II. LE TRIPTYQUE « RÉGULATION DES PRIX - GESTION DU MARCHÉ - RYTHME DE LA TRANSITION »
A. L'INDISPENSABLE GESTION DES PRIX ET DU MARCHÉ
1. Le distinguo fondamental entre prix et facture
La déstabilisation temporaire des marchés de l'électricité aboutissant de façon ponctuelle à des cas de figure exclus par toutes les théories économiques ne doit pas masquer le fait que le recours aux énergies renouvelables est chose coûteuse, du moins en comparaison avec les tarifs permis par la filière nucléaire. La poursuite de la transition énergétique se traduira donc nécessairement par une hausse des prix pratiqués, même si l'optimisation du processus peut contenir le rythme et l'ampleur de cette évolution.
Un prix croissant de l'énergie a-t-il nécessairement des effets néfastes pour les consommateurs ?
Tout dépend de la façon dont la consommation évolue et de l'éventuel coût associé aux économies obtenues.
Il convient à cet égard de mentionner le financement mis en oeuvre par la Grande-Bretagne afin de de rendre constante la facture des consommateurs ayant investi pour diminuer leurs besoins énergétiques.
Ainsi, le signal-prix incitant à un comportement économe en matière énergétique peut être rendu compatible avec une certaine neutralité pour les charges supportées par les consommateurs. D'après l'Agence internationale de l'énergie, la stratégie la plus efficace en un premier temps consiste à réduire les dépenses énergétiques induites par l'habitat, diminuer celles des véhicules et améliorer l'efficacité énergétique de l'industrie.
Sur le plan des principes, tout est simple ; en pratique, les choses se compliquent du fait que le potentiel d'économie est éminemment variable selon l'activité économique, mais aussi en fonction des économies déjà réalisées. Enfin, l'influence du climat peut s'avérer considérable, qu'il s'agisse des besoins énergétiques ou du rendement des investissements en ENR : dans le sud de la France, l'électricité photovoltaïque produite par une installation donnée est 50 % plus élevé que celui d'une installation identique située dans le Nord du pays.
L'exemple britannique est donc à considérer comme une idée fort intéressante dont il convient d'étudier l'application sur place.
Quelles que soient les éventuelles conclusions tirées de l'étude suggérée, il paraît extrêmement souhaitable que la France et l'Allemagne adoptent une approche identique en matière d'aide aux économies d'énergie et une stratégie commune quant à la gestion des prix acquittés par les consommateurs, notamment par les entreprises : le marché unique doit aussi concerner l'énergie. En ce domaine comme dans tous les autres, une bonne coordination franco-allemande ne pourrait qu'avoir un effet d'entraînement sur l'ensemble des États de l'Union européenne.
L'intervention publique est particulièrement justifiée en matière énergétique, puisque les spécificités du marché de cette ressource unique entre toutes font que « le marché ne peut tout faire ».
2. Le marché ne peut tout faire
a) Il néglige les coûts en capital.
Que l'équilibre du marché soit spontanément déterminé par les seuls coûts marginaux n'est pas en soi d'une grande originalité, puisque toute la théorie marginaliste est fondée précisément sur l'égalité des prix et du coût marginal. Dans le cas général, cette situation permet d'optimiser le recours aux intrants, en fonction de la demande solvable.
La situation se complique lorsque la marge procurée par l'écart entre le prix de revient marginal et le prix de revient moyen ne permet pas de couvrir les coûts fixes, par exemple l'amortissement. La solution habituelle consiste à faire souscrire aux consommateurs un abonnement couvrant les coûts fixes, éventuellement accompagné d'une tarification complémentaire pour la consommation effective, valorisée à son coût marginal. Tel est typiquement le schéma des abonnements gaziers ou électriques proposés par les distributeurs d'énergie. Dans certains cas extrêmes, il est possible de souscrire un abonnement forfaitaire, par exemple pour l'usage transports urbains, où les coûts fixes ont un rôle prédominant et où la puissance publique veut inciter les citoyens à délaisser les autres moyens de transport.
Aucune de ces solutions n'est directement applicable au marché de gros de l'électricité, alors que c'est précisément ce marché qui permet - ou ne permet pas - aux producteurs d'équilibrer leurs comptes. Il est donc indispensable que la puissance publique intervienne d'une façon ou d'une autre pour que ces coûts en capital soient couverts. Le moyen habituellement utilisé est l'instauration d'un tarif garanti, avec monopole d'achat. Les Britanniques utilisent un dispositif différent dans sa philosophie mais identique dans ses effets : le « contract for difference » (CFD, ou « contrat faisant la différence ») consiste à verser aux opérateurs un montant différentiel couvrant l'écart entre prix de vente et niveau de référence lorsque le prix du marché est trop faible ; si la conjoncture poussait le prix au-delà du montant de référence, l'opérateur reverserait à l'État le profit excédentaire ainsi obtenu.
Prix de rachat garanti et CFD procurent au producteur une parfaite visibilité sur les prix, son revenu étant alors proportionnel à la production. Si l'anticipation est correcte, le chiffre d'affaires permet d'amortir les frais, mais au prix d'inconvénients dont la déstabilisation du marché de gros a déjà été mentionnée.
Pour les producteurs traditionnels d'électricité, ce premier inconvénient se combine avec l'absence de toute production, donc de tout revenu lorsque ses capacités sont rendues temporairement inutiles en raison d'une pointe de production des ENR. C'est toute la problématique du financement des capacités disponibles, totalement ignorée par le marché.
b) Il ne peut financer la disponibilité des capacités.
À quelle valeur le marché valorise-t-il une usine à l'arrêt ? À zéro !
Or, la transition énergétique envisageable sur l'essentiel du territoire de l'Union européenne est principalement caractérisée par l'intermittence, d'où le rôle crucial joué par la disponibilité de capacités thermiques, seules à même de compenser très rapidement les variations de l'électricité renouvelable produite. La souplesse d'utilisation commande l'emploi de gaz, mais la conjoncture du charbon sur le marché américain rend ce carburant solide plus rentable.
Le développement des énergies renouvelables rend sans cesse plus prégnant ce thème, abordé jusqu'ici avec une timidité certaine par les États membres concernés, dont les réflexions paraissent dangereusement centrées sur les situations purement nationales, alors que les répercussions de leurs décisions se jouent des frontières.
Ainsi, l'intermittence se traduit par un réel dysfonctionnement du marché, avec des prix aux variations aberrantes, des opérateurs confrontés à des difficultés croissantes simplement pour continuer à exister, enfin des producteurs d'énergie renouvelable qui interviennent librement sur les marchés au prix de charges budgétaires croissantes induites par les prix de rachat garantis.
Ce triple défi se pose bien sûr à l'échelle nationale des États membres où l'électricité d'origine renouvelable intermittente connaît un essor marqué. Plus l'évolution est ample, moins le cadre national peut suffire. Une homogénéisation est à la fois souhaitable et inévitable, mais la première étape concerne fort logiquement les deux États membres produisant le plus d'électricité renouvelable : l'Allemagne et la France, suivis en l'occurrence par l'Italie et l'Espagne.
Il y a là un authentique défi conceptuel de grande ampleur, que la coopération franco-allemande se doit de relever. Ce thème conditionne l'essor à venir du stockage d'électricité, puisque ce processus - indispensable à la poursuite de la transition énergétique au niveau de l'Union européenne - sera lui-même marqué par l'intermittence et le besoin de financer des capacités mobilisables à la demande.
c) Il laisse spontanément de côté les externalités.
Thème classique s'il en est en matière d'environnement, la prise en compte des externalités revêt une certaine particularité en matière énergétique, puisque les émissions de gaz carbonique viennent s'ajouter à la pollution diffusant des substances toxiques.
(1) Le réchauffement climatique, ou l'impossible signal-prix du carbone
Censé être cohérent avec le protocole de Kyoto, le dispositif européen instituant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre, habituellement désigné par son sigle anglais ETS (pour emission trading system ) est complexe et partiel ; il est actuellement en panne.
(a) L'ETS, un système complexe
Organisé initialement par la directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003, l'ETS est censé adresser un signal-prix à toutes les activités émettrices de gaz à effet de serre, du moins lorsque les autorités en charge considèrent que l'exploitant de l'installation peut surveiller et déclarer les émissions. En pratique, le dispositif s'applique à quelque 12 000 installations industrielles, expliquant la moitié des émissions de l'Union européenne. Les entreprises dont les émissions sont inférieures au plafond défini peuvent vendre leurs droits d'émissions à celles qui éprouvent des difficultés à ne pas dépasser le qui leur a été attribué plafond d'émissions.
La gestion de l'ensemble repose sur des distributions annuelles, fixés chaque année pour l'ensemble de l'Union européenne en fonction des plans nationaux acceptés par la Commission. Les quotas sont distribués soit à titre gratuit, soit via des enchères. Depuis 2013, ce nouveau moyen doit s'appliquer au moins à la moitié des quotas émis.
La mise aux enchères respecte les proportions suivantes : 88 % sont répartis entre États membres au prorata des émissions constatées ; 10 % tendent à satisfaire les objectifs de solidarité et de croissance, enfin 2 % sont attribués aux États membres dont les émissions de gaz à effet de serre sont les plus satisfaisants.
Un complément introduit par la directive 2004/101/CE du 13 novembre 2004 vise à renforcer le lien entre ETS, protocole de Kyoto et Convention climat des Nations unies, en reconnaissant la validité des crédits résultant des « projets de mise en oeuvre conjointe » et du « mécanisme de développement propre » - introduits par le protocole - au même titre que les quotas d'émission... à l'exception des installations nucléaires, des crédits résultant de l'utilisation des terres, du changement d'affectation des terres et de la foresterie ! Certaines dispositions introduites en 2004 tendent à prévenir un double comptage de crédits correspondant aux « projets de mise en oeuvre conjointe » et au « mécanisme de développement propre ». En pratique, les entreprises émettant trop de gaz à effet de serre peuvent acheter des droits d'émissions issus de projets de réduction des émissions menés dans le cadre de « projets de mécanisme de développement propre » ou relevant de la « mise en oeuvre conjointe ».
La cohérence de l'ensemble repose sur un « administrateur central » nommé par la Commission européenne, qui recense les quotas délivrés, transférés ou annulés, et qui met en place un contrôle automatisé des transactions.
(b) Une approche partielle
Malgré l'articulation conceptuelle avec le protocole de Kyoto, le dispositif ETS reste géographiquement circonscrit au domaine de l'Union européenne, si bien qu'un éventuel signal-prix tendant à inciter les opérateurs économiques à émettre moins de gaz à effet de serre pourrait certes conduire à de meilleures pratiques en ce domaine, mais en quoi une telle incitation pourrait-elle véritablement influencer le réchauffement climatique, évolution planétaire s'il en est ?
La décision déjà mentionnée à propos de l'aviation illustre de façon spectaculaire la portée limitée d'une mesure strictement européenne.
Source : Le Monde , 25 janvier 2014
Il est vrai que les inconvénients réels de ce constat sont limités, puisque le signal-prix a quasiment disparu : le dispositif est en panne.
(c) Un dispositif en panne
Après être passé - entre janvier et juillet 2008 - de 21 euros par tonne à presque 30, le prix au comptant s'est progressivement effondré jusqu'à neuf euros en février 2009, puis a connu jusqu'en juin 2011 un ensemble d'oscillations dont le maximum n'a pas dépassé 17 euros par tonne, avant de baisser par paliers successifs jusqu'à un niveau compris entre trois et cinq euros par tonne depuis l'été 2013. Cette évolution s'explique en partie par la coordination voulue avec les mécanismes introduits par le protocole de Kyoto et avec la Convention climat des Nations unies : la prise en compte des « projets de mécanisme de développement propre » permet aux industriels européens de remplir leur obligation en intervenant dans des pays tiers, où les crédits s'échangent à moins de un euro la tonne.
Où est le signal-prix ?
Ne reste en définitive qu'un surcoût limité pour les consommateurs européens, dépourvu d'effet tangible sur les émissions de gaz à effet de serre. Ce constat devrait rester d'actualité pendant encore quelque temps, puisque le plan de sauvetage annoncé le 22 janvier 2014 par M. Barroso ne devrait entrer en vigueur qu'en 2021, à moins que les négociations internationales en cours n'aboutissent un accord mondial, prévu pour décembre 2015.
À ce jour, le dispositif ETS va de Charybde en Scylla : du renfermement sur l'espace européen qui n'a guère d'influence sur le réchauffement global, au prix insignifiant du carbone lorsque les opérateurs de l'Union vont sur le marché mondial en éliminant le signal-prix.
(2) La pollution chimique
La pollution chimique induite par la production d'énergie ne fait pas l'objet de dispositifs spécifiques, ni au plan de l'Union européenne, ni à celui de ses États membres.
Pour la France, le sujet ne se pose guère grâce à la part presque exclusive des sources chimiquement propres que sont la filière électronucléaire, les centrales thermiques au gaz et la production hydroélectrique.
Il n'en va pas de même en Allemagne, en Pologne et en Grande-Bretagne, car le recours au charbon occasionne d'importantes pollutions chimiques, des externalités très négatives pour la santé, dont le marché ne tient aujourd'hui aucun compte.
Du point de vue de la coopération énergétique entre la France et l'Allemagne, il est utile de noter que la réduction constatée de la filière nucléaire dans le bouquet énergétique allemand a été compensée pour moitié par un recours accru aux énergies renouvelables, l'autre moitié provenant du fonctionnement accru des centrales à charbon et à lignite, car ce carburant solide extrêmement polluant est aussi très bon marché. Une telle stratégie contraste avec les choix français, mais aussi britannique et polonais, consistant à privilégier le recours à la filière électronucléaire.