Le Monde de l’Énergie ouvre ses colonnes à Abdel Mokhtari et Jean-Pascal Brivady, économistes, professeurs-chercheurs à l’EM Lyon Business School, pour évoquer les problématiques que posent aujourd’hui le marché européen de l’électricité, et des pistes d’évolution, dans le prolongement de l’article qu’ils ont rédigé pour The Conversation, Union européenne et marché de l’électricité : des principes à revoir pour rester compétitive.

Le Monde de l’Énergie —Quel impact aura la double volonté européenne de décarboner l’économie et de relocaliser des industries critiques sur la consommation d’électricité et les investissements dans de nouvelles infrastructures ?

Abdel Mokhtari et Jean Pascal Brivady —La question appelle deux réponses distinctes.

Si la volonté de décarboner se traduit déjà dans les faits au regard des décisions politiques prises en matière d’évolution du mix énergétique, celle relative à la relocalisation industrielle est beaucoup incertaine. En effet, contrairement aux USA qui se sont dotés d’un cadre législatif très incitatif qui porte déjà ses fruits, l’Europe avance comme souvent en désordre et les industriels se trouvent confrontés à la multiplicité des règlementations environnementales qui, au-delà du prix de l’énergie, complexifient voire découragent les décisions d’investissement. Nous pouvons citer la taxe sur les émissions de CO2, la règlementation sur l’artificialisation des sols ou encore les arguties sur la définition d’un mix énergétique décarboné.

De sorte que les deux points risquent de ne pas être concomitants.

En revanche, il semble acquis que mix énergétique poursuive sa diversification au profit de l’électricité et au détriment des énergies fossiles compte tenu des incitations massives voire des interdictions, destinées à pousser les clients à changer d’équipement (cf. pour les particuliers, le mode de transport et le mode de chauffage). Elle fonde à elle seule les scénarios anticipant d’une forte hausse de la demande presqu’indépendamment de tout impact supplémentaire lié à la relocation d’une partie de l’industrie.

Dans la mesure où aucun gouvernement européen n’envisage le retour à une situation de précarité électrique à l’instar de la situation qui prévalait en France à l’hiver 2022, se pose la question du degré de pragmatisme des politiques énergétiques : à convertir à marche forcée toute la demande à l’électricité, risque de se poser régulièrement la question de la source d’énergie primaire pour la produire en quantité et à un coût acceptable. Pour y répondre le gouvernement allemand vient d’autoriser RWE à démonter des éoliennes pour étendre une mine de lignite¹

Le problème de la transition doit donc combiner 3 variables :

1. L’horizon économique, distinct de l’agenda politique, au regard des délais nécessaires pour convertir durablement la capacité de production et permettre l’adaptation de la demande – cf. par ex. la question du financement de la rénovation énergétique.
2. Plus que le montant total des investissements de production, la part destinée à l’amélioration du réseau de distribution, en particulier dans l’hypothèse d’une décentralisation de la production et du stockage.
3. Enfin, le prix et sa maîtrise à long terme qui justifiera probablement des évolutions dans le mix énergétique, fonction de la compétitivité de telle ou telle source d’énergie primaire.

Le Monde de l’Énergie —En quoi l’extrême volatilité des prix sur le marché européen de l’électricité peut-elle mettre en péril la transition énergétique ?

Abdel Mokhtari et Jean Pascal Brivady —La volatilité des prix sur le marché européen de l’électricité peut mettre en péril la transition énergétique de plusieurs manières :

• Incertitude des investissements : Lorsque les prix de l’électricité sont très volatils, il devient difficile pour les investisseurs de prévoir les rendements de leurs projets. Cette incertitude peut décourager les investissements dans ces secteurs, ce qui ralentit la transition énergétique.
• Coûts pour les consommateurs : Les fluctuations importantes des prix de l’électricité peuvent entraîner des coûts élevés pour les consommateurs d’énergie, en particulier les ménages et les entreprises. Cela peut susciter des préoccupations quant à la pertinence de la transition énergétique et à la capacité à en supporter les coûts.
• Risques pour la stabilité du réseau : Une volatilité excessive des prix de l’électricité peut entraîner des variations importantes de la demande d’électricité. Cela peut mettre en péril la stabilité du réseau électrique, car il peut être difficile de répondre rapidement aux variations de la demande sans perturber l’approvisionnement en électricité.
• Découragement des énergies renouvelables intermittentes : Les énergies renouvelables comme l’énergie solaire et éolienne sont souvent intermittentes, ce qui signifie qu’elles dépendent des conditions météorologiques. Lorsque les prix de l’électricité sont très volatils, il devient plus difficile pour ces sources d’énergie de prévoir leurs revenus, ce qui peut décourager leur développement.
• Instabilité institutionnelle : L’instabilité des prix de l’électricité peut entraîner des réactions politiques imprévisibles, telles que des changements fréquents dans la réglementation ou les incitations gouvernementales. Cela peut rendre difficile la mise en place d’un cadre politique stable et cohérent pour la transition énergétique.

Pour atténuer ces risques, de nombreux pays européens mettent en place des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, tels que des tarifs d’achat garantis ou des marchés de capacité. De plus, l’intégration de technologies de stockage de l’énergie et de réseaux intelligents peut contribuer à stabiliser le système électrique et à réduire la dépendance à l’égard des fluctuations des prix de l’électricité.

Le Monde de l’Énergie —Dans une récente publication pour The Conversation, vous identifiez deux défauts fondamentaux du marché européen de l’électricité dans cette optique. Le premier est l’ouverture à la concurrence. Pourquoi ce choix vous semble-t-il un échec et que proposez-vous pour y remédier ?

Abdel Mokhtari et Jean Pascal Brivady —Nous ne remettons pas en cause le principe de l’ouverture à la concurrence mais la manière dont il a été organisé.

La Directive (UE) 2019/944 stipule que : « Le marché intérieur de l’électricité (…) a pour finalité, en organisant des marchés de l’électricité concurrentiels transfrontaliers, d’offrir une réelle liberté de choix à tous les clients finals de l’Union (…), d’assurer la compétitivité des prix, d’envoyer de bons signaux d’investissement et d’offrir des niveaux de service plus élevés et de contribuer à la sécurité d’approvisionnement ainsi qu’au développement durable. »

Il faut adapter le réseau électrique pour accompagner la croissance de la part des énergies renouvelables intermittentes et répondre aux nouveaux usages de l’électricité. Cette situation est similaire dans de nombreux pays européens. Le marché de l’électricité ne fournit pas les incitations appropriées. La volatilité importante des prix de marché ne permet pas de stimuler efficacement les investissements importants nécessaires à la transition énergétique, lesquels exigent une visibilité à long terme.

En ce qui concerne la tarification pour les consommateurs, il est important de noter que les prix de marché ne fournissent pas la stabilité nécessaire, exposant les ménages et les entreprises à une volatilité significative. Associations de consommateurs et représentants des producteurs expriment, de manière plus ou moins explicite, leur souhait de voir le marché de l’électricité être révisé. Tous partagent la demande de stabilité (visibilité) à long terme des prix.

La crise sur le marché européen de l’électricité met en évidence des problèmes profondément enracinés dans son architecture et, plus généralement, dans l’organisation de l’industrie de l’électricité. Des erreurs similaires ont été observées dans le passé, notamment en Californie. Dans les deux cas, les incitations à investir se sont avérées insuffisantes, révélant une incapacité d’anticipation en raison du manque de coordination entre les différents acteurs de la filière. Il est essentiel de comprendre que, en période d’incertitude concernant le marché et les technologies, le simple mécanisme des prix ne suffit pas en tant que source d’information. Il est nécessaire de recourir à des formes spécifiques d’organisation qui vont au-delà des signaux prix, car une économie de marché ne se limite pas à des relations d’échange entre des acteurs indépendants. La coordination requise ne peut être atteinte que grâce une structuration des relations entre les acteurs du secteur. Cette structuration vise à transmettre et à créer des informations pertinentes afin de permettre des actions conjointes.

Le Monde de l’Énergie —Le second est le mode de calcul du prix de l’électricité, aligné sur le prix de la dernière centrale appelée (le plus souvent une centrale thermique, en général au gaz). Ce mécanisme est complexe, et a été très critiqué : quel est son principal défaut ?

Abdel Mokhtari et Jean Pascal Brivady —Ce mécanisme est justifié par un souci de satisfaction de la demande dans des délais extrêmement courts compte tenu de la vitesse de mise en production des centrales thermiques, en particulier à gaz, et confortée par une vision à court terme, d’un prix du gaz durablement faible, aussi bien en Allemagne (les accords avec Gazprom) qu’aux USA, à la suite du contrechoc lié au développement de la production de gaz de schiste. Ainsi dans ces 2 pays la production s’est trouvée surexposée à cette ressource primaire à la suite d’un calcul de rentabilité à court terme – malheureusement le comportement n’est pas nouveau – la crise des subprimes relève du même mécanisme.

Son incidence sur les prix de vente s’explique par la structure de coût des centrales thermiques, qui contrairement aux éoliennes, aux centrales solaires voire, aux centrales nucléaires, ont une part de charges variables élevée, fonction du prix de l’énergie primaire qui les fait fonctionner.

Marge brute comparée par type de centrale :

Il faut également garder à l’esprit que dans la décision d’investissement intervient également à la fois la rentabilité des actifs et les montants à investir. De ce point de vue, les centrales thermiques restent extrêmement performantes au regard d’un coût / MW produit compris entre 20 et 40% d’une ferme éolienne par ex. (source AIE)

Par ailleurs, au delà des composantes propres à la rentabilité des actifs de production, les prix résultants des marchés ne reflètent pas nécessairement les coûts marginaux à long terme du parc de production européen, mais plutôt les prix proposés par les producteurs ou les revendeurs sur ce marché. Étant donné que ces offres sont anonymes, il n’y a aucune garantie que les prix reflètent pleinement les coûts supportés par les producteurs, encore moins le coût marginal. Ils peuvent comprendre divers éléments tels que les marges, les primes de risque, la spéculation, etc. Ainsi, le prix d’équilibre résultant de ces bourses ne correspond pas au coût marginal de la centrale, mais plutôt au prix de la centrale marginale, ce qui peut être très différent.

Le Monde de l’Énergie —De nombreuses solutions ont été évoqué pour remplacer ce mécanisme pour fixer le prix de l’électricité, mais toutes ne sont pas techniquement applicables. Quelles sont celles qui vous semblent les mieux répondre aux défis actuels de l’Union européenne ?

Abdel Mokhtari et Jean Pascal Brivady —Comme nous l’indiquions, une politique énergétique se doit d’être pragmatique avant d’être idéologique et s’inscrire à un horizon qui s’aligne sur la durée de vie des infrastructures plutôt que celle d’une mandature.

Dans le cas de l’Europe les choses sont d’autant plus complexes que chaque pays entant conserver la maîtrise de sa politique énergétique. D’où des divergences évidentes en termes de prix de vente (cf. par exemple l’écart des prix de vente aux particuliers) et de mix de production.

Notre réponse se positionne donc à deux niveaux

• Une révision du mécanisme de fixation des prix passant d’une approche fondée exclusivement sur le coût à un mécanisme basé sur le coût moyen – le marché de gros étant scindé entre les capacités de production à coût fixe élevé et celles à coût variable élevé – rémunérée sur la base du LCOE
• Le développement d’un marché à terme efficient, en particulier sur des maturités compatibles avec les cycles d’investissement permettant ainsi de sécuriser les prix, donc les financements des nouvelles infrastructures et de réduire le risque associé à la volatilité induite par le mécanisme d’indexation sur le coût marginal.