Les prix et les coûts d’électricité dans deux systèmes électriques très différents

reliés entre eux dans la limite de la capacité des lignes d’interconnexion

 Voir ici une présentation de cette étude  (5 pages et les annexes) ; ici un tableau présentant le système sans nucléaire et un autre le système avec nucléaire.
Ici la "note brève" sur le sujet (une page)

Les observations peuvent m'amener à apporter des modifications. Les diverses versions se distinguent par la date ; la dernière version date du 23 mars

Cette étude porte sur la production d’électricité dans deux zones, avec ou sans production nucléaire, qui peuvent échanger de l’électricité dans la limite de la capacité d’interconnexion.

Quelques-uns des résultats de cette étude suggèrent quelques politiques possibles selon que l’on donne ou non une priorité à la consommation du lieu de production, ou que l’on cherche à abaisser les prix de vente ou à faire financer les moyens de production par les ventes.

Sans interconnexion, dans la zone avec nucléaire où la consommation est de 488 TWh hors pertes en ligne et où la capacité nucléaire est de 60 GW, les prix sur le marché sont bas : 64,9 €/MWh. Les résultats de la production nucléaire sont fortement négatifs : un déficit de 6400 M€/an.

Pour que le nucléaire soit financé par le marché, les prix devront être supérieurs. Le prix montera si toute la production nucléaire est destinée sans différenciation à la consommation de Al et de Fr dans la limite de la capacité de l’interconnexion. Si une priorité est donnée à la consommation de Fr, le prix augmente si quelques réacteurs nucléaires sont remplacés par des éoliennes et du photovoltaïque ou encore si l’on ajoute à la consommation finale de 488 TWh une consommation de 20 TWh pour produire de l’hydrogène.

Si les productions nucléaire, éolienne, photovoltaïque et hydraulique sont proposées également à la consommation de Fr et Al, les prix sur les marchés Fr et Al se rapprochent lorsque la capacité de l’interconnexion augmente et sont égaux lorsque celle-ci est de 12 GW. Les coûts de production restent très différents.

Les échanges d’électricité entre les deux zones permettent aussi de diminuer le besoin, dans chaque pays, de capacité de production «  de pointe ». C’est un point important. Il est hors du champ de cette étude.

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 plus 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'électricité 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 acquise 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 pointe 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.

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 augmente 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 interconnexions 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.

Ecrit 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.

Ecrit 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). Avec 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 pour recevoir sans préavis et sans en avoir besoin des quantités excédentaires à très bas prix et au risque de désarticuler leur marché de l'électricité. Si la France décidait elle aussi d'avoir une forte capacité éolienne et photovoltaïque, ces lignes d'interconnexins lui donneraient la possibilité physique d'exporter. Mais encore faudrait-il qu'elle ait des clients car, si le vent soufle fort et si le soleil brille en France, il en sera de même dans les pays voisins qui, eux aussi, auront de fortes capacités éoliennes et solaires.

 
Pour diviser les émissions dues à l'énergie 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'un 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 puisqu'il est prévu de mettre en epxloitation 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.

Ecrit en 2018 : pour comparer un parc de production avec peu d'éolien et de solaire et d'autres où éolien et solaire ont une grande part, on ne peut pas utiliser les "monotones" de production et de consommation. Il faut passer par des simulations qui équilibrent heure par heure la consommation d'électricité et la fourniture, production et déstockage. Quelles que soient les prévisions de coût des éoliennes et du PV, un parc sans éoliennes ni PV est moins coûteux qu'un autre qui leur laisse une large place. En effet, pour équilibrer fourniture et consommation, il faut une surcapacité de production intermittente, des moyens de stockage ou des moyens de production complémentaire dont le taux de fonctionnement est médiocre. Un modèle de simulation simplifié est publié ici ; l'utilisateur pourra y introduire ses propres hypothèses. Voir ici.

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 :

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

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

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

- 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'électricité.
       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

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

On peut voir aussi de courts extraits de Moins de CO2 pour pas trop cher (L'Harmattan 2012) et de Avec le nucléaire  (Le Seuil 2012)

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

      
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Le régime de l’électricité : le système européen, ou bien des systèmes centralisés par pays

Courts extraits de Avec le nucléaire  et de Moins de CO2 pour pas trop cher

Voici ce que l’on pouvait écrire il y a une douzaine d’années : des extraits de Moins de CO2 pour pas trop cher – propositions pour une politique publique de l’énergie (L’Harmattan, 2012)  et de Avec le nucléaire – un choix réfléchi et responsable (Seuil 2012).

 Extraits du chapitre  7 de Moins de CO2 pour pas trop cher

 Régime de marché concurrentiel ou régime administré ?

Personne n’imagine que l’on construira deux réseaux de transport ou de distribution d’électricité concurrents. Le transport et la distribution d’électricité sont des « monopoles naturels ». Nous traitons donc ici de la production et de la fourniture d’électricité, non du transport ni de la distribution.

La propriété remarquable d’un parc de production d’électricité adapté à la demande

Supposons que des producteurs d’électricité à partir de gaz fassent concurrence à d’autres qui produisent de l’électricité nucléaire. Comment le prix s’établira-t-il ? Lorsque la demande est inférieure à la capacité de production nucléaire, la concurrence entre les producteurs aura comme effet d’abaisser le prix à un niveau proche du coût de fonctionnement des centrales, soit 10 €/MWh. Mais lorsqu’il faut, pour répondre à la demande, faire fonctionner en même temps les centrales nucléaires et des centrales au gaz, ceux qui produisent de l’électricité à partir de gaz la feront payer au moins au prix du gaz qu’ils consomment pour la produire, disons 60 €/MWh électrique, sans compter de « coût du CO₂ ». Il n’y a aucune raison pour que les producteurs nucléaires la fassent payer moins cher, de sorte que la différence entre ce prix et le coût de fonctionnement des centrales nucléaires, leur permettra de financer leurs investissements de production.

Lorsque la demande est tellement forte que les moyens de production ne suffisent pas à y répondre, le prix monte aussi haut que les consommateurs sont prêts à le payer (plusieurs milliers d’euros par MWh). Ces prix très élevés, pendant quelques heures par an, contribuent au financement de tous les moyens de production.

Le parc de production adapté à la demande[1], c'est-à-dire celui qui procure l’électricité la moins coûteuse, possède une propriété remarquable. Le paiement au prix de marché permet à chaque fournisseur de couvrir l’ensemble de ses coûts, fixes et variables. En payant à chacun, à chaque instant, le même prix, celui-ci étant égal à un coût variable de production, les consommateurs paient à chaque producteur ses coûts variables et ses coûts fixes - et pas plus.

Cela n’est vrai que si le parc est adapté à la demande. Si la capacité nucléaire est supérieure à la capacité optimale, les producteurs ne pourront pas payer intégralement l’amortissement des centrales, y compris la rémunération de leur financement. Au contraire, si la capacité nucléaire est inférieure à la capacité optimale, la vente au coût marginal procurera aux producteurs d’électricité nucléaire des rentes dont le montant est très impressionnant. C’est ce que l’on appelle la « rente nucléaire ». Lorsqu’il y a une rente, cela signifie que la capacité nucléaire est insuffisante.

 Autres inconvénients de la concurrence dans le secteur de l’électricité

Par ailleurs, la concurrence ne permettra pas de gérer efficacement un parc de production nucléaire. L’expérience d’EDF montre que quelques dizaines de réacteurs nucléaires peuvent assez bien suivre les fluctuations quotidiennes de la demande : pour épouser la demande, on a vu au début de l’année 2011 une baisse de puissance de 8 GW suivie d’une remontée égale, le tout en dix heures. Il a fallu pour cela agir de façon concertée sur un grand nombre de réacteurs. Comment imaginer que ce serait possible s’il y avait plusieurs producteurs d’énergie nucléaire en concurrence les uns avec les autres ?

Ajoutons que les millions de petits consommateurs ne sont pas en mesure de mettre efficacement en concurrence plusieurs fournisseurs d’électricité. L’expérience des télécommunications a montré en effet à quel point les fournisseurs sont habiles à présenter des offres commerciales et tarifaires tellement complexes qu’il est impossible de les comparer. Il est donc préférable que le prix à la consommation finale soit fixé par l’administration sous forme d’un tarif public qui sera différencié selon les profils de consommation.

 Du bon usage d’une certaine concurrence

Il y a probablement un intérêt à faire jouer entre les entreprises qui fournissent l’électricité à la consommation finale une certaine concurrence à condition qu’elle soit bien encadrée. En effet, l’électricité est une forme d’énergie parmi d’autres. Elle sera utilisée de la façon la plus efficace si elle entre dans une gestion qui prend en considération les possibilités d’économie d’énergie et d’autres formes d’énergie (biomasse, solaire, fioul ou biofioul…). Chaque cas doit être étudié spécialement. La concurrence entre les fournisseurs les incitera à proposer les modes de consommation d’énergie les mieux adaptés à chaque situation.

L’analyse et l’expérience démontrent donc que le marché concurrentiel généralisé n’est pas le bon modèle économique pour l’électricité mais qu’il est possible et utile de recourir à la concurrence sur certains segments et dans un cadre bien maîtrisé. C’est pourquoi la France a résisté tant qu’elle a pu à la pression exercée par les autorités de l’Union européenne pour l’ouverture d’un marché concurrentiel de l’électricité. Elle a réussi à conserver un tarif public d’électricité pour les petits consommateurs et, avec la loi NOME (nouvelle organisation du marché de l’électricité), elle ouvre avec précaution une certaine concurrence entre les fournisseurs d’électricité.

Un tarif qui imite ce que donnerait une concurrence parfaite tout en en évitant les excès

Aussi longtemps qu’EDF avait le monopole de production, l’électricité a été vendue selon un tarif connu des électriciens du monde entier, le tarif « à la Boiteux[2] ». Ce tarif imite ce que donnerait un marché parfait tout en en évitant les excès : les prix très élevés pendant quelques heures par an sont remplacés par un abonnement annuel. Si le parc de production réel est différent du parc adapté à la demande, le tarif est ajusté pour que l’ensemble des recettes couvre les dépenses. Il fournit ainsi aux producteurs des ressources suffisantes pour investir et évite la formation de super-bénéfices.

Aujourd’hui, après l’ouverture à la concurrence de l’électricité livrée à l’industrie, ce tarif est applicable seulement aux petits consommateurs sous sa forme de « tarif bleu ».

Par souci de simplicité, le « tarif bleu » est assez éloigné de la pureté théorique de ses fondements et n’oriente pas les consommateurs de façon à utiliser de la façon la plus efficace les moyens de production d’électricité. Ceux-ci trouveront  intérêt à s’équiper pour réduire leur consommation lorsque la demande d’électricité est forte si les prix sont beaucoup plus élevés pendant les heures de pointe et plus bas dans les heures creuses.

Pour un dispositif qui mette efficacement en relation producteurs et consommateurs

Dans ce dispositif, un gestionnaire central de l’électricité met en relation le monde de la production et celui de la consommation d’électricité, qui sont radicalement différents. Il est à la fois « acheteur unique » et « vendeur unique ».

Connaissant le marché national, il calcule ce que doivent être les moyens de production en tenant compte d'objectifs d'intérêt général (autonomie énergétique, lutte contre les émissions de CO₂, aménagement du territoire) et lance un appel à concurrence pour pouvoir disposer des capacités de production dont il a besoin : il s'engage à payer les coûts fixes indépendamment des quantités qu’il achète et le coût variable des quantités qu'il achète mais ne s'engage pas sur ces quantités. Puis il appelle les moyens de production en fonction de la demande en commençant par ceux dont les coûts variables sont le plus faibles.

Les clients du gestionnaire central sont de gros consommateurs ou des entreprises qui vendront l’électricité au détail. Le prix est fixé selon un tarif qui imite ce que donnerait une concurrence parfaite, c'est-à-dire un prix qui dépend du moment et du profil de la consommation et non pas de la façon dont l’électricité a été produite. Mais le tarif évite les défauts d’un marché concurrentiel : les prix très élevés pendant quelques heures par an sont remplacés par une prime fixe payée chaque année.

Le prix à la consommation finale est lui aussi conforme à un tarif fixé par l’Etat. Ce tarif est calculé à partir du tarif « sortie centrale », et des coûts de transport, de distribution et de commercialisation. Il fera une grosse différence entre les périodes de pointe de consommation et les périodes creuses.

Pour tenir compte de la situation des clients dont les revenus sont très bas, le gestionnaire central de l’électricité peut leur faire une ristourne ; cette ristourne sera forfaitaire, indépendante de leur consommation : le prix au kWh ne sera pas diminué. Cela revient à livrer gratuitement les premiers kWh à certains ménages, au titre de la solidarité nationale.

On est un peu confus de pouvoir présenter ce dispositif en si peu de mots. C’est certainement trop simple pour les cabinets de conseils en gestion qui s’activent un peu partout dans le monde pour promouvoir des marchés ouverts et concurrentiels de l’électricité et proposer leurs services pour les mettre en place.

Un dispositif serait encore plus simple, celui qui a procuré à la France pendant les décennies qui ont suivi la Libération une électricité sûre et bon marché, un monopole de production d’électricité. Pourquoi ne pas y revenir ?

Ferons-nous simple si l’on peut faire compliqué ?

« Acheteur unique » ou « libre jeu du marché » ?

Outre sa simplicité, le système de l’acheteur vendeur unique présente un autre grave défaut : il n’est pas conforme à l’idée dominante sur les vertus du marché. Mais ce défaut tend à devenir moins rédhibitoire depuis la crise économique et au vu de l’expérience vécue en Grande Bretagne, qui étudie une formule proche de l’acheteur unique après avoir été pionnière du marché concurrentiel, et dans plusieurs des Etats des Etats-Unis.

Ce système de gestionnaire central de l’électricité diminue le risque commercial auquel sont confrontés les producteurs d’électricité, ce qui devrait abaisser les coûts de production. Le gestionnaire central fixe des prix en relation avec les prix de revient en évitant les super marges d’oligopole. Il lui sera facile d’intégrer les objectifs d’intérêt général (CO₂, prise en compte du long terme). Les coûts de production seront maîtrisés grâce à la mise en concurrence des producteurs. Le tarif incitera les consommateurs à mieux utiliser la capacité des moyens de production.

Les fournisseurs d’électricité se feront concurrence non pas sur les prix, puisque leurs prix d’achat et leurs prix de vente seront fixés par l’Etat en fonction des profils de consommation, mais sur la qualité du service, en particulier leur aptitude à proposer la meilleure façon d’utiliser ou d’économiser l’électricité et de la combiner avec d’autres formes d’énergie.

Certes, dans ce dispositif EDF fera moins de profit que l’ont espéré ses actionnaires, persuadés qu’un jour ou l’autre, toute l’électricité qu’elle produit serait vendue au coût de l’électricité des centrales au gaz ou au charbon, y compris le coût du CO₂. Quand donc les consommateurs exerceront-ils une pression suffisante auprès des élus pour réunir les conditions d’une production d’électricité sûre et peu coûteuse ?

Politique nationale de l’électricité et politique européenne

L’énergie touche à la fois à l’économie, à la cohésion nationale, à la sécurité publique. Il n’est donc pas surprenant de lire à son propos dans les traités sur l’Union européenne des dispositions pouvant paraître contradictoires. Il y est dit que la politique de l’Union promeut l’interconnexion des réseaux énergétiques et confirme « le droit d’un Etat membre de déterminer les conditions d’exploitations de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique »[3]

La décision des Allemands de sortir du nucléaire en une dizaine d’années, prise sans aucune concertation avec les autres pays de l’Union européenne, est conforme au droit européen.

Comme les modes d’approvisionnement en énergie ne seront pas partout les mêmes, les moyens les plus efficaces d’éviter des émissions de CO2 seront différents d’un Etat membre à l’autre. Vouloir « rattraper son retard » en se comparant à un autre Etat membre n’a tout simplement pas de sens.

(...)

Il pourrait donc y avoir dans l’Union européenne plusieurs marchés de l’énergie avec des prix de l’électricité et du carburant différents. Ces marchés communiqueraient entre eux par des lignes électriques « d’interconnexion » dont la capacité serait calculée pour utiliser au mieux les moyens de production et se porter secours en cas de besoin.

La coopération serait alors beaucoup plus facile qu’aujourd’hui, au sein de chacun de ces marchés et entre eux. Elle prendrait une forme spécifique qui respecterait la responsabilité des Etats-membres, comme l’Union a su le faire en d’autres domaines tels que la circulation des personnes avec les accords de Schengen, la défense avec les « coopérations structurées », partie intégrante du traité, ou, antérieurement, pour produire les Airbus ou les fusées Ariane.

Pour accepter l’idée de plusieurs marchés de l’énergie, il faudrait un changement complet de politique européenne qui fasse de la concurrence et du marché non un but mais un moyen. Ironie de l’histoire, on a vu les Britanniques, eux qui avaient été les promoteurs de l’ouverture du marché de l’électricité, proposer en 2011 de revoir cela de fond en comble et théoriser pour démontrer l’efficacité d’un dispositif qui ressemble comme un frère à celui qui, en France, pendant des décennies a fourni aux consommateurs et aux entreprises une électricité sûre et bon marché. Les esprits convergent vers l’idée d’un régime fortement centralisé. Plusieurs variantes sont possibles.

Verra-t-on renaître l’acheteur-vendeur unique d’électricité ?

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. 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.

 Nombreux motifs de préférer l’acheteur-vendeur unique au marché concurrentiel

L’organe central unique connaît beaucoup mieux la demande globale que chaque producteur d’électricité ne peut connaître la sienne dans un marché concurrentiel.

Le parc de production est adapté à la demande alors que dans un marché concurrentiel la capacité de base est insuffisante, ce qui crée des super marges aux dépens des consommateurs.

Le parc peut être calculé en tenant compte de la politique de lutte contre les émissions de CO2 ou, ce qui revient au même, d’autonomie énergétique : il suffit de la calculer en donnant au gaz ou au charbon consommé pour produire de l’électricité un prix qui reflète cet objectif – de l’ordre de 60 € /MWh de gaz.

Le parc de production nucléaire peut être géré de façon à suivre efficacement les fluctuations de la demande, ce qui serait impossible s’il était aux mains d’entreprises en concurrence.

Les producteurs d’électricité ne courent pas de risque économique puisque l’organe central leur paie les coûts fixes et le coût variable de l’électricité produite. Cette sécurité abaisse le coût de financement des investissements : si le coût de la ressource financière est de 4% en monnaie constante au lieu de 8 %, le coût de l’électricité nucléaire est diminué de 30 %.

Le prix est directement relié au coût de production même si le parc de production n’est pas parfaitement adapté à la demande, alors que dans un marché concurrentiel il suffit que la capacité nucléaire soit légèrement inférieure à l’optimum pour que le prix moyen devienne très supérieur au coût de production.

Le système centralisé évite les dépenses de publicité et les dépenses commerciales inévitables lorsque plusieurs entreprises sont en concurrence, et payées par les consommateurs.

Le système centralisé évite également les dépenses de régulation, contrôle et contentieux.

La pression de la concurrence ne peut pas être favorable à la sûreté nucléaire.

Sur ces neufs motifs, sept concourent à limiter la hausse du prix de l’électricité.