la formation des prix de l’électricité, les causes de leur envolée et de leur volatilité et sur les débats en cours en Europe concernant les places relatives à donner au marché et à la régulation.
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This article aims to provide answers to questions that many people are asking today: Why is the price of electricity linked to the price of natural gas on the wholesale market? Why does the regulated electricity tariff not follow the cost structure of the French electricity mix? Why do alternative suppliers not immediately pass on the drop in electricity prices observed at the beginning of 2023 on the wholesale market? What are the plans for reforming the electricity market that are currently under debate in Europe? The article focuses on the formation of electricity prices, the causes of their surge and volatility and on the debates underway in Europe concerning the place of the market and regulation.
Auteur(s)
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Jacques PERCEBOIS : Professeur émérite à l’université de Montpellier - Doyen honoraire de la faculté d’Économie - Directeur du Centre de recherche en Économie et Droit de l’Énergie (CREDEN) - (Art-Dev, UMR CNRS 5281), Montpellier, France
INTRODUCTION
L’électricité est à la fois une marchandise et un service public. En tant que marchandise, elle a un prix fixé par le marché et on distingue le marché de gros du marché de détail. Sur le marché de gros, qui est européen du fait des interconnexions transfrontalières, il y a un prix du mégawattheure (MWh) toutes les heures (1 MWh = 103 kWh). Sur le marché de détail les fournisseurs (44 en France début 2023) vendent l’électricité qu’ils produisent eux-mêmes pour certains, qu’ils achètent sur le marché de gros pour la plupart d’entre eux. Ce sont des contrats dits en offre de marché (OM), en général annuels, pluriannuels parfois. Mais il existe aussi des tarifs fixés par les pouvoirs publics pour les petits clients, en général domestiques et parfois professionnels, qui le souhaitent. Ce tarif réglementé de vente (TRV) concerne exclusivement des clients dont la puissance souscrite ne dépasse pas 36 kVA (kW) et il est proposé par l’opérateur historique seul, en pratique EDF et les ELD (entreprises locales de distribution, c’est-à-dire les régies municipales).
Si les activités de production et de fourniture d’électricité sont bien ouvertes à la concurrence (il existe plusieurs producteurs à côté d’EDF, tels Engie ou TotalEnergies, et de nombreux fournisseurs dont la plupart ne sont pas producteurs), ce n’est pas le cas du transport et de la distribution d’électricité qui sont des activités en situation de monopole naturel, ce qui implique que l’accès à ces infrastructures soit réglementé. Un monopole naturel est une activité à forte proportion de coûts fixes dont la duplication engendrerait une concurrence destructrice. On ne conçoit pas de dupliquer un réseau de distribution d’électricité dans une ville, alors qu’un réseau unique permet de bénéficier d’économies d’échelle. Les péages d’accès à ces infrastructures essentielles sont fixés par une commission de régulation indépendante (la CRE, Commission de régulation de l’énergie). En France, c’est RTE qui se charge du transport et Enedis de la distribution (deux filiales d’EDF). En pratique, le prix TTC du kWh est composé de trois éléments qui représentent un tiers chacun environ, mais ces proportions varient selon les années : le coût de fourniture, les péages d’accès aux réseaux et les taxes.
En 2022, les prix de gros de l’électricité ont explosé en Europe, pour l’essentiel à cause de la hausse vertigineuse du prix du gaz naturel, mais pas seulement, et beaucoup d’observateurs ne comprennent pas le lien qui peut exister entre les deux prix alors même que la part du gaz utilisé dans la production d’électricité est en France faible (moins de 10 %). En 2022, la structure de la production d’électricité française était la suivante : nucléaire (62,7 %), hydraulique (11,1 %), éolien et solaire (12,7 %), gaz (9,9 %), charbon, fioul et biomasse (3,6 %). On notera qu’en 2022 la part de l’électricité nucléaire a chuté du fait de l’arrêt d’une partie du parc nucléaire (elle variait entre 69 et 75 % les années précédentes), et pour la première fois depuis 1980 la France est devenue importatrice nette d’électricité.
Cet article a pour ambition d’apporter des réponses à des questions que beaucoup se posent aujourd’hui :
1) Pourquoi le prix de l’électricité est-il lié au prix du gaz naturel sur le marché de gros ?
2) Pourquoi le tarif réglementé de vente de l’électricité ne suit-il pas la structure des coûts du mix électrique français ?
3) Pourquoi les fournisseurs alternatifs ne répercutent-ils pas immédiatement la baisse des prix de l’électricité observée début 2023 sur le marché de gros ?
4) Quels sont les projets de réforme du marché de l’électricité actuellement en débat en Europe ?
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KEYWORDS
Europe | electricity pricing | marginal cost | competition | regulation
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Un prix de détail de l’électricité déconnecté de la structure du mix électrique français1. Le prix du gaz, principal facteur explicatif du prix de l’électricité sur le marché de gros
1.1 Un prix de l’électricité historiquement corrélé au prix des énergies fossiles
Au début de l’aventure électrique, les premiers producteurs d’électricité étaient souvent des industriels qui souhaitaient utiliser cette électricité pour leurs besoins propres. Les papetiers ou les chimistes, par exemple, ont construit des barrages dans les Alpes pour développer leur activité. D’autres producteurs ont vendu cette électricité à des clients fortunés qui trouvaient l’éclairage électrique de bien meilleure qualité que l’éclairage au gaz (ce fut le cas dans certains quartiers à Paris par exemple). Ils utilisaient à l’époque du charbon pour produire cette électricité. Petit à petit les collectivités locales puis l’État ont réglementé cette activité en recourant au cadre juridique de la concession de service public. Le producteur détient un monopole de production et de distribution pour une certaine durée (5, 10 voire 30 ans), sur un espace géographique donné (souvent la commune), mais il verse en contrepartie des royalties au concédant tout en respectant un cahier des charges qui impose certaines missions de service public (continuité du service, égalité de traitement des usagers). Il existait ainsi plus de 1 600 entreprises de production, transport ou distribution d’électricité avant la Seconde Guerre mondiale en France. La loi de 1946 a nationalisé le secteur et créé une seule entreprise, EDF, qui détenait le quasi-monopole de la production, le monopole total du transport et le quasi-monopole de la distribution. À cela s’ajoutait le monopole de l’importation et de l’exportation d’électricité. Cette entreprise avait au départ le statut d’EPIC (établissement public à caractère industriel et commercial).
Le monopole public EDF a très rapidement mis en place une tarification fondée sur le coût marginal de production (tarif vert en 1957 puis tarif bleu à compter de 1965). La logique économique veut que le producteur appelle les centrales dans l’ordre de leur coût de fonctionnement croissant. C’est le principe de l’ordre de préséance ou ordre de mérite (merit order) fondé sur les coûts marginaux. Le coût marginal d’un kWh correspond à la quantité supplémentaire de charbon, de pétrole ou de gaz qu’il faut utiliser pour produire ce kWh. La demande d’électricité...
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Le prix du gaz, principal facteur explicatif du prix de l’électricité sur le marché de gros
BIBLIOGRAPHIE
-
(1) - EUROPEAN COMMISSION - * - . – Proposal for Regulation to improve the Union’s electricity market (2023).
-
(2) - HEUSSAFF (C.), TAGLIAPIETRA (S.), ZACHMANN (C.), ZETTELMEYER (J.) - An assessment of Europe’s options to reduce energy prices. - Policy Contribution, Bruegel (2022).
-
(3) - HANSEN (J.P.), PERCEBOIS (J.) - Énergie : économie et politiques. - 3e édition, Ed. de Boeck (2019).
-
(4) - PERCEBOIS (J.), POMMERET (S.) - Efficiency and dependence in the European electricity transition. - Energy Policy 154, p. 112300. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112300 (2021).
-
(5) - PERCEBOIS (J.), POMMERET (S.) - Marché de l’électricité : comment faire face aux épisodes de prix extrêmes ? - Revue de l’Énergie, n° 662 (2022).
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