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L'économie de l'électricité

La politique de l'électricité

On ne trouvera pas ici tout ce que l'on peut dire sur l'économie et la politique de l'électricité, bien sûr ! 

Récent : une feuille de calcul pour simuler le parc de production d'électricité, quel qu'il soit, et pour calculer les dépenses
un article paru dans le journal Le Monde du 20 mai 2017 : "Eolien et photovoltaïque demeurent trop chers"

Plan de cette note
- Présentation générale
 
Un marché concurrentiel ne peut pas conduire à l'optimum ; la solution la plus simple est l'acheteur-vendeur unique ; sous l'effet de multiples pressions, il a fallu ouvrir une partie du marché à la concurrence ; pour éviter le pire, la politique française de l'électricité ressemble de plus en plus à du bricolage ; la loi NOME en est le dernier avatar ; il ne faut pas trop la critiquer car c'est sans doute la moins mauvaise possible aujourd'hui. Il reste du travail à faire pour élaborer une efficace politique européenne ; celle-ci devra tenir compte des caractéristiques de l'électricité et des différences entre les Etats membres.

Avec un parc de production optimal, les centrales nucléaires ne tournent qu'une partie du temps
- Pour répondre aux pointes de consommation,
la part du nucléaire, de l'hydraulique, des éoliennes
- Faites vous-même votre simulation :
Pour diviser les émissions par deux ou trois au moindre coût, de combien faut-il augmenter la capacité nucléaire ?
- Un impôt sur l'électricité nucléaire ?
- Les interconnexions ( lignes de transport transfontalières) : utilité et inconvénients
- Le coût de production de l'électricité nucléaire : le rapport de la Cour des comptes de 2012 ; une évaluation du coût de production par un EPR, à partir des données du rapport de la Cour des comptes.

- la bonne solution ? Réflexions sur l'acheteur unique d'électrcité ? - un extrait de Avec le nucléaire

Autres documents
Pour éponger les fluctuations de la production d'électricité éolienne et photovoltaïquele chauffage hybride combinant électricité et fioul ou gaz
- Une présentation simplifiée de l'économie de l'électricité : l'annexe 1 d'un rapport sur le prix de l'électricité publié par le ministère de l'industrie (2004).
- Pourquoi la concurrence conduit à une sous-capacité nucléaire :
annexe 4 du rapport sur le prix de l'électricité
- La formation du prix de l'électricité :
un rapport (2004) qui a été  publié sur le site Internet du ministère de l'industrie.
- "qui ne veut pas d'une augmentation de la capacité nucléaire ? D'étranges convergences"  : un article paru dans la Revue de l'énergie
- Présentation du 
rapport Champsaur, de 2009, et commentaires ; ce rapport a servi de base à la loi NOME (nouvelle organisation du marché de l'électricité).
- La fiscalité de l'énergie : quatre sortes d'impôts pour quatre fonctions différentes : TVA, TIPP, taxe carbone et un impôt sur l'électricité.
- Faites vous-même votre scénario - pour calculer la capacité nucléaire en fonction de vos propres hypothèses ; plusieurs tableaux cohérents de ressources et d'emplois de l'énergie

Voir aussi la place du nucléaire dans le scénario de référence.
Dans "Trop de pétrole", un chapitre est consacré à l'électricité.


Présentation générale

Un système efficace qu'il a fallu démanteler partiellement

La puissance appelée par la consommation électrique varie beaucoup entre les saisons et entre les heures de la journée et l'électricité ne se stocke pas. Le parc optimal, celui qui permet de répondre à la demande au moindre coût, se calcule à partir de coûts fixes et coûts variables des différents moyens de production.  Autre caractéristique de l'économie de l'électricité, les investissements qui permettent d'avoir l'électricité la moins chère sont très lourds et demandent une compétence technique et industrielle très spécifique : l'électricité sera produite en grande partie par une petit nombre d'entreprises très importantes, un oligopole - voir les deux annexes au rapport sur la formation du prix de l'électricité, la fiche 1 et la fiche 4.

L'ensemble de ces caractéristiques est tel qu'un marché concurrentiel ne peut pas conduire à l'optimum, c'est à dire répondre à la demande au meilleur coût. Il faudra une régulation très forte de l'Etat.

La solution la plus simple est celle de l'acheteur-vendeur unique. D'un côté il achète des capacités de production et, de l'autre, il a le monopole de la vente d'électricité à des consommateurs individuels ou en gros. Il paie aux producteurs les frais fixes des capacités qu'il a achetées et les frais variables de production de l'électricité qu'il achète ; il vend à un prix qui oriente la demande de façon à utiliser au mieux les capacités de production, une tarification "à la Boiteux" dont EDF a une parfaite maîtrise.

Mais pour des raisons plus idéologiques qu'économiques, il a fallu ouvrir une partie du marché de l'électricité à la concurrence. Les petits consommateurs pourront continuer à acheter leur électricité à un prix fixé par l'Etat, le "tarif". Pour les autres, le prix est un prix de marché. Sur ce marché concurrentiel, si la capacité nucléaire est inférieure à l'optimum, les fournisseurs qui disposent d'une capacité nucléaire réalisent de confortables bénéfices (oligopole à la Cournot). Si ce fournisseur est EDF, il utilisera sa marge pour financer des installations nucléaires.

Mais, sous la pression de la Commission, il a fallu obliger EDF à vendre aux enchères une partie de sa capacité de production à des fournisseurs d'électricité, sous forme de VPP, virtual power plant. Sur le marché concurrentiel, le prix de l'électricité sera calé sur le coût de production à partir de gaz ou de charbon, c'est  à dire plus cher que le coût de production à partir de nucléaire. Le fournisseur qui achète de l'électricité nucléaire à son coût de production et revend sur le marché concurrentiel fera donc de grosses marges. Comme l'a montré le rapport sur la formation du prix de l'électricité, ce système de VPP permet aux acheteurs de VPP de recevoir eux-même une partie de la marge nucléaire et n'a aucun effet sur le prix de l'électricité.

La loi NOME, nouvelle organisation du marché de l'électricité

La loi NOME essaie d'éviter les défauts du régime précédent. Tout d'abord, elle veut rendre possible la concurrence sur le marché des petits consommateurs. Pour cela elle oblige EDF à vendre une partie de son électricité nucléaire (pouvant aller sjusqu'à un quart de la production nucléaire) au prix de revient. La loi NOME, sans supprimer le tarif à la consommation finale, en ajoute donc un second, un tarif sortie centrale nucléaire.Si ces fournisseurs vendent aux petits consommateurs, le prix de l'électricité sera le même que celui de l'électricité vendue par EDF. Rien à dire. Cela pourra créer une concurrence sur les propositions commerciales et stimuler l'inventivité pour combiner au mieux les différentes formes d'énergie.

Par ailleurs, concernant les ventes d'électricité sur le marché concurrentiel, la loi NOME a été conçue pour que le fournisseur soit incité à vendre son électricité sans faire de marge excessive. En effet la quantité d'électricité qu'il a le droit d'acheter à EDFà un bon prix dépend de sa part de marché en France. S'il fait une marge excessive, pensent les concepteurs de cette loi, un autre fournisseur proposera à ses clients un prix plus bas ce qui deminuera sa part de marché donc son droit à avoir de l'électricité nucléaire pas chère.Cela fonctionnera peut-être ainsi, mais on n'en est pas sûr et, de toute façon, c'est très compliqué.

Harcelée par les diktats des ayatollah de la concurrence, par la pression obstinée de fournisseurs plus habiles en lobbying et en finances qu'en savoir faire industriel, par la logique de concurrence commerciale et par la pression des opposants au nucléaire qui se combine avec celle des profiteurs qui tirent leur fortune des prix de reprise de l'électricité renouvelable -  mais conservant le souvenir d'un passé récent très fécond et efficace, avec un monopole de production électrique qui a permis à la France d'avoir l'électricité la moins chère et la moins polluante au monde (sauf les pays fortement dotés en électricité hydraulique), la politique de l'électricité en France ressemble de plus en plus à du bricolage. Comment faire autrement tant que l'on sera obligé de faire semblant de croire que la création d'un marché concurrentiel est une obligation quasiment sacrée ?

La loi NOME, "nouvelle organisation du marché de l'électricité", en est le dernier avatar. Il ne faut pas trop la critiquer. C'est probablement la moins mauvaise des politiques possibles aujourd'hui. Tout dépend maintenant de la façon dont elle sera mise en place : il faut que le tarif sortie centrale reflète réllement non pas le coût comptable de l'électricité nucléaire, mais le coût de développement, c'est à dire le coût de l'électricité qui sera produite par les futurs EPR. D'aute part, si le prix de vente sur le marché concurrentiel d'électricité nucléaire dégage une marge, il faut que cette marge soit utilisée pour financer des centrales nucléaires ou soit récupérée par l'Etat sous forme d'un impôt. Mais ce serait du gaspillage d'utiliser cet impôt pour financer des éoliennes ou du photovoltaïque !

Et la loi NOME donne un délai pour refonder une politique au niveau français et au niveau européen qui tienne compte :
   - des caractéristiques de l'électricité : elle ne se stocke pas, les investissements sont très lourd ; c'est une denrée d'importance stratégique
    - des caractéristiques de l'Union européenne : la situation d'un pays à l'autre est très différente et restera très différente pendant longtemps même si les politiques convergeaient.

La solution la plus rationnelle est celle de l'acheteur-vendeur unique sur une base géographique homogène, c'est à dire une base nationale ou une base couvrant plusieurs pays qui ont à peu près le même équilibre de moyens de production. En ce qui concerne la France, ce sera une base nationale.

Il y aura donc un tarif à la consommation finale et un tarif sortie centrale.le tarif sortie centrale sera applicable à toutes les centrales, anciennes ou nouvelles car il est justifié non par le caractère "historique" des centrales mais par le phénomène d'oligopole à la Cournot, qui vient de ce que ces investissements sont extrêmement lourds et demandent une très grande compétence industrielle. Sur ce point, on peut relever une contraction dans le rapport Champsaur comme je le montre  dans ce texte en note iii.

En réalité, un marché qui finance les frais variables et fort mal les frais fixes et de nouvelles dispositions pour financer les capacités de production.

Le prix de l'électricité à la bourse est le coût marginal de production du système, c'est à dire le coût marginal de celui des moyens de production en fonctionnement dont le coût marginal est le plu élevé. Avec le développement des éoliennes et panneaux photovoltaïques, PV, ce coût marginal est souvent très bas, voire nul. Qui plus est, comme les fluctuations du vent et du soleil peuvent être très rapides, des productions d'lectricité à partir de centrales ou nucléaires ne vont pas arrêter leur production alors même que la production totale dépasse les besoins de la consommation. le prix de l'électricité devient alors négatif,, l'électricité étant acqise par des opérateurs qui peuvent la stocker.
De plus la croissance très rapide de la production éolienne et PV a créé une situation de surcapacité qui a pour effet que les prix, en période de mointe de consommation, ne sont jamais très élevés. Or, sur un marché concurrentiel, tous les moyens de production reçoivent une partie du financement de leurs investissements pendant les périodes de prix élevés ou très élevés. Il est donc naturel que certains ne soient plus rentables et que les opérateurs décident de les mettre à l'arrêt - ce qui créera des difficultés en l'absence de vent et de soleil.

La nouvelle politique, qui ajoutera encore une couche sur un dispositif réglementaire déjà assez baroque, est d'instaurer des mécansimes de financement des capacités de production. En France, en mars 2015 le décret créant un marché de capcité a été approuvé par le gouvernement. Il est copieux de 150 pages !


La coopération au sein de l'Union européenne

Le mode de coopération au sein de l'Union européenne doit respecter cette diversité et tenir compte du fait qu'il s'agit d'une matière qui touche à la sécurité publique et aux intérêts essentiels de la nation. La coopération devrait donc ressembler à une coopération de type Schengen ou encore à la coopération prévue dans le traité de Lisbonne pour la fabrication d'armement ou les affaires militaires : une coopérations structurée permanente. Sur les coopérations structurées

Le prix de l'électricité en France sera inférieur au prix en vigueur dans des pays où le coût de production est plus élevé. Si l'on augemente la capacité des lignes de transport internationales (interconnexions) , la tentation sera donc extrêmement forte de vendre en France l'électricité au prix en vigueur dans les pays voisins. La capacité des inteconnexions est aujourd'hui de 10 % de la capacité de production française ; c'est suffisant pour équilibrer les pointes de consommation d 'un pays à l'autre et pour évacuer l'électricité de nos centrales nucléaires lorsque la production est supérieure aux besoins en France. On ne voit donc pas de bonnes raisons d'augmenter cette capacité d'interconnexion - voir plus de développement ici.


En France : dans un parc optimal, les centrales nucléaires ne tournent qu'une partie du temps

En simplifant, on peut dire que la puissance électrique appelée par la consommation est toujours supérieure à 40 milliards de watt (GW, gigawatts) et que,  une heure sur deux globalement sur l'année, elle est supérieure à 50 GW ; pendant quelques heures elle dépasse 70 GW. On ne va pas faire une centrale nucléaire pour tourner seulement quelques centaines d'heures par an, évidemment : pour répondre à la "pointe" de consommation, on utilise des centrales au gaz, au charbon ou au fioul ; on procède aussi à des lâchers d'eau de barrage.

En 2004 :
Le rapport sur la formation d'un prix de l'électricité rédigé en 2004 (voir son annexe 1) indique que si le coût de la ressource financière est de 8 % en monnaie constante et si l’on ne tient pas compte des émissions de gaz carbonique le coût complet de production nucléaire est égal à celui d’un production à partir de gaz si la durée d’utilisation des équipements est de 5000 heures par an (sur 8760 heures). Si l'on veut beaucoup diminuer nos émissions de CO2, il faudra payer plus cher le gaz. Par ailleurs, comme il s'agit d'une question d'importance stratégique pour le pays, il serait normal que l'Etat facilite le financement de ces investissements (comme cela se fait aux Etats-Unis). Si le taux d'intérêt est de 4 % en monnaie constante (taux proposé par le Commissariat général au Plan pour l'évaluation de investissements publics, soir 5 ou 6 % en monnaie réelle selon l'inflation) et si l'on veut diviser par trois les émissions de CO2, le nucléaire est plus intéressant que la production à partir de gaz dès que la centrale tourne plus de 1500 heures par an - sur 8750 heures dans l'année ! Cela veut dire que si le parc est optimal, aucun moyen de production autre que le nucléaire et l'hydraulique de fleuve ne fonctionnera plus de 1500 heures dans l'année. C'est ainsi qu'on devrait calculer la capacité nucléaire qui permet de produire l'électricité au moindre coût.

En 2015 :  
Les réacteurs nucléaires en fonctionnement pourront encore fonctionner longtemps à condition d'y faire des travaux de renforcement de la sûreté. Avec la valeur des dépenses retenues par la Cour des comptes, on calcule que si l'on rapporte les dépenses à veir à la production future, le coût de production est de 50 €/MWh. Alors, même sans impôt sur le CO2, une production nucléaire coûte moins cher qu'une production au gaz si le réacteur fonctionne plus de 6200 heures par an (sur 8760 heures). Avc un impôt sur le CO2 cohérent avec une politique de division par trois des émissions de CO2 soit 100 €/tCO2 correspondant à 30 €/MWh thermique, il suffirait qu'il tourne plus de 3600 heures.

Certes, l'EPR coûtera  plus cher que ce que l'on prévoyait en 2004. Un EPR de série coûtera sensiblement moins cher que le prototype de Flamanville dont la durée de construction est au moins de quatre ans supérieure à celle des deux EPR construits en Chine. Si la durée de construction est inférieure de quatre ans, rien que les intérêts intercalaires diminueront le coût de 20 % environ. Néanmoins, si le prix du gaz reste ce qu'il est en 2015 et si l'on ne se préoccupe pas d'effet de serre, les futurs EPR coûteront plus cher que l'électricité produite à partir de gaz. Mais si l'on ajoute au prix du gaz un impot CO2 de 100 €/tCO2, l'EPR de série sera préférable à une produciton à partir de gaz si la durée de fonctionnement du réacteur est supérieure à 5800 heures par an si le coût du financement est de 8 % par an, supérieure à 3200 heures si le coût du financement est de 4 % en monnaie constante. On peut voir ici un tableur permettant à chacun de calculer le coût du nucléaire.

Il est  donc normal  que des centrales nucléaires ne tournent pas tout le temps pour répondre à la demande française et ce sera d'autant plus vrai que l'on voudra davantage diminuer nos émissions de CO2. Pendant les périodes à la consomation est relativement faible on pourra exporter de l'électricité, dans la limite des capacités de transport vers l'étranger. Mais, comme on l'a dit plus, haut, il faudra faire attention à ce que cette possibilité  n'augmente pas le prix de l'électricité sur le marché français.

Donc, vouloir diminuer les émissions et, en même temps, parler de gaspillage devant des centrales nucléaires à l'arrêt est incohérent.


Les lignes de transport d'électricité vers les pays voisins, les "interconnexions" : utilité et inconvénients

Certains rêvent de faire de l'Europe une "plaque de cuivre", un espace géographique où l'électricité circulerait sans contrainte comme sur une plaque parfaitement conductrice. Ceux qui en rêvent sont ceux qui voudraient profiter au maximum de l'électricité nucléaire produite en France, c'est à dire les consommateurs des pays voisins et, surtout, les intermédiaires entre les producteurs français et ces consommateurs, les négociants en électricité. On trouve aussi ceux qui font la promotion (pour des raisons idéologiques ou, très concrètement, pour leur intérêt personnel) des énergies renouvelables : il faut bien pouvoir évacuer les quantités d'électricité excédentaires lorsque le vent souffle alors que la demande d'électricité est faible. D'autres encore sont fort intéressés. Les constructeurs et gestionnaires de réseaux de transport, bien sûr. Il y a aussi les tenants systématiques de la concurrence et du marché ; selon eux, seul un marché parfait, c'est à dire libre de contrainte, peut conduire à un optimum. On a montré que leur thèse, dans le cas de l'électricité, est fausse. Il y aussi les "Européens" sincères mais mal informés sur l'économie de l'électricité, qui pensent que l'Europe ne peut exister qu'avec un marché de l'électricité sans contrainte ou encore, version symétrique, qu'il ne peut pas y avoir de politique nationale de l'électricité. Il s'agit souvent d'un réflexe : il ne peut pas y avoir d'Europe sans "réseaux" ; un réflexe si fort, parfois, qu'il interdit la réflexion.

Mettons de côté les motifs idéologiques du genre "l'Europe-l'Europe !" ou "si le marché concurrentiel ne donne pas de bons résultats, c'est qu'il n'y a pas assez de marché" ou purement mercantiles.

Les interconnexions sont évidemment utiles pour tirer parti du fait que les pointes de consommation dans deux régions voisines n'interviennent pas en même temps. Elles sont utiles également pour pallier à une panne grave du système de production dans un pays. Mais, si un pays veut se doter d'une très grosse capacité d'éoliennes, on voit mal pourquoi les pays voisins devraient accepter de financer des interconnexions coûteuses. Dans le cas de la France, une interconnexion est utile pour exporter la production des centrales nucléaires lorsque celle-ci sera supérieure à la demande française. Mais attention ! Une augmentation de un GW (gigawatt) de la capacité nucléaire et une augmentation égale des interconnexions auront pour effet que l'on exportera un GW de plus, ce qui est avantageux pour l'entreprise qui produit l'électricité (ou pour des intermédiaires) mais nullement pour les consommateurs situés en France, puisque cette augmentation de capacité de production nucléaire n'aura aucun effet sur la quantité d'électricité nucléaire vendue en France donc sur le prix qu'ils paieront. On voit mal pourquoi les Français accepteraient une augmentation de capacité nucléaire si cela ne leur procure aucun avantage.

Si l'on ne veut pas faire de la France le "château d'eau nucléaire" de l'Europe et si l'on veut que les consommateurs français bénéficient des coûts de production nucléaire, il faut donc se montrer très réservé sur l'augmentation des capacités d'interconnexion, n'en déplaise aux gestionnaires de réseau, aux producteurs d'électricité nucléaire qui voudraient augmenter leurs ventes dans le pays où l'électricité est plus chère et aux tenants irréfléchis d'une "Europe des réseaux".

Lorsque l'on fait valoir ce raisonnement auprès de personnes qui, au fond, l'approuvent sans pouvoir ou vouloir le reconnaître, il est assez piquant de les entendre répondre : "de toute façon, on ne créera pas de nouvelles interconnexions avant longtemps car la population refuse les nouvelles lignes de transport". Ce ne sera pas toujours vrai. L'expérience montre que les motifs rhétoriques (l'Europe, la solidarité, le marché sans contrainte, la vertu prêtée aux énergies renouvelables...) peuvent être si forts qu'ils convainquent de dépenser des sommes inimaginables pour vaincre les oppositions - pour faire des lignes de tranport d'électricité souterraines ou sous-marines par exemple. C'est pourquoi, il est utile de d'analyser et de démontrer les effets économiques des interconnexions.


Pour diviser les émissions par deux ou trois au moindre coût, de combien faut-il augmenter la capacité nucléaire ? Comment expliquer les différences entre plusieurs scénarios ?

La capacité nucléaire est aujourd'hui de 63 GW. Comme le montrent les simulations que tout un chacun peut faire sur ce site, il est possible de diviser les émissions par trois sans que cela coûte trop cher en augmentant la capacité nucléaire. De combien ?
Cela dépend des prévisions de consommation d'électricité d'une part, de la façon de la produire d'autre part. Si l'on cherche le moindre coût, en intégrant les effets externes, on ne développera pas la production d'éolien ni, bien sûr de photovoltaïque. Par ailleurs, on fera des économies d'énergie dans le bâtiment mais sous réserve d'une coût maximum rapporté aux quantités de combustible fossile évitée.
Le coût implicite d'une décision peut être mesuré par le niveau de prix de l'énergie fossile qui rend économiquement intéressante cette décision. L'efficacité économique demanderait que le coût implicite des décisions soit à peu près le même dans les différents secteurs.
Alors, il serait possible de diviser nos émissions par trois au moindre coût (y compris les effets externes) en augmentant la capacité nucléaire de 50 %. Pour réaliser cela en quarante ans, compte tenu des remplacements de réacteurs en fin de vie, il faudrait décider la construction d'un puis deux réacteurs par an.
La politique suivie aujourd'hui est très différente puisque il est prévu de mettre en exloitation un réacteur en 2017 (après plus de quatre ans de retard) et aucun autre n'est programmé - il est au contraire question de fortement diminuer la capacité nucléaire.

Ecrit en 2016 : la programmation doit également tenir compte des capacités de production dans les autres pays de l'UE. Aujourdhui, du fait du ralentissement économique et de l'augmentation massive des capacités éoliennes et PV, il y a une surcapacité de production, ce qui a un effet désastreux sur les prix.


Sur la place du nucléaire, voir ici. Voir aussi : "qui ne veut pas d'une augmentation de la capacité nucléaire, d'étranges convergences". 


Un impôt sur l'électricité nucléaire ?

Dans un contexte où l'on voit se mettre en place un début de lutte contre les émissions de CO2, on peut s'étonner d'entendre une secrétaire d'Etat parler d'un impôt sur l'électricité nucléaire - à l'image de ce qui se dit en Allemagne. Cet impôt se justifie pour récupérer la marge que réaliseront les fournisseurs d'électricité qui achètent de l'électricité nucléaire au coût de production et la revendent sur le marché concurrentiel à un prix très supérieur. Et cette marge sera d'autant plus importante que la lutte contre les émissions se renforcera. Conclusion paradoxale : la lutte contre le CO2 augmente l'impôt sur l'électricité nucléaire ! Paradoxale en effet ; cela montre à quelle aberration conduit l'ouverture d'un marché concurrentiel de l'électricité. Car, si le prix de l'électricité nucléaire augmente, les consommateurs seront moins incités à l'utiliser alors que c'est un très bon moyen d'éviter des émissions de CO2. Comment éviter ce paradoxe ?
- En revenant au tarif public pour tous les consommateurs
- Ou, à défaut, en exonérant d'impôt les fournisseurs qui sont à la fois producteurs à condition qu'ils investissent dans la production d'électricité nucléaire. Les fournisseurs qui ne peuvent pas construire eux-mêmes de centrales nucléaires pourraient être exonérés d'impôt s'ils participent d'une façon ou de l'autre au financement de nouvelles capacités nucléaires. Ils participeront ainsi à la formation d'une capacité d'importance stratégique pour notre pays - de la même façon que les distributeurs de produits pétroliers sont obligés de participer au financement des stocks stratégiques.

Il serait dommage que le produit de cet impôt soit utilisé pour financer des modes de production beaucoup plus onéreux. Ce serait un gaspillage.

On peut lire une  page sur la fiscalité de l'énergie.


Nucléaire et éolien pendant les pointes de consommation :
deux tiers de nucléaire, 4 % d'éolien

- Lorsque l'écran de la salle de contrôle du centre de Saint-Denis a franchi les 100.000 Mégawatts à la fin du mois de janvier 2012, l'électricité était ainsi produite :

Nucléaire : 63% /  Gaz : 3% /  Eolien : 4%  /  Fioul et moyens de pointe : 5 % / Charbon : 5 %  / Hydraulique : 13% / Autres : 6% /  Importations : 6%.

- Trois heures avant, à 16h, qui correspond à une heure creuse, le mix était le suivant :

Nucléaire : 70% / Gaz : 4% / Eolien : 4% / Fioul et moyens de pointe : 2% / Charbon : 5 % / Hydraulique 8% / Autres : 7 % / Importations : 4%


Le calcul du coût de production d’électricité par un EPR



La bonne solution ? L'acheteur unique d'électricité ?

- extraits de Avec le nucléaire -Seuil 2012
- Note écrite en mai 2016 :
       comparaison entre le régime de l'acheteur unique et le régime en vigueru en France avant l'ouverture du marché de l'électgricité.
       comparaison entre le régime de l'acheteur unique et la situation actuelle
       le prix de l'électricité dans un régime d'acheteur (vendeur) unique pour financer les dépenses par les prix de vente.

Extraits de Avec le nucléaire - Seuil 2012,  p. 172


La politique de l’électricité

    

Pourquoi un marché concurrentiel de l’électricité ne peut pas être efficace

D’une façon générale, la théorie démontre que, si certaines conditions sont respectées, la concurrence et le marché orientent efficacement les décisions des entreprises et des consommateurs. Il est rare que ces conditions soient pleinement respectées mais, globalement, le marché et la concurrence se sont montrés plus pertinents qu’une gestion centralisée. Pour s’assurer de la bonne marche d’un service d’intérêt général, les Etats ont institué des régimes spéciaux pour permettre et encadrer une concurrence effective. Il en est ainsi par exemple des télécommunications et du transport.

Le cas de l’électricité est particulièrement compliqué, car la réalité n’est pas seulement éloignée des conditions théoriques d’un marché parfait : elle leur est complètement opposée, en particulier lorsque la production d’électricité est d’origine nucléaire. Les investissements sont tellement colossaux qu’il ne peut y avoir qu’un petit nombre de producteurs ; ils durent plusieurs décennies de sorte que l’information sur leurs conditions de vie technique et économique est très incertaine[1]. Les enjeux de portée générale sont tellement importants que l’Etat peut modifier les règles de fonctionnement pendant la vie des centrales, ajoutant une incertitude sur la rentabilité de l’investissement. Non seulement le montant de l’investissement mais aussi la technicité requise pour produire de l’électricité nucléaire sont tels que les « barrières à l’entrée » sont bien difficiles à franchir.

Ajoutons que le pouvoir politique décide de soutenir certains modes de production d’électricité à l’encontre de toute rationalité économique,

Cela n’a pas découragé les tenants farouches de la concurrence de rechercher comment réguler un marché concurrentiel de l’électricité non seulement au niveau national mais au niveau européen. Ils ouvrent ainsi un vaste champ d’action aux multinationales du conseil en stratégie qui, dès qu’apparaît un dérapage ou un dysfonctionnement, proposent une nouvelle mesure spécifique, une nouvelle béquille pour tenter de remettre le marché sur une bonne voie.

[1] L’incertitude est très grande également s’agissant des moyens de production d’extrême pointe qui ne fonctionneront que quelques heures par an.
.


               Verra-t-on renaître l’acheteur-vendeur unique d’électricité ?    ici, une note écrite en mai 2016

Voici une option, purement théorique aujourd’hui.

Un organe public dépendant de l’Etat a le monopole de la vente d’électricité sortant des centrales. Il la vend à de gros consommateurs ou à des fournisseurs qui la vendront eux-mêmes aux consommateurs finaux.

Cet organe n’achète pas d’électricité. Il achète des capacités de production. Pour les acquérir aux meilleures conditions, il fait un appel d’offre. Il paie les frais fixes de production (ceux qui ne dépendent pas des quantités produites tels que les investissements et les frais de gestion) et les dépenses directement liées aux quantités d’énergie qu’il commande. Le prix auquel il vend l’électricité est modulé en fonction du moment où elle est vendue de façon à inciter les usagers à éviter les pointes de consommation. Comme la tarification "Boiteux", il imite ainsi ce que donnerait une concurrence parfaite, mais en en évitant les excès.

Dans ce dispositif, l’organe central paie les producteurs selon des modalités qui répondent à leurs contraintes (un loyer pour financer l’investissement et le coût de l’énergie). Le prix qu’il paie est différent selon le mode de production de l’électricité mais ne dépend pas du moment où elle a été produite. Le prix auquel il vend l’électricité, lui, ne dépend pas de la façon dont elle a été produite mais du moment où elle est vendue.

 


Note écrite en mai 2016, au sujet de "l'acheteur unique d'électricité"

Comparaison entre un régime d'acheteur unique et le régime de l'électricité en France jusqu'à l'ouverture du marché

   Points communs :
            une instance centale, l'acheteur unique, fait des prévisions de consommation,  programme les investissements de production et les finance ; l'acheteur unique a aussi le monopole de la vente en gros.
            à chaque instant il utilise les moyens de production selon leur "ordre de mérite", c'est à dire selon les coûts de l'énergie
            l'acheteur unique, qui est aussi vendeur unique, vend en gros selon un tarif - cf. ci-dessous.           

    Différences
            l'acheteur unique fait un appel à concurrence d'une part pour acquérir les équipements de production et d'autre part les expolitants de ces  moyens de production ; il a le monopole de la vente en gros
            l'acheteur unique peut acheter en bourse ; il a le monopole de l'achat en bourse
            les producteurs d'électricité doivent garantir qu'ils fourniront à la demande, ce qui suppose, pour éolien et PV, des sources complémentaires
            l'acheteur unique appelle l'électricité selon l'ordre de mérite des différents moyens de production, la bourse étant considérée comme un moyen de production
            il rémunère ceux qui construisent les équipements et ceux qui les exploitent en finançant les frais fixes (l'investissement et d'autres dépenses indépendantes des quantités produites) indépendamment des quantités qu'il achète et en payant le coût de l'énergie des quantités qu'il achète.
           

Comparaisons entre un régime d'acheteur unique et la situation actuelle en Europe
            aujourd'hui, tout se passe comme si l'électricité éolienne et photovoltaïque était achetée et rémunérée par un acheteur unique : le producteur est rémunéré au MWh fourni mais il est à peu près assuré des quantités qu'il vendra, donc de la rémunération de ses frais fixes, puisque le coût de l'énergie est à peu près nul. La différence est que, dans le régime de l'acheteur unique, celui-ci décide lui-même les capacités de production, demande que les moyens de production soient disponibles et met les producteurs en concurrence
            l'accord entre le gouvernement britannique et EDF pour la production nucléaire est très ressemblant au régime dont bénéficient éolien et PV : en effet une production nucléaire sera très souvent "en base" - très souvent mais pas toujours car il arrivera qu'une production éolienne ou PV suffira à répondre à la demande. Donc le régime du nucléaire en Grande-Bretagne sera proche de celui de l'acheteur unique.

           Le prix de vente en gros, en France, dans un régime d'acheteur unique :
                    si le parc de production est adapté à la demande (c'est à dire s'il a une configuration qui répond à la demande en minimisant les dépenses), le prix est le coût marginal de l'énergie (c'est à dire le coût marginal du moyen de production en fonctionnement qui a le coût de l'énergie le plus élevé) ; c'est le prix qui ressort de la bourse de l'électricité. On y ajoute une prime annuelle  indépendante de la quantité consommée. En effet, lorsque le parc est adapté à la demande, la vente au coût marginal à quoi s'ajoutent les frais fixes de l'installation de pointe permet de rémunérer toutes les dépenses de production, y compris les frais fixes. Pour plus d'explication sur cette proprété remarquable, voir ici. C'est la tarification "à la Boiteux" dont la forme la plus "pure" est le tarif EJP et le tarif Tempo.
                    si le parc de production est déséquilibré, le prix de vente est défini par un tarif  qui imite ce que serait le prix sur un marché parfait où  le parc de production est celui qui permet de répondre à la demande avec le minimum de dépenses ; si le prix qui ressort de la bourse est trop bas, l'acheteur unique (qui et aussi vendeur unique) vend donc à un prix supérieur au prix de marché.
                   le prix de vente dépendra donc du parc de production ; il sera différent d'un pays à l'autre - de même que dans la situation actuelle où les impôts et taxes représentent une bonne partie du prixde vente.

Aujourd'hui, la capacité de production est très excessive ; donc les prix sont trop bas. Dans le régime de l'acheteur unique, celui-ci calcule ce que seraient les prix en période de pointe, semie-base et base et, à chaque instant, porte les prix de vente à ce niveau : c'est le tarif.

On pourrait décider de donner aux opérateurs privés la possibilité d'acheter en bourse, ceux-ci verseraient à l'acheteur unique  une "contribution pour la sécurité d'approvisionnement durable en électricité", la CSADE, égale à la différence entre le tarif et le prix payé en bourse.La CSADE, rendue nécessaire par la surcapacité en éolien et PV en Europe, sera évidemment beaucoup plus légitime que la part de la CSPE ou des taxes analogues dans les autres pays qui ont suscité cette surcapacité !

L'acheur-vendeur unique peut exporter ou vendre en bourse sans contrainte de prix.


      



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