Les marchés énergétiques concurrentiels apportent des avantages aux consommateurs[1]. Une étude de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) parvenait déjà à cette conclusion en 2005[2]. Mais les auteurs observaient fort justement que la libéralisation des marchés énergétiques représente un processus à long terme dont le succès exige de l’État d’une part qu’il soit prêt à l’accompagner pour le piloter, et d’autre part qu’il ait la force politique de résister aux débats sur la baisse des revenus actuels d’entreprises énergétiques bien établies, incluant notamment la réduction de subventions croisées existantes. À ce stade, les effets dits « de répartition » qu’induit la conversion de monopoles assurés en un système concurrentiel représentent un problème essentiel du projet européen de libéralisation du secteur de l’énergie. En outre, le fait que les effets de répartition sur le marché intérieur de l’Union européenne (UE) ne s’arrêtent pas aux frontières nationales, mais se fassent sentir également entre les États membres, constitue une circonstance aggravante.
L’intégration du marché, un point crucial
Un marché intérieur de l’énergie à l’échelle de l’UE ne se réalise pas en un clin d’œil. Le processus de construction, engagé il y a plus de 20 ans, en atteste. L’entreprise est d’autant plus ardue qu’il ne s’agit pas seulement de remplacer des monopoles par un système d’entreprises en concurrence dans l’intérêt des consommateurs. L’objectif consiste aussi à interconnecter à large échelle, par des systèmes infrastructurels et commerciaux communs, les marchés limités aux territoires nationaux avec les marchés des pays voisins de manière à créer un marché intérieur européen de l’énergie représentant plus de 500 millions de consommateurs. L’idée d’une intégration suprarégionale des marchés est particulièrement importante à une époque de transition vers la production énergétique variable issue de sources renouvelables. Un marché étendu à l’Europe entière permet aux États membres de l’UE de recourir aux nécessaires réserves de flexibilité également à l’extérieur de leur territoire national. Pour dire les choses simplement : comme il y aura toujours du vent, du soleil ou une centrale de réserve quelque part en Europe, les coûts de sécurité de l’approvisionnement pourront être répartis entre plusieurs États membres même en cas de production éolienne et solaire quasi nulle dans une région donnée. Au vu de la transition vers la production énergétique renouvelable à l’échelle mondiale, le concept d’intégration suprarégionale des marchés rencontre un intérêt croissant également sur le plan international[3].
Un long chemin
La déréglementation du marché européen de l’énergie a commencé au milieu des années 1990 avec les premières directives sur la libéralisation dans les secteurs de l’électricité et du gaz. Ces directives donnaient pour la première fois à des entreprises énergétiques le droit de proposer leur énergie en concurrençant les fournisseurs en place et même d’utiliser leurs réseaux à cet effet. Comme c’est le cas en Suisse actuellement, l’ouverture du marché s’est d’abord limitée aux grands clients industriels. Naturellement, les fournisseurs historiques n’étaient guère incités à ouvrir proactivement leurs réseaux à la concurrence. Les dispositions contenues dans les directives visant à assurer une certaine séparation entre le réseau et les activités de distribution des fournisseurs en place (« dissociation fonctionnelle et comptable ») se sont avérées inadéquates pour changer cet état de fait.
Le deuxième paquet sur l’énergie, qui date de 2003, renforçait les règles rudimentaires en matière de dissociation, en prescrivant une séparation juridique entre le réseau et la production/distribution. On institua des autorités nationales de régulation de l’énergie pour contrôler, en qualité d’arbitres, l’accès au réseau sans discrimination des concurrents et, plus particulièrement, les tarifs appliqués en la matière. Le droit de choisir librement son fournisseur d’énergie a été étendu à l’ensemble des clients, y compris les ménages, jusqu’en 2007.
Une analyse approfondie des progrès réalisés dans l’ouverture du marché a toutefois révélé dès 2007 que la réalité n’était pas à la hauteur des attentes, tant en ce qui concerne l’introduction de la concurrence que l’ouverture transfrontalière des marchés[4]. Tous les fournisseurs n’ont pas considéré les nouvelles possibilités de concurrence à l’échelle européenne comme une opportunité bienvenue. Nombre d’entre eux ont choisi des solutions « créatives » pour fermer leurs réseaux aux concurrents indigènes et étrangers contre l’intérêt des consommateurs[5]. En outre, de nombreux États membres n’ont pas hésité à ouvrir leurs marchés aux pays voisins et à abaisser les barrières réglementaires au commerce transfrontalier, notamment parce qu’ils craignaient maints désavantages pour leurs entreprises énergétiques nationales[6]. Par conséquent, les mesures avantageuses pour le consommateur n’ont pas toujours été prises en considération dans le cadre réglementaire national des États.
Le troisième paquet clarifie les règles du jeu
Pour faire face à ces déficits, le troisième paquet sur l’énergie de 2009 a arrimé les piliers de base, encore actuels aujourd’hui, de la libéralisation du marché européen de l’énergie :
- ouverture complète du marché, c’est-à-dire accès exempt de discrimination pour les producteurs et libre choix du fournisseur pour les consommateurs ;
- surveillance de l’équité sur le marché par des autorités de régulation indépendantes, qui ne sont pas autorisées à recevoir des instructions des gouvernements ;
- renforcement des règles de séparation des activités (dissociation juridique pour les gestionnaires de réseau en place, dissociation des structures de propriété pour les nouveaux gestionnaires de réseau) ;
- renforcement des droits des consommateurs (exemple : changement de fournisseur facilité).
Certaines mesures visant notamment à réduire les entraves au commerce entre les États membres ont également été prises. Une agence (Acer) a ainsi été créée pour mieux coordonner le travail des 28 régulateurs nationaux de l’énergie. Les grands gestionnaires de réseau de transport ont également été obligés de mieux coordonner leurs activités au sein des nouvelles organisations « Entso-E » et « Entso-G ». De plus, la Commission européenne a reçu la compétence de réglementer le négoce de l’électricité et l’exploitation des réseaux par voie de « règlements de la Commission ». Ces derniers, appelés « codes de réseau » (environ 1000 pages imprimées) ont joué un rôle clé ces dix dernières années dans l’intégration du marché.
Enfin, des lois ont été adoptées à titre de mesures d’accompagnement pour surveiller les marchés de gros et mieux coordonner l’expansion du réseau[7]. Toutes ces mesures ne sont pas concernées par la réforme actuelle des règles de l’UE régissant le marché de l’énergie (« paquet hiver »)[8].
Des avantages difficilement visibles pour les ménages
Les consommateurs peinent à identifier les avantages indubitables de la libéralisation du marché de l’énergie. De fait, les prix de détail de l’électricité ont suivi une tendance à la hausse au cours de la dernière décennie, tandis qu’ils restaient au mieux stables pour les grands clients (voir illustration 1). En revanche, si l’on considère les prix aux bourses de l’électricité où s’approvisionnent les négociants en électricité, le niveau des prix a chuté par rapport à 2008 (voir illustration 2). Il faut y voir un signe que la concurrence opère, à tout le moins sur les marchés de gros[9].
Ill. 1. Évolution des coûts de l’électricité dans l’UE-28 (2008–2017)
Source : Acer Market Monitoring Report (2017), Electricity and Gas Retail Markets Volume
Ill. 2. Prix de gros de l’électricité (UE-28, moyenne pondérée, 2008–2017)
Source : Rapport de la Commission sur les prix et coûts de l’énergie (2018) / La Vie économique
La question est donc de savoir pourquoi les prix de l’électricité n’ont pas baissé du point de vue du consommateur. En effet, sur le plan économique, l’ouverture et l’intégration du marché sont liées à des effets positifs sur la prospérité[10]. Idéalement, la pression de la concurrence incite les entreprises énergétiques à travailler plus efficacement, ce qui peut entraîner des avantages concrets et durables pour les consommateurs.
De nombreuses études de cas ont montré que la libéralisation et l’intégration du marché induisent des baisses de coûts substantielles dont les consommateurs européens bénéficient – comme la baisse des prix à la consommation suite au couplage du marché slovène avec le marché italien ou après le raccordement des pays baltes au réseau commercial scandinave Nordpool. Le seul couplage de marché à l’échelle européenne introduit en 2014, qui permet d’agréger l’offre et la demande des négociants de la majeure partie de l’Europe, entraîne des économies sur les coûts pour les consommateurs estimées à plus d’un milliard d’euros par an. Une étude de 2013 a chiffré le potentiel d’économies total non encore épuisé du marché intérieur à 30 milliards d’euros par an[11].
Les consommateurs paient la politique climatique
Il faut donc chercher ailleurs la raison de l’augmentation des prix. La décision, portée par une large majorité de la population, d’opter pour une décarbonisation résolue, mais largement pilotée par l’État, et un encouragement massif des énergies renouvelables a introduit ces dix dernières années un objectif politique qui n’est pas resté sans effet sur le fonctionnement du marché intérieur et les prix à la consommation.
L’examen des composantes du prix de l’électricité pour les ménages (voir illustration 3) montre que l’augmentation sensible des prix de l’électricité est notamment liée à la politique climatique menée par les États et par l’UE dans son ensemble : alors que la part de l’énergie « soumise à la concurrence » est passée de 50 % à 35 % en moyenne dans l’UE, des composantes telles que les contributions aux énergies renouvelables ou les taxes sur l’énergie jouent un rôle toujours plus important dans la formation du prix payé par le consommateur. La forte augmentation des coûts de réseau s’explique elle aussi, du moins en partie, par l’importance croissante de l’électricité éolienne et solaire, dont les coûts de raccordement et de nouvelle répartition (ou « redispatching », soit des coûts survenant en cas de capacité insuffisante du réseau) sont financés par le consommateur sans que des mécanismes concurrentiels ne jouent un rôle significatif à ce jour.
Ill. 3. Composantes du prix de l’électricité pour les ménages de l’UE (décembre 2017)
Source : Acer, rapport annuel sur les résultats de la surveillance des marchés intérieurs de l’électricité et du gaz naturel en 2017 ; volume des marchés de détail de l’électricité et du gaz / La Vie économique
Eu égard à la part sans cesse décroissante du prix de l’énergie proprement dite dans le prix de l’électricité, on pourrait être tenté de s’accommoder d’un retour général à un système de prix et de quantités régulés dans lequel les gouvernements ou les régulateurs nationaux déterminent non seulement le mix de production (énergies renouvelables, charbon, énergie nucléaire, etc.) mais aussi les quantités d’électricité nécessaires et leur prix – comme c’est le cas pour les précédents systèmes de promotion des énergies renouvelables, pour de nombreuses subventions en faveur des nouvelles centrales électriques ou pour les coûts de réseau et de répartition (« redispatching ») des gestionnaires de réseau de transport. On pourrait en outre argumenter, du moins dans les pays prospères, qu’un prix plus élevé de l’électricité n’est pas si problématique compte tenu du changement climatique, puisque ce renchérissement incite à une gestion plus efficace de l’énergie.
Toutefois, l’évolution prévisible des marchés de l’énergie au cours des dix prochaines années contredit clairement un scénario de renationalisation et de retour à la régulation. En 2030 déjà, la moitié du courant au moins proviendra en Europe de sources renouvelables, en particulier des énergies éolienne et solaire. Les besoins d’ajustement en cas de production insuffisante ou excédentaire (par exemple en raison d’une congestion du réseau) augmenteront donc de manière significative. De telles flexibilités sont par exemple requises lorsque le soleil ne brille pas, qu’il n’y a pas de vent ou que le réseau est surchargé.
Les avantages économiques liés à l’obtention de cette flexibilité par le biais des mécanismes du marché et au-delà des frontières devraient être si considérables que même des États prospères ne pourront pas se permettre à long terme de dépendre d’un système beaucoup plus coûteux et inefficace. La numérisation et la réduction des obstacles actuels à la participation des consommateurs au négoce (« réponse à la demande ») accéléreront encore ce processus. De plus, tout particulièrement dans le domaine de l’électricité, les connexions physiques entre les États européens grâce au réseau utilisé conjointement et au négoce organisé à l’échelle de l’Europe sont déjà si avancées qu’un retour à une exploitation insulaire régulée par l’État ne serait envisageable qu’avec un effort technique important et à un coût financier considérable.
Le tournant énergétique n’est guère finançable sans ouverture
Même si les progrès du projet européen de libéralisation de l’énergie sont lacunaires et qu’il peut être difficile d’en saisir les avantages pour le consommateur, le tournant énergétique sera difficile à financer pour les États d’Europe centrale actifs sur le réseau interconnecté s’ils n’instaurent pas une coopération étroite et réglementée avec leurs voisins. Le projet de marché intérieur n’est donc pas obsolète en ces temps d’interventions étatiques accrues nécessaires à la transformation des marchés énergétiques. Cependant, les responsables doivent relever des défis plus importants. Aux conflits de répartition « classiques » entre les producteurs d’électricité historiques et les nouveaux venus s’ajoutent de nouvelles situations de concurrence. Par exemple, les consommateurs concurrencent désormais les producteurs d’électricité, car ils peuvent économiser beaucoup d’argent en coordonnant le déplacement de leur consommation d’électricité et provoquer ainsi l’obsolescence de nombreuses centrales électriques ; ou encore, des fournisseurs privés proposent des solutions de stockage et de flexibilisation faisant concurrence aux produits des gestionnaires de réseau. Dans un tel contexte, il devient toujours plus important de savoir comment concevoir les interventions de l’État sur le marché sans causer de distorsions, par exemple pour promouvoir les énergies renouvelables ou pour garantir la sécurité de l’approvisionnement en subventionnant des centrales électriques (« marchés de capacité »). En outre, la volatilité croissante de la production dans le réseau européen de l’électricité pose des exigences toujours plus élevées concernant la coopération entre le réseau et la régulation.
Le paquet législatif visant une conception remaniée du marché, dont l’entrée en vigueur est prévue pour 2020, relève ces défis et laisse ouverte la possibilité, pour chaque État membre, de réduire les coûts du tournant énergétique en participant au marché intérieur[12]. Nous verrons ces prochaines années dans quelle mesure il existe une volonté politique de recourir à cette offre.
- Cet article ne reflète que l’opinion personnelle de l’auteur.
- OCDE (2005), p. 14.
- Voir Wu (2012).
- Commission européenne (2007).
- Koch et Gauer (2011).
- Crampes et Léautier (2016).
- Règlement REMIT (No 1227/2011) et règlement RTE-E (No 347/2013).
- Commission européenne (2016).
- Voir Commission européenne (2014).
- Booz & Company (2013) ; Mulder et Willems (2016).
- Booz & Company (2013).
- Commission européenne (2016).
