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1 décembre 2022 4 01 /12 /décembre /2022 07:49

 

Le dogme de la concurrence empêche aujourd’hui et probablement demain de procéder à la bifurcation de nos choix en matière d’électricité. Hélas ce même dogme avait déjà entrainé les catastrophiques décisions concernant EDF…

Un  monopole  théoriquement bon gestionnaire de la rareté des ressources.

 Ce que certains appelaient « l’Etat EDF » représenté par Marcel Boiteux, son emblématique président, ne correspondait qu’à la volonté de produire une infrastructure énergétique la plus efficiente au profit des usagers de l’industrie et des consommateurs. A cette époque Marcel Boiteux, déjà théoricien (théorème de « Ramsey-Boiteux ») et élève du prix Nobel Maurice Allais utilisait le cout marginal pour bien indiquer à l’usager la rareté de la ressource et en prendre conscience. Imposer un prix supérieur au cout marginal interdisait à l’usager de profiter d’une électricité moins couteuse ce qui l’invitait à faire des choix moins efficients donc gaspilleurs de ressources. Imposer un prix inférieur au cout marginal représentait aussi un gaspillage économique : les utilisateurs n’allouent pas leurs ressources selon les meilleurs choix et reçoivent un mauvais indicateur de rareté. A l’époque de Marcel Boiteux la gestion des « pointes » en termes de « capacité » et « d’effacement » utilisait donc le cout marginal comme outil d’orientation vers les meilleurs choix possible pour l’ensemble de la collectivité. D’où une politique tarifaire intégrant des variations selon les heures ou jours de consommation.

A l’époque du monopole, le cout marginal ne correspondait pas pour autant à un prix de marché. Concrètement les différentes centrales étaient classées selon leurs couts d’exploitation. La bonne gestion supposait que leur mise en œuvre, selon l’état de la demande, soit progressive : d’abord les unités les moins couteuses, puis progressivement mise en activité de celles qui le sont davantage. Le cout d’exploitation de la dernière unité, le cout marginal, correspondant à celui de la quantité d’électricité qu’il faut ajouter pour satisfaire la demande.  Si maintenant pour une raison ou une autre il y avait un « grand saut » de cout entre la centrale qu’il faut mettre en activité et les centrales inframarginales, EDF n’était pas obligé d’aligner le tarif de l’électricité sur la centrale marginale pour laquelle la mise en activité s’imposait. Clairement si EDF avait connu la crise du gaz russe, le prix de l’électricité aurait pu rester relativement stable, car en moyenne le cout moyen n’aurait que très  peu augmenté. Ce qui déterminait la grande solidité d’EDF, dans sa fonction très sécurisante d’infrastructure énergétique, était  sa configuration de monopole. Le cout marginal était un outil de bonne gestion mais il ne pouvait devenir un prix directeur quelle que soit la situation géopolitique rencontrée.

Parce qu’il a été décidé d’obéir au dogme de la concurrence, nous avons construit un système pluriel- incorporant plusieurs dizaines d’entreprises simplement fournisseuses d’électricité - où le cout marginal devenait automatiquement prix de marché. Si donc le cout marginal devient pour diverses raisons complètement différent des couts moyens, les prix ne correspondent plus aux réalités économiques de la production d’électricité. C’est évidemment le cas aujourd’hui où le prix du gaz consommé, engendre un cout très élevé, de très loin supérieur au cout moyen obtenu sur les centrales nucléaires, lequel devient mécaniquement un prix de marché, ne correspondant plus à la réalité d’un parc encore massivement nucléaire.

C’est la cassure du monopole et l’éparpillement entre unités concurrentes, et ce à l’échelle européenne, qui transforme le cout marginal en prix de vente. Face à la demande croissante d’électricité le prix de vente autorise la mise en exploitation d’unités plus couteuses. Si le prix n’atteint pas ce niveau, les centrales en concurrence correspondantes ne sont pas activées et il y a rupture d’approvisionnement. Si maintenant, malgré un prix de marché qui autorise la mise en exploitation, les gestionnaires renoncent à produire, ils se privent d’un profit : le cout marginal est censé représenté tous les couts y compris la rémunération du capital. Si maintenant pour des causes géopolitiques le cout marginal s’envole, alors la pénurie d’électricité se soldera par une formidable hause de prix. Ce que nous constatons aujourd’hui. Rien ne peut obliger un producteur utilisant des centrales à gaz de produire à pertes, pertes qui signifient la disparition à court terme dudit producteur. Le mécanisme du marché se trouve donc incapable d’assurer la sécurité qu’EDF en tant que monopole pouvait mener sans difficulté.

Un monopole partiellement contestable mais devenu victime d’une bureaucratie de marché

Pour autant Marcel Boiteux n’avait  pas complètement raison et il est vrai qu’en qualité de monopole, EDF n’était guère incité à imaginer des innovations sur les diverses façons d’envisager la production de l’énergie. EDF était capable de classer son parc global d’unités en activant d’abord les centrales les plus performantes et en réservant les moins performantes – celles disposant d’un cout très élevé- pour la gestion des pointes, mais il ne recevait pas les incitations autorisant des innovations de rupture. Pas de producteurs en concurrence pour engendrer de nouvelles technologies plus efficientes. Parce que monopole, aucun marché ne venait dynamiser les structures de production de l’électricité.

Pour autant EDF transmettait aux usagers les bonnes informations quant à la manière d’aborder l’utilisation rationnelle de l’électricité : « attention , moi EDF, chargée d’une mission de service public le plus efficient possible,  je met en place un tarif spécial car nous sommes en pointe et le cout marginal devient trop élevé ». Chaque usager était ainsi invité à prendre les décisions qui au-delà de ses intérêts privés rejoignaient l’intérêt général. EDF ravitaillait ainsi la France dans les meilleures conditions possibles étant donné l’état des techniques du moment.

Tout cela sera balayé avec le dogme de la concurrence et sa traduction dans l’édification d’une bureaucratie gigantesque censée garantir la matérialisation du dogme. Bureaucratie très visible dans la loi NOME et ses décrets d’application.

Si l’on dresse un bilan global depuis la loi NOME, EDF n’a reçu que des incitations négatives : part de marché du nucléaire à réduire sous forme d’oukase politique ; vente obligatoire à de faux/ vrais concurrents sous la forme du ponctionnement ARENH ; concurrents artificiels relevant d’un capitalisme de connivence sous la houlette du dogme du marché ; prise en charge de la mission de service public au regard des défaillances des systèmes simplement intermittents ; etc. Pas de limite à l’édification des murailles bureaucratiques : Commission de Régulation de l’Energie, surveillance des capacités, opérateurs d’effacement, EPEX Spot, Commissariat bruxellois de la concurrence, surveillance ARENH, surveillance des fournisseurs, etc.

Sous les décombres un peu de lumière ?

Une résistance semble vouloir s’instituer. Si la parole académique semble particulièrement silencieuse, on commence à enregistrer de vraies protestations de la part des acteurs – certes anciens- de la pratique industrielle. C’est le cas de Louis Gallois qui s’insurge contre les propositions européennes concernant le simple prix plafond du gaz pour résoudre la crise. C’est plus encore le cas de Jean Peyrelevade qui va jusqu’à proposer le retour du monopole public concernant le segment distribution de la filière électrique. Très curieusement, dans un article des « Echos » en date du 23 novembre dernier, il va jusqu’à voir dans le nouveau monopole qu’il propose un rôle semblable à celui de RTE. Plus encore il propose de confier à RTE cette charge nouvelle. Une véritable rupture épistémologique….

Dans une telle situation la concurrence sur les prix de vente disparaitrait et seule celle reposant sur les innovations technologiques garantirait le progrès de la branche. De quoi ne plus étrangler la France et son économie dans les conséquences des sanctions prises contre la Russie.

Il s’agit là d’un point de vue très intéressant en rupture avec le dogme bruxellois de la concurrence. Dans le contexte proposé beaucoup de questions restent posées. Que deviennent les fournisseurs qui ne sont mêmes pas nationalisables car ne correspondant pas à une véritable réalité économique ? Y a-t-il à craindre un tsunami financier contagieux face à une  rupture qui démonétiserait la pyramide des produits structurés et leurs porteurs ? Que deviennent les producteurs intermittents ? Que faire de la rente des intermittents à couts marginaux nuls (barrages) ? Etc.

Beaucoup de questions difficiles mais piste intéressante.

 

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28 novembre 2022 1 28 /11 /novembre /2022 08:01

Thomas Reverdy est un sociologue français qui s'est spécialisé dans la logique des organisations et des marchés. Aux frontières de la sociologie et de l'économie, beaucoup de ses travaux portent sur la question des systèmes énergétiques et de leurs mutations induites par des réseaux d'acteurs eux-mêmes animés par des logiques paradigmatiques variées. Nous proposons l'un de ses textes où il est question de la grande transformation du système énergétique français, transformation aujourd'hui questionnée par sa grande fragilité. De lecture aisée et surtout animé par un soucis de grande neutralité idéologique, ce texte permet de mieux comprendre l'effondrement actuel de notre écosystème énergétique.

Bonne lecture.

À la fin des années 80, La Commission Delors se donne un programme ambitieux de relance de l’intégration européenne. Il existe alors un consensus au sein de la Commission Européenne : le marché commun est un puissant facteur d’intégration économique, d’efficacité et de compétitivité… La principale activité de la Commission consiste alors à libéraliser les activités de réseau (télécom, énergie), le transport aérien et ferroviaire, mais aussi de consolider la régulation de la concurrence, y compris contre les politiques industrielles des États, jugées peu efficaces et facteur d’injustice. Ces réformes ont été qualifiées de néolibérales, dans la mesure où elles font la promotion du marché comme norme de gouvernement y compris dans des espaces économiques et pour des enjeux où il était absent.[2]

Cette croyance puissante dans l’efficacité du marché et ses capacités intégratives guide aussi le projet de libéralisation des secteurs du gaz et de l’électricité. La Commission Européenne va s’employer à réformer les approvisionnements en gaz, qui jusqu’alors reposaient sur des contrats à long terme indexés sur le prix du pétrole. La première étape est de séparer les activités de production et de fourniture d’un côté, les activités de réseau et de distribution, de l’autre côté. Ces dernières sont considérées comme des monopoles publics. On parle alors d’accès des tiers aux réseau.

La Commission Européenne va encourager la mise en place d’un marché de gros européen, permettant aux importateurs d’échanger leurs surplus de gaz et donc une optimisation en temps réel de la consommation. Cette nouvelle organisation va s’accompagner d’un développement des usages du gaz, en particulier dans la production électrique et de nouveaux approvisionnements avec le gaz liquéfié. Concrètement, la place de marché virtuelle hollandaise TTF (qui signifie « Title Transfer Facility ») centralise aujourd’hui une large partie des transactions et permet l’affichage d’un prix de marché du gaz en temps réel. Ce prix s’impose progressivement comme référence dans toutes les transactions. Plusieurs types de contrats non négociés sur cette plateforme : des ventes spot en temps réel, des contrats à terme (pour une période donnée et à un prix fixe). Les prix de ces transactions, rendus publics, sont aussi utilisés comme des références pour d’autres transactions qui ne passent pas par les place de marché. Ainsi, avec cette organisation le prix de marché reflète la rencontre de la courbe des offres et celle de la courbe de demande du secteur et ce prix est la référence pour la très grande majorité des transactions.

En parallèle, la libéralisation du secteur de l’électricité s’est traduit aussi par la formation d’un marché de gros européen, grâce entre autres au développement des interconnections. Il était attendu de ce marché qu’il participe à une dynamique concurrentielle favorable au consommateur. Compte tenu de l’hétérogénéité du secteur européen, ce marché européen pouvait aussi faciliter les échanges entre pays et optimiser l’usage des moyens de production. Ces échanges existaient déjà avant la libéralisation, essentiellement dans un objectif de sécurisation du réseau. Comme pour le marché gazier, on observe un changement dans l’établissement des offres de prix : les prix qui se forment sur le marché spot de l’électricité devient aussi la référence pour les transactions. Selon l’intensité des échanges entre pays européens et l’état des interconnexions, les prix peuvent se former à l’échelle d’un pays ou être alignés entre plusieurs pays. Il est aussi prévu que le prix de marché devienne la référence pour le tarif réglementé, dont la portée doit être la plus limitée possible.

C’est aussi une période où la Commission Européenne défend le mécanisme de marché pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le mécanisme des quotas de CO2 devait permettre d’intégrer les externalités environnementales dans le marché et donc faciliter rapidement la transition écologique du secteur électrique.

Cette adhésion globale au mécanisme de marché pour les industries de réseau et son extension aux enjeux environnementaux s’appuient sur des expériences essentiellement anglo-saxonnes, considérées alors comme réussies, alors qu’aucune étude ne propose des contrefactuels solides ou ne cherche à comprendre les conditions précises de ces réussites. Dans cette période, les échecs de ces réformes sont systématiquement réinterprétés comme des étapes de mise au point et d’apprentissage et non comme des fragilités structurelles de ces marchés.

Par exemple, un des premiers grands marchés d’électricité, le marché californien, connait en 2000 et 2001 une grave crise avec une hausse des prix et d’importantes coupures (dans un des États les plus riches au monde !). Cette crise est immédiatement réinterprétée comme le résultat d’une libéralisation incomplète du secteur et des faiblesses dans la surveillance des comportements des traders. Mais l’observation du marché californien témoigne déjà des faiblesses structurelles du marché de l’électricité, en particulier le comportement erratique des prix. Le prix spot a pour fonction d’assurer, en temps réel, l’équilibre entre l’offre et la demande, mais la demande d’électricité est à la fois très variable et très peu sensible au prix. Quant à l’offre, elle dépend de capacité de production dont la construction demande des délais importants. Il faut donc de grande variations de prix pour assurer l’équilibre du réseau : en situation de surcapacité, les prix s’effondrent rapidement, à l’inverse, si les moyens de production sont insuffisants, ils explosent. Les variations peuvent aussi être de grande ampleur et sur de longue périodes, à cause des délais d’investissement ou de la durée d’amortissement des installations.

À la fin des années 90 et au début des années 2000, les gouvernements successifs et les dirigeants de EDF sont plutôt favorables au projet de libéralisation. Ils sont convaincus que le nucléaire historique est suffisamment compétitif pour que EDF tire bénéfice du marché, et puisse se développer en investissant dans d’autres pays. L’activité nucléaire ne sera pas démantelée, au nom de l’efficacité d’un parc standardisé. Les moyens de production cédés à la concurrence sont limités à quelques centrales thermiques et aux barrages de la Compagnie Nationale du Rhône.

Les promoteurs du nucléaire sont les plus inquiets : ils anticipent que le marché va se traduire par une très grande incertitude de revenu pour les producteurs d’électricité. Les investissements deviendront beaucoup plus risqués et donc imposeront des taux d’intérêt élevés. Or les projets nucléaires, dont les investissements sont amortis sur de très longues périodes, sont fortement pénalisés par des taux d’intérêt élevés. Autrement dit, avec le marché, l’avantage comparatif du nucléaire s’effondre. Le marché est surtout favorable aux centrales combinées à gaz, qui ont des coûts fixes assez faibles et des délais de construction assez rapides.

Les promoteurs des énergies renouvelables sont moins inquiets car ils ont déjà obtenu que les investissements dans ces moyens de production soient financés par des rémunérations garanties, sous la forme de tarifs réglementés ou d’appel d’offre. Ces mécanismes de financement publics sécurisent les investissements et permettent des financements bancaires par des taux d’intérêt beaucoup plus bas. S’il existe bien une concurrence entre entreprises pour accéder à ces financements, ce « marché » est totalement découplé du marché de gros de l’électricité.

Les effets inattendus de la libéralisation en France et les premiers réajustements

À partir de 2000 et l’ouverture à la concurrence, l’adhésion au marché se renforce en France avec ses premiers effets, une baisse des prix de l’électricité entre 2000 et 2003 pour les clients industriels. Mais, dès la fin de l’année 2003, les industriels électro-intensifs observent une légère remontée des prix dans les offres de fournisseurs. Ils prennent rapidement rendez-vous avec les ministres et commencent à faire pression sur les parlementaires. À la demande du gouvernement, le haut fonctionnaire Henri Prevot rédige un rapport en 2004 qui anticipe une accélération de cette hausse en France. Le rapport explique comment fonctionne le marché de l’électricité européen : dans un contexte de rareté des moyens de production en Europe, c’est le prix des centrales allemandes qui utilisent du gaz qui s’impose pour former le prix de gros.[3]

À peine engagés dans la libéralisation du secteur, les industriels électro-intensifs et le gouvernement français cherchent à s’affranchir du marché. Ils commencent à négocier avec EDF un contrat à long terme, mais les réticences de la Commission Européenne ralentissent le projet. Les clients industriels se mobilisent largement et obtiennent, par le vote d’un amendement de la loi sur l’énergie de 2006, la possibilité de bénéficier d’un tarif transitoire (appelé TARTAM) pour les protéger de la hausse. Cette décision n’est pas du goût de la Commission Européenne qui ouvre une procédure contre la France pour aide d’État illégale.

La France s’était aussi engagée à ouvrir à la concurrence le marché des particuliers en 2007. Or les fournisseurs alternatifs sont pris dans un effet de ciseau tarifaire : ils s’approvisionnent sur le marché de gros, à un prix plus élevé que les coûts de EDF, ils ne sont pas capables de concurrencer le tarif réglementé. Considérant qu’il faut maintenir le tarif pour protéger le consommateur, le Conseil de la Concurrence décide alors d’imposer à EDF de vendre une part de son électricité à ses concurrents à son coût.

En 2010, la loi pour une Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité (NOME) propose de généraliser ce mécanisme pour intégrer les clients industriels et les particuliers. Ainsi cette loi impose à EDF de vendre un quart de sa production à ses concurrents. C’est le mécanisme d’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH). Cette décision a été justifiée comme une régulation asymétrique en faveur de la concurrence, mais la vraie motivation de l’ARENH, c’est de protéger les consommateurs français, particuliers ou industriels, d’une première hausse des prix de gros, qui augmentent de 25 €/MWH à 90 €/MWh entre 2004 à 2008 avant de redescendre suit à la crise de 2008.

Avec cette solution institutionnelle, l’État français parvient à un certain équilibre : participer au marché européen, satisfaire les attentes de la Commission Européenne d’ouverture à la concurrence, bénéficier de l’optimisation du parc électrique européen, tout en protégeant les consommateurs français.

Le marché a donc été contourné assez rapidement en France. Il a aussi échoué à encourager les investissements. La combinaison entre le marché de gros de l’électricité et des mécanismes comme le marché du CO2 ou le marché des certificats verts ne sont pas parvenus à encourager le développement des énergies renouvelables[4]. La quasi-totalité des investissements ont été réalisés hors de ces marchés, sécurisés par des tarifs d’achat, des appels d’offre spécifiques, ou des compléments de rémunération…

La progression du prix spot comme référence de la valeur de l’électricité

À quoi a servi le marché dans cette période ? Exercer une pression financière sur les productions non renouvelables. En effet, les ENR subventionnés par les États-membres, augmentent les capacités et déséquilibrent le marché et font chuter les prix. Pour autant, pas suffisamment pour fermer les unités de production non renouvelables. Au cours des années 2008 à 2017, l’électricité produite à partir du charbon et du nucléaire, est bradée par les producteurs sur le marché de gros européen

Dans cette période, l’État français retarde la mise en concurrence des concessions des barrages hydroélectriques. Les justifications sont principalement techniques mais cette mise en concurrence présente aussi un risque important pour l’équilibre économique du secteur. En effet, les barrages sont des moyens de production très flexibles, qui peuvent répondre aux pics de demande et à la production d’électricité intermittente. La valeur économique de leur électricité peut donc être très élevée. Mais leur revenu dépend aussi de leur remplissage, et donc de la météo. Compte tenu des fortes incertitudes de revenu, il est probable que la cession des concessions rapporte peu aux pouvoirs publics. En les conservant dans le périmètre de EDF, on évite que les revenus aléatoires des barrages ne soient réappropriés par les acheteurs des concessions sous forme de rente. On permet ainsi que les revenus soient mutualisés avec le reste de la production de EDF et soient restitués aux consommateurs.

En 2016 et 2017, le prix de marché de gros descend en dessous des coûts du nucléaire français.  Les fournisseurs français concurrents de EDF peuvent renoncer à l’ARENH et acheter directement leur électricité sur le marché de gros. Ils en profitent pour développer leurs volumes. EDF est obligée de vendre sur le marché de gros à un prix plus bas que ses coûts[5]. Le gouvernement découvre alors que le mécanisme de l’ARENH est asymétrique : il protège les clients de la hausse, mais pas EDF de la baisse. EDF doit faire un plan d’économie drastique et ralentir ses investissements, et l’État doit venir à son secours par une recapitalisation.

Pour rétablir un prix de l’électricité à un niveau suffisant, EDF et le gouvernement français sont très actifs pour relancer le marché des quotas CO2. À partir de 2018, le prix de l’électricité européen est gonflé par le prix du CO2 et la réduction des surcapacités, par l’Allemagne qui planifie sa sortie du charbon. Avec la fermeture des centrales à charbon, le marché spot de plus en plus fréquemment les coûts de production des centrales à cycle combiné à gaz. Le prix du marché est donc reparti dans une dynamique haussière. Les répercussions sont immédiates en France. Les fournisseurs concurrents de EDF, qui ont développé leur chiffre d’affaire, n’ont pas assez d’ARENH et doivent augmenter leur prix. La Commission de Régulation de l’Énergie décide alors d’augmenter le tarif réglementé pour maintenir la concurrence ce qui provoque une polémique. EDF, qui doit faire face à de nouveaux coûts de maintenance, est mieux rémunérée.

Que retenir de cette histoire du marché de l’électricité avant la crise ukrainienne ?

Tout d’abord, elle pose la question de l’acceptabilité politique des variations de prix. Le maintien d’importants décalages, sur de longues périodes entre les prix et les coûts moyens de production, affaiblissent la légitimité du prix comme référence de la valeur de l’électricité. Certes, le prix de marché spot assure une fonction d’équilibre entre offre et demande à court terme, et donc permet l’équilibre entre production et consommation nécessaire à l’équilibre en temps réel du réseau électrique. Cependant, le prix de marché ne parvient pas à orienter les investissements de façon à retrouver un équilibre à moyen terme : le secteur a besoin de temps pour réaliser les investissements nécessaires pour s’adapter aux chocs externes (crises économiques, décisions politiques). Il n’y a pas de convergence entre le prix spot moyen et les coûts moyens de production.  

La mise en place de l’ARENH a permis à l’Etat français de retrouver d’importants leviers d’action comme la possibilité d’augmenter ou de restreindre la place du prix dans la valeur de l’électricité. L’Etat l’a utilisé de façon assez habile : l’ARENH a permis de réduire l’influence du marché, quand le prix augmentait. Quand le prix diminuait, l’Etat a laissé le marché prendre une plus grande place. Grâce à ce contrôle des prix, l’Etat a pu conduire une politique énergétique sans impact excessif sur les consommateurs : augmenter les taxes pour financer le développement des ENR, mettre en place les certificats d’économie d’énergie pour financer la politique d’efficacité énergétique. Selon la Cour des Comptes, cette politique a aussi permis de garantir un revenu acceptable pour EDF. 

Paradoxalement, l’ARENH a permis de maintenir l’illusion que le marché concurrentiel participe à la baisse des prix (ou au moins à leur maîtrise) alors que dans les faits, les hausses ont été contenues grâce au tarif et à l’ARENH et non grâce à la concurrence. Les offres avantageuses des concurrents de EDF ne proviennent pas d’une meilleure performance mais du différentiel entre l’ARENH et le tarif réglementé qui a été ajusté dans cet objectif. L’illusion d’un marché concurrentiel moteur de la baisse des prix a été aussi alimentée par le caractère asymétrique de l’ARENH, qui a permis une baisse des prix des offres de marché des fournisseurs alternatifs à EDF quand le prix de marché de gros est passé en dessous de l’ARENH. 

La crise ukrainienne et l’explosion des prix

Cette illusion d’une maîtrise des prix par le jeu concurrentiel s’effondre avec la crise ukrainienne. On ne peut nier le fait que les marchés de gros du gaz et de l’électricité jouent un rôle amplificateur en transformant une situation de rareté du gaz en véritable explosion des prix.

Ainsi la crise gazière a commencé avant l’invasion de l’Ukraine. Dèbut 2021, le marché du gaz est déjà très tendu du fait de la reprise économique et du développement de l’utilisation du gaz dans le mix électrique.  Pendant l’automne 2021, les Russes ont commencé à restreindre leur fourniture de gaz, en prétextant des soucis techniques. Ils ont pu vérifier qu’une réduction de leur volume pouvait les enrichir en faisant monter très haut le prix spot du gaz. Puis après le déclenchement de la guerre, le prix spot du gaz explose, reflétant la situation de rareté : il faut aller chercher des approvisionnements de plus en plus couteux, par des méthaniers, déroutés de leurs clients habituels. 

Le fait que les transactions gazières, y compris les contrats à long terme (10 à 15 ans), prennent comme référence les indices de marché (marché spot, contrat à deux ou trois mois) a des répercussions importantes sur l’ensemble des approvisionnements. Tous les producteurs de gaz réalisent des bénéfices importants  puisque le prix spot s’applique aussi à leurs contrats. Les producteurs d’électricité subissent ce prix spot du gaz dans leur propre coût. Le prix européen de l’électricité explose à son tour. Et là encore, comme ce prix de marché spot est la référence pour les transactions, l’ensemble de l’électricité, même produite par d’autres moyens, prend ce prix spot comme référence.

Face à la crise, que propose la Commission Européenne ? Concernant le marché gazier, les marges de manœuvre sont limitées car les approvisionnements sont extérieurs à l’Europe. La mise en place d’un achat centralisé est le seul moyen de renégocier les contrats et d’obtenir des prix différents avec chaque fournisseur. Si elle s’accompagne d’une gestion administrée de la rareté du gaz (par des fermetures d’usine par exemple), cette solution peut participer à contenir le coût global de l’approvisionnement en gaz.

La Commission encourage les pays à fixer un prix maximal pour les moyens de production d’électricité qui ne dépendent pas du gaz : nucléaire, énergies renouvelables, charbon, fioul. Les revenus de ces activités seront plafonnés à 180 €/MWh, les États-membres pourront s’approprier la différence entre le plafond et niveau du prix de marché pour le redistribuer ensuite aux entreprises. Ironie de l’histoire, elle fait la promotion d’un mécanisme qui ressemble beaucoup à l’ARENH.

Centrales nucléaires à l’arrêt : une dépendance inédite de la France vis-à-vis du marché de gros européen

En France, ce nouveau plafond concerne peu de moyens de production (puisque le nucléaire est déjà plafonné par l’ARENH): principalement la production d’électricité à partir des barrages hydroélectriques. Si l’ARENH protège les consommateurs, elle expose fortement EDF. Les prolongements des arrêts des centrales nucléaires pour maintenance rendent l’entreprise plus dépendante des importations. S’ajoute à cela la sécheresse de cet été qui a réduit la production et les réserves d’eau dans les barrages, ainsi que les faillites des concurrents… EDF est pris en étau puisqu’elle est obligée de restituer aux consommateurs français l’électricité au coût du nucléaire, pour un volume de d’électricité qu’elle ne parvient plus à produire. En effet, il est tout à fait possible que EDF soit obligée de racheter de l’électricité à un prix élevé sur le marché pour fournir l’ensemble de ses clients le volume attendu. Ce type de situation la rend vulnérable à des stratégies de spéculation par des intermédiaires du marché qui détiendraient des contrats à terme. 

Fidèle à sa tradition de stabilité du tarif réglementé, le gouvernement français ajoute un bouclier tarifaire au mécanisme d’ARENH. Le consommateur final est donc protégé de la hausse des prix. Les autres consommateurs (entreprises, collectivités, administrations) sont protégés par l’ARENH et par quelques mesures conditionnelles de soutien. Le bouclier tarifaire présente deux inconvénients. Tout d’abord un coût exorbitant pour les finances publiques. Il traite le symptôme, la hausse des prix, mais risque d’aggraver le problème, la rareté des ressources énergétiques disponibles. La logique même du marché, dans un contexte de rareté, est d’envoyer un signal tel que les consommateurs renoncent à consommer, de façon à retrouver l’équilibre. Y compris si cela signifie pour des industriels utilisateurs d’électricité d’arrêter leur moyen de production. Si le bouclier tarifaire intervient, il faut trouver d’autres solutions pour gérer la rareté, sinon, en toute logique, le prix suit une courbe exponentielle (et la dépense publique avec elle).

Le maintien du bouclier tarifaire suppose donc que l’on cherche d’autres solutions que le prix pour gérer la rareté. Le gouvernement français fait un formidable pari qui témoigne d’une grande confiance dans la citoyenneté des français et leur capacité à réduire d’eux-mêmes la consommation. C’est là le véritable paradoxe de la crise actuelle : l’équilibre du réseau n’est plus assuré par le prix de marché, mais par les efforts individuels et par le sens de la responsabilité. 

Dans cette crise, beaucoup de mythes sont tombés. Au niveau européen, on trouve de moins en moins de responsables politiques convaincus des vertus autorégulatrices du prix de marché. Les différences entre les opinions portent sur la gestion de la crise, certains pays préférant limiter les interventions pour préserver la confiance des investisseurs. Les choix économiques passés et les règles institutionnelles constituent un véritable carcan qui empêche des remises en question plus radicales. Les réponses européennes sont conjoncturelles, elles ne sont pas structurelles.

En France, l’adhésion de la classe politique au marché de l’électricité n’était déjà pas très élevée. La classe politique a unanimement renoncé à un ajustement de la demande forcé par la hausse des prix. Le plan de sobriété témoigne d’un pari politique majeur : reprendre le contrôle de la consommation par la responsabilisation des consommateurs, des administrations, des acteurs économiques. Mais la croyance dans l’autonomie énergétique du pays s’est effondrée. La prise de conscience de la fragilité du système énergétique, de sa dépendance, est brutale et inattendue.

La crise va donc probablement favoriser un projet politique en faveur d’une plus grande indépendance, et donc des investissements dans des moyens de production renouvelables ou nucléaires. Le plan de sobriété est une action de court terme, mais peut contribuer à des transformations de long terme : de la même façon que la crise du COVID a permis le développement de nouvelles pratiques, comme le télétravail, il est possible que cette crise énergétique soit l’occasion d’expérimenter un nouveau rapport à l’énergie et qu’elle encourage des modes de consommation plus sobres. En espérant que ces efforts de sobriété ne soient pas découragés par les bénéfices exorbitants de certains producteurs de gaz et d’électricité.   

Thomas Reverdy

 

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22 novembre 2022 2 22 /11 /novembre /2022 08:51

Si la hausse des taux des banques centrales a pu mettre en difficulté les fonds de pension britanniques en septembre dernier, il est à craindre que ce que l’on appelle la crise de l’énergie aura des effets financiers autrement redoutables.

Lorsque les systèmes énergétiques sont globalement de nature monopolistique les différentes pièces du lego (production, transport, distribution, commercialisation) sont étroitement imbriquées dans un ensemble unique et la notion de prix de marché n’existe pas. C’était le cas d’EDF qui n’était en aucune façon géné par des variations du coût marginal. C’était toujours le cas pour ce même EDF qui gérait centralement les pointes de consommation en hiver avec ses stratégies  de « capacité » et « d’effacement ». La « maison » est « tenue » et la tarification, sans oublier les coûts moyens, peut obéir à une logique d’intérêt général. Avec la libéralisation, les différentes pièces cessent d’être articulées et surtout un grand nombre d’acteurs nouveaux intervient.

 Au titre d’une première vague de nouveaux acteurs d’un marché naissant, nous aurons un très grand nombre de producteurs nouveaux qui en France ne peuvent être, pour l’essentiel que des fournisseurs non producteurs en raison de la forte concurrence d’EDF. Et bien évidemment il faudra relier les différentes pièces par le jeu d’un marché qu’il faut inventer et sur lequel devrait se former un système de prix.

En raison de la nature de la marchandise électricité ( à l’inverse des biens classiques, homogénéité parfaite du produit et surtout sa non stockabilité)  ces fournisseurs ne produisent que rarement, ne transportent pas, ne distribuent pas, ne savent pas combien consomment leurs clients, lesquels ne savent pas d’où provient l’électricité utilisée. Au fond, ils sont déjà un peu dans la sphère financière purement spéculative où l’on échange des titres. Ils achètent et vendent en tentant d’édifier une marge sur un produit qu’ils n’ont jamais rencontré.

L’Etat se retire mais il sait aussi que le marché ne peut fonctionner correctement et assurer la parfaite continuité entre production et appel de consommation. Parce que l’intérêt privé l’emporte il est clair que les investissements de capacité ne peuvent qu’être oubliés et donc la gestion des pointes ne peut être correctement assurée. Il faut donc à côté d’un Etat qui se retire, imaginer une autorité de régulation et de surveillance bureaucratique. Les choses étaient simples sous la houlette du monopole, elles deviennent extraordinairement complexes sous celle d’un marché qui ne peut être que défaillant sans une épaisse bureaucratie. Ce sera le cas avec les « certificats de capacité » et leur gestion qui va regrouper un grand nombre d’institutions et acteurs : Commission de Régulation de l’Energie, RTE, opérateurs d’effacement, fournisseurs et producteurs, EPEX Spot. D’où aussi l’appel au monde académique pour tenter de rationaliser  la bureaucratie qui s’est mise en place. Curieusement les propositions académiques  orientées massivement dans la logique du libéralisme Coasien n’ont jamais évalué les couts de ladite bureaucratie et ce en contravention avec les travaux de Coase lui-même.

Maintenant puisque qu’on échange, il faudra trouver un lieu virtuel ou réel dans lequel les fournisseurs rencontreront de vrais producteurs. C’est le cas des bourses d’électricité. Sur ces bourses se forment des prix  représentant l’état du marché pour une transaction déterminée, en un lieu géographique et à un instant donné. Sans présager des conditions futures, se sont ajoutés des marchés plus élaborés faisant intervenir la notion d’anticipation temporelle : les prix des contrats à terme (futures) et les échanges à terme (forward). Ce qu’il convient de comprendre c’est que la libéralisation fait que les échanges et les prix correspondants ne sont plus garantis, qu’il faut par conséquent se protéger des risques de prix, ce que l’on appelle les produits de couvertures que sont par exemple les swaps de prix.

C’est dire que la première vague d’acteurs nouveaux en induit une seconde complètement financière. La première vague faisait des échangistes des acteurs assez semblables à ceux de la finance pure. La seconde beaucoup plus nombreuse est faite de purs spéculateurs censés apporter liquidité et surtout sécurité. Le poids du secteur énergétique dans ses diverses dimensions (électricité, fuel, gaz, charbon, renouvelable dans sa propre diversité), son poids dans les contraintes macroéconomiques (l’économie est souvent toute entière de la production/transformation/consommation d’énergie), et surtout sa dimension géopolitique, font que la volatilité des prix est naturellement plus importante que sur toutes les autres matières premières. L’immensité et la complexité d’un marché mondial de l’énergie devient une source d’opportunités nouvelles pour la finance purement spéculative avec la formation perverse d’anticipations auto-réalisatrices et globalement ce qu’on appelle une exubérance irrationnelle.

Les agents économiques véritables, par exemple les entreprises, victimes de l’exubérance irrationnelle peuvent eux-mêmes se couvrir, par exemple par des swaps de prix sur l’énergie. Les entreprises négocient ainsi un contrat fixant un prix convenu avec un agent financier, le plus souvent une banque. Sur la base d’un notionnel (un montant physique d’énergie) et de périodes convenues, entreprises et financiers échangent des sommes représentant la différence entre l’évolution du prix de marché et le prix convenu. Si le prix de l’énergie augmente, et si le contrat qui relie l’entreprise à son fournisseur ne prévoit pas lui-même une couverture, alors c’est l’agent financier qui versera une compensation à l’entreprise. Dans le cas inverse c’est l’entreprise qui compensera la banque. Comme les fluctuations de prix sont considérables les swaps deviennent des outils risqués eux-mêmes susceptibles d’appels de marge. Parce que la finance ne fait que transmettre les risques on voit immédiatement que les swaps peuvent figurer dans d’autres produits structurés et ce à la dimension de l’inventivité financière. D’où un dangereux effet contagion.

La libéralisation du marché de l’énergie, en faisant naître un marché et une concurrence que la France avait jugé nuisible dans sa longue phase de prospérite, risque de devenir source active de la prochaine crise financière.

Cette source active va être renforcée par le développement des boucliers tarifaires qui représentent aujourd’hui environ 2% du PIB. Parce que ces boucliers, dans leur lourdeur, vont  aggraver considérablement  le déficit français (5 points de PIB contre seulement 3 pour l'Italie et 0,5 pour l'Allemagne selon la projection 2027 du FMI) nous aurons  là,  une force nouvelle qui pourra se conjuguer avec celle de l'overdose financière pour aboutir à la situation britannique de septembre dernier : crise purement financière et crise des finances publiques. 

 

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14 novembre 2022 1 14 /11 /novembre /2022 05:36

 

Après prise de recul,  il est temps de revenir sur la crise britannique d’octobre dernier. Rappelons d’abord qu’un fonds de pension, engagé sur le dispositif des «  prestations définies », est une entreprise très spécifique et souvent prudente.

La spécificité d’un fonds de pension prudent et à « prestations définies ».

Comme toute entreprise il se doit d’équilibrer son bilan, avec toutefois des contraintes supérieures. Ainsi à l’inverse d’une banque  qui peut au moins partiellement « manger » ses capitaux propres tout en se préservant d’un « bank run », le fonds de pension doit honorer en permanence sa dette qui n’est autre  que les retraites contractuellement définies et versées chaque mois à ses clients. Clairement le bank-run devient ici une obligation contractuelle qui ne peut être contournée. Alors que dans le cas d’une banque, les clients sont en principe « séparés » et ne viennent pas en foule et en bloc réclamer le remboursement des sommes figurant sur leurs comptes, le fonds de pension est obligé de payer chacun – et donc tous- au même instant. Cela signifie que les actifs d’un fonds de pension se doivent d’être particulièrement solides en termes de liquidité et de valeur, ce qui est moins le cas d’une banque qui peut arbitrer, parfois avec audace, sur des modèles sophistiqués d’évaluation d’actifs pondérés par des risques. C’est la raison pour laquelle les fonds de pension sérieux sont à la recherche d’actifs hautement sécurisés en particulier de la dette publique réputée toujours solvable et particulièrement liquide.

Son fonctionnement dans le bain de « l’argent facile ».

Cela étant, la question de la rémunération se pose dans le contexte de taux d’intérêts restés faibles depuis maintenant de nombreuses années. Comment garantir des contrats anciens, contrats signés  il y a très longtemps, si les taux sont de moins en moins rémunérateurs ? Une façon de résoudre le problème fut de spéculer sur des swaps de taux normalement proposés par des banques. Concrètement, il s’agissait d’utiliser une partie des fonds épargnés par les clients soucieux de leur retraite, en achetant des swaps dont la valeur augmenterait plus rapidement que celle produite par la dette publique. De quoi disposer d’un actif global plus rémunérateur et donc de mieux garantir le paiement régulier des retraites.

Puisque dans le contexte de l’après crise de 2008 les banques centrales s’engagent massivement vers une baisse des taux, il convient d’acheter des contras de swaps de taux dans lesquels on accepte le pari d’échanger un taux fixe contre un taux variable dont on imagine la baisse durable. Du point de vue des fonds de pension, ce que l’on perdait d’un côté ( la nouvelle dette publique est de moins en moins rémunératrice) on devait le récupérer d’un autre ( les swaps de taux deviennent relativement rémunérateurs). Concrètement, dans ces contrats de swaps la contrepartie paie un flux d’intérêt au fonds de pension, lequel, en réciprocité, en verse un autre de plus en plus faible et donc une marge croissante s’élabore. Tout cela se passe sans consommation de capital, les flux reposant sur un simple « notionnel » ( un capital théorique) contenu dans le contrat. Rapportant davantage que les coupons d’obligations publiques, il en découle une modification de la structure des actifs des fonds les plus réputés : moins de dette publique en principe totalement sécurisée et davantage de contrats de taux soumis eux aux principes de la spéculation. Bien évidemment ces contrats sont proposés par les banques puisqu’elles disposent abondamment de cette matière première qu’on appelle la dette : toutes les entreprises clientes sont intéressées par des couvertures de taux et elles- mêmes vont disposer des largesses du « quantitative easing » de la période. Corrélativement les banques vont récupérer une rémunération sur un échange mutuellement avantageux : proposer un produit de  couverture contre rétribution. On comprend par conséquent que les swaps de taux vont devenir une part essentielle dans la variété des produits dérivés, et sans doute une part importante de l’activité bancaire.

Dans le même temps, parce que ces produits ne sont pas sécurisés par des chambres de compensation et restent massivement dans des marchés de gré à gré, ils sont très collatéralisés et donc soumis à des appels de marge élevés. Cela signifie que leur sécurisation supposera une grande consommation de cash. Cet appel ne pose guère de problème en période d’argent facile et au final les fonds de pension, par le biais des swaps, sont nourris par une des multiples branches du quantitative easing. De fait existe un lien entre augmentation de la taille du bilan de la Banque centrale et qualité de l’actif des fonds de pension lequel garantit le respect du versement des rentes au titre des retraites.

Son fonctionnement dans le cadre d’une lutte contre l’inflation

Tant que la planche à billets des banques centrales fonctionne sans conséquences sur l’inflation, la plupart des acteurs légitiment ce qu’ils pensent être encore une version nouvelle des politiques monétaires. Les choses changeront lorsque lesdites banques centrales vont commencer à relever les taux directeurs avec pour première conséquence une élévation du coût des dettes publiques. Désormais on s’attend à une hausse quasi programmée des taux et donc les swaps de taux vont commencer à fonctionner à l’envers : les fonds de pension vont certes bénéficier de taux plus élevés sur les nouvelles couches de dettes publiques achetées mais vont connaitre des flux contraires sur les swaps. Désormais la contrepartie va payer un flux de plus en plus faible, aux fonds de pension alors que ces derniers devront verser des flux de plus en plus lourds, nouvelle configuration de l’échange qui va exiger de fortes garanties en termes d’appel de marge. A court terme l’actif en dette publique reste encore peu rémunérateur puisque seules les nouvelles couches de dette sont plus rémunératrices. A l’inverse l’immense bloc des contrats de swaps devient désastreux ( on mange du capital) ce qui vient poser la question de la solvabilité des fonds de pension. N’oublions pas en effet que l’exigence de passif (le paiement des pensions) reste intangible et peut même s’accroitre si les contrats de retraite sont indexés sur un quelconque indice dont bien sûr celui de l’inflation. Les appels de marge augmentant il faudra alors vendre des actifs publics dévalorisés: les taux ayant augmenté ils valent moins. Ajoutons que pour des questions techniques de duration la chute de valeur est plus forte que dans les périodes classiques de remontée des taux (un point de base en plus est en 2022 à l'origine d'une baisse 2fois plus élevée qu'en 1994 ou 1999). L’Etat lui-même augmentant ses recours au marché pour combler un déficit public que le pouvoir politique développe sans nuance, l’offre de titres devient excessif et entraine avec lui une hausse des taux jugée de plus en plus insupportable. Nous avons là la description de la crise financière britannique avec un taux sur dette publique qui dépassera les 4,6% fin septembre dernier. Les swaps de taux devenant des produits dangereux peuvent devenir l’amorce d’une crise financière présentant aussi d’autres dimensions ( déplacement massif de capital vers les USA en raison de la nouvelle politique de la FED, chute du prix des actifs financiers classiques, faillite FTX et effondrement des cryptomonnnaies  etc.)

La dimension potentiellement macroéconomique de la crise.

Les fonds britanniques sont importants, ils gèrent plusieurs milliers de régimes à prestations définies et concernent plus de 10 millions de bénéficiaires. La masse financière correspondante totalise 1500 milliards de livres, soit plus de la moitié du PIB britannique.

Il n’y a pas que les fonds de pension britanniques qui se trouvent en première ligne. Ainsi les fonds de pension néerlandais dont le modèle est proche des fonds britanniques sont beaucoup plus importants et totalisent 80% de la totalité des actifs des fonds européens. D’où les recommandations de la banque centrale néerlandaise qui invite les fonds à constituer des réserves de cash suffisantes pour résister aux appels de marge. D’où aussi la mise en chantier de la transformation du régime  des retraites et passer de celui des prestations définies à celui du capital défini, avec bien entendu pour effet de ne plus garantir le montant des retraites.

Avec l’argent facile le système se nourrissait et garantissait des revenus qui eux-mêmes garantissaient des dépenses et donc la demande macroéconomique. Avec la lutte contre l’inflation,  ses effets sur la fin de l’argent facile et ses conséquences sur la chute des indices obligataires des Etats ( -17,93% entre janvier et octobre 2022) , c’est toute une chaine de garanties qui se trouve attaquée et donc une nouvelle source de précarisation de la demande macroéconomique. Plus globalement encore le total des actifs mondiaux des fonds de pension dépasse aujourd’hui le PIB américain. Tous ne sont pas gérés de façon aussi prudente qu’en Europe et donc les comparaisons ne sont pas aisées. Par contre il fait signaler que le dispositif des prestations définies est en très fort recul, ce qui signifie davantage de sécurité financière mais fort recul de sécurité économique : la précarisation des équilibres macroéconomiques est au bout du chemin de la financiarisation.

 

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4 novembre 2022 5 04 /11 /novembre /2022 19:33

La vidéo proposée ci-dessous est une bonne illustration et un bon résumé de la douzaine d'articles consacrés à la crise énergétique que nous avons publié sur le blog cette année. Loïk Le Floch-Prigent interrogé par Marianne analyse avec  précision et grande simplicité l'histoire de l'effondrement énergétique de la France. Rappelons  que monsieur Le Floch- Prigent fut président de Gaz de France et PDG d'Elf Aquitaine pendant de très nombreuses années. 

L'intérêt de l'interview est qu'il fait remonter très loin les causes de la marche vers l'effondrement d'un dispositif qui était de loin le plus performant de la planète jusqu'au début du présent siècle. C'est en effet en pleine fin de cohabitation et en pleine compétition entre Chirac et Jospin - 13 mars 2002- que la France décide  droite et gauche rassemblée, de se conformer -dans une rencontre de chefs d'Etat européens à Barcelone- à la volonté Bruxelloise en renonçant  aux monopole des services publics. Ces grands serviteurs de l'Etat qu'étaient les ,ingénieurs du couple EDF-GDF savaient déjà que la construction rationnelle et ultraperformante menée depuis la seconde guerre mondiale se terminait en cette fin d'hiver 2002. L'ère des grands organisateurs chère à James Burnham s'achevait et le pouvoir ne supportait plus ce que l'on appelait à cette époque "l'Etat EDF". Les grands ingénieurs devaient laisser la place au grand marché. A partir de ce moment tout devenait clair et l'industrie de l'énergie devait s'asseoir  dans un toboggan: 

- La concurrence devait laisser une place grandissante aux énergies renouvelables dont l'intermittentes pouvait -pensait-on - être contenue par la magie du marché.

- L'électricité n'étant pas stockable il fallait Parallèllement construire autant de puissance que celle de ces nouvelles énergies pour assurer l'équilibre entre électrons appelés et électrons produits. D'où le propos de Le Floch- Prigent  selon lequel l'éolien massif  suppose un recours tout aussi massif au gaz. D'où un stock global de capital installé plus lourd et donc des rendements globaux plus faibles. 

- l'équilibre instantané et  obligatoire, entre énergie appelée et énergie produite dans un contexte de concurrence imposée, suppose la naissance de marchés à terme dont la  liquidité doit-être impérativement assurée par  la financiarisation et la naissance des titres correspondants. D'où, au- delà du cout marginal comme prix directeur, l'immersion de l'industrie de l'énergie  dans la spéculation financière.

- La concurrence devenue obligatoire dans un contexte où EDF reste de loin le meilleur suppose la création d'un marché artificiel dans lequel baignera des entreprises tout aussi artificielles. Il faudra près d'une dizaines d'années pour son accouchement (Loi NOME de janvier 2010) et rendre possible le ponctionnement d'EDF par le dispositif ARENH que nous avons longuement discuté. Désormais EDF sera privé des amortissements souhaitables lesquels deviendront les couts et résultats des entreprises artificielles. Le Floch Prigent évoque cela très simplement avec l'exemple d'un boulanger.

-Parce qu'artificiel le marché de l'énergie ne peut tenir que fortement encadré par une bureaucratie complexe à l'échelle de l'entreprise mais aussi à l'échelle du pays et à celle de l'Europe. Des milliers d'emplois improductifs mais de haut niveau sont ainsi crées et vont concourir à l'affaissement du dispositif.

- L'entreprise EDF est invitée à entrer pleinement dans la concurrence internationale. Il s'agit d'acquérir en toute hâte la culture mondialiste des grandes entreprises internationales et d'oublier le parc électro nucléaire français que l'on ne peut plus entretenir et qui doit être progressivement abandonné.

- La perte progressive de toutes les compétences fera que toute renaissance sera très difficile, d'où des délais planifiés 2 fois plus importants aujourd'hui pour construire une centrale qu'il y a trente ans. L'affaissement du pays est donc durable et concerne plusieurs générations.

Arrêtons de commenter ce qui devient le prochain drame français et laissons parler Monsieur Le floch-Prigent.

Bonne écoute.

 

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31 octobre 2022 1 31 /10 /octobre /2022 08:58

 Après une polémique concernant une accusation de plagiat, le livre de Gael Giraud qui devait être publié en mars dernier est enfin en librairie. L'auteur y propose des outils très nouveaux de compréhension du monde. Invité par Olivier Berruyer dans le cadre de sa chaine "Elucid", il développe largement les thèmes qu'il déploie sur plus de 800 pages. Beaucoup de passages intéressent directement les préoccupations du présent blog et c'est la raison pour laquelle nous nous permettons de publier les échanges très intéressants entre Gael Giraud et Olivier Berruyer. En particulier on pourra suivre attentivement les questions de la finance, des banques, de la crise financière, de l'euro, des banques centrales, etc. Ces échanges  concernent les 15 dernières minutes de la vidéo. les lecteurs également intéressés par la philosophie et la sociologie pourront apprécier les distances ou rapprochements avec les travaux d'un Philippe Descola ou de ceux du regretté Bruno Latour.

Bonne écoute.

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28 octobre 2022 5 28 /10 /octobre /2022 06:00

L’Europe se divise autour de la question de la crise énergétique. Aucun pays n’ose aborder la question centrale du marché de l’électricité dont le prix se fixe sur un coût marginal construit autour du gaz. La France est de ce point de vue le pays qui aurait le plus besoin de l’abolition du marché et le retour au système antérieur pratiqué par EDF. Parce que personne n’aborde cette question tabou - alors que le prix de marché est devenu meurtrier pour tous les usagers- les rencontres européennes sont devenues lieu de propositions entre tricheurs : on ne peut plus supporter le signal prix de marché, mais  parce qu’ on ne peut en parler , alors on multiplie les propositions pour cacher le problème. Ainsi on tente d’inventer d’autres « signaux-prix » en contournant le marché sans le renier. Tel est le cas de la position allemande qui tout en sacralisant le marché se propose néanmoins de le contourner par des aides publiques massives qui elles -mêmes présentent le gros défaut de délaisser les règles du marché unique. Tel est aussi le cas de la position française qui veut bloquer le prix de marché par l’idée de plafond. Tel est aussi le cas de la position de la Commission qui évoque un cartel européen (une plateforme selon le langage moderne) des achats pour améliorer artificiellement une position de marché. Tel est enfin le cas de la même Commission qui se propose de limiter la volatilité des prix en contournant les règles de la finance de marché. Les notes techniques des différents acteurs et de leurs personnels – (pensons à ces veilleurs de la concurrence que sont les personnels du CRE en France)- sont de plus en plus complexes et difficiles à comprendre. Elles matérialisent aussi (tout en les cachant) les oppositions frontales des intérêts entre les différents pays. C’est la raison pour laquelle nous proposons ce matin de reprendre les propos très abordables d’une syndicaliste très compétente et très claire sur le sujet pour approcher cette question centrale. Nous nous permettons ainsi de reproduire l’interview d’Anne Debrégéas réalisé par « Basta ! ». Les propos tenus par l’intéressée ne sont pas exempts d’oublis et de critiques et nous y reviendrons dans un prochain article.

Bonne lecture.

INTERVIEW d'ANNE DEBREGEAS

Avec la guerre en Ukraine et les tensions autour des approvisionnements en gaz, le grand public a découvert, fort étonné, que le prix de l’électricité dépendait des cours mondiaux du gaz. Comment est-ce possible ? A fortiori en France où l’essentiel de la production électrique est d’origine nucléaire ?

Anne Debrégéas : Pour comprendre, il faut revenir sur la manière dont est fixé le prix de l’électricité. Pour produire de l’électricité, on a des coûts fixes - frais de construction des centrales, frais de raccordement et d’entretien qui doivent être assumés, que la centrale produise ou pas – et des coûts variables, qui s’y ajoutent. C’est essentiellement le coût des combustibles, mais également d’autres coûts comme le « coût du CO2 » (qui pénalise les types d’énergies les plus fortement émettrices de gaz à effet

Pour fournir l’électricité correspondant à la consommation, les producteurs « appellent » en premier lieu les centrales qui leur coûtent le moins cher en termes de « coût variable », en l’occurrence les énergies renouvelables. Viennent ensuite le nucléaire, puis les centrales à base de combustible fossile, dans un ordre qui dépend des cours des différents combustibles, actuellement le charbon puis le gaz, et si nécessaire, le fioul. Et pour chaque filière, les centrales les plus efficaces sont appelées en premier : ainsi les centrales à cycle combiné gaz (CCG) sont appelées avant les turbines à gaz dont le rendement est moins bon.

Or, le prix du marché est fixé en fonction du coût variable de la centrale la plus chère disponible au niveau européen pour produire une unité (un MWh) supplémentaire, c’est-à-dire le plus souvent une centrale à gaz, même si elle n’entre que pour une faible part dans la production totale d’électricité. C’est ce qu’on appelle le coût marginal, soit le coût d’une production supplémentaire d’un MWh. C’est pourquoi le prix de l’électricité est extrêmement dépendant du cours du gaz, qui a beaucoup augmenté ces derniers mois.

Quelles sont les raisons de cette augmentation des cours du gaz ?

Cela s’est fait en plusieurs phases. Il y a eu une augmentation de la demande après le Covid, au printemps 2021, notamment en Asie ; et des problèmes techniques du côté des moyens de production, également liés au Covid, notamment en Norvège. Ensuite, les acteurs gaziers n’ont pas suffisamment rempli les stocks de gaz avant l’hiver, dans une gestion spéculative de court terme, et pour le gazier russe Gazprom en prévision des tensions géostratégiques à venir. Il y a aussi eu les problèmes et conflits autour du gazoduc Nord Stream 2, qui relie la Russie à l’Allemagne en passant sous la mer Baltique. Et enfin, la guerre en Ukraine, qui a tout fait flamber à partir de février 2022. L’Europe a dû mettre en service aussi vite que possible des terminaux méthaniers permettant de faire venir du gaz liquéfié par bateau, en provenance par exemple du Qatar ou des États-Unis (gaz de schiste). On arrive à des prix de marché qui ont dépassé 1000 euros le MWh cet été et qui sont aujourd’hui aux alentours de 500 ou 600 euros le MWh, soit une multiplication par 10 à 20 par rapport aux prix d’avant la crise !

Ces prix n’ont rien à voir avec les coûts de production de l’électricité en Europe, et encore moins en France même si ceux-ci ont augmenté ces derniers mois…

Effectivement. En France, en 2021, le coût de production du MWh a augmenté d’environ 4 %, pour atteindre environ 60 euros/MWh. En 2022, l’augmentation du coût de production a été bien supérieure. D’une part parce que le parc nucléaire ne produit pas du tout ce qu’il devrait produire – beaucoup de centrales sont à l’arrêt – et d’autre part parce que la production hydroélectrique est également en forte baisse cette année, du fait de la sécheresse. Nos centrales à gaz, bien que pénalisées par un coût du gaz très élevé, ont tourné davantage et la France a également dû importer davantage d’électricité au prix du marché, qui a explosé. En conséquence, le coût de production de l’électricité consommée en France en 2022 aura probablement plus ou moins doublé, mais nous ne disposons pas encore de toutes les données. On reste cependant loin du prix de vente, à 500 ou 600 euros le MWh !

« Ces fortes variations de prix menacent le budget des ménages et des communes, la survie des entreprises et la capacité des consommateurs à investir dans l'isolation »

Selon la théorie ultralibérale de l’Union européenne (UE), ces prix de marché, très volatils, devraient être parfaitement reportés dans les factures des usagers. La Commission européenne a ainsi imposé à tous les fournisseurs de proposer à ses clients une offre en tarification dynamique, qui reflète le plus possible, jour par jour, voire heure par heure, les prix de marché. C’est ce type d’offres qui a conduit des familles texanes à se retrouver avec des factures à plusieurs milliers de dollars, à la suite d’un épisode de grand froid dramatique durant l’hiver 2020-2021. C’est également ce qui a conduit les consommateurs espagnols à voir leurs factures augmenter très vite, dès l’été 2021, à la suite de l’envolée du prix du gaz. Très bonne élève de l’UE, l’Espagne avait appliqué des tarifications reflétant très bien les prix de marché. « L’exception ibérique », qui a conduit l’Espagne et le Portugal à obtenir une dérogation au marché, ne provenait pas du tout de leur situation moins bien interconnectée au réseau européen ni à la part de renouvelables dans leur parc de production, comme cela a été dit, mais bien de choix politiques.

Ces fortes variations de prix menacent le budget des ménages et des communes, la survie des entreprises et la capacité de tous les consommateurs à investir en faveur de la réduction de la consommation et de la décarbonation, notamment par l’isolation des bâtiments ou l’électrification de procédés industriels et des usages résidentiels.

Face à ces variations, il existe le tarif « réglementé », c’est-à-dire en partie encadré par l’État. Comment protège-t-il les particuliers ?

Avant l’ouverture des marchés au début des années 2000, il n’y avait qu’une seule grille tarifaire pour tout le monde, basée sur le coût de production de l’électricité en France. Cette grille se déclinait en différents tarifs selon les niveaux de consommation, la répartition de la consommation dans la journée (notamment la part de consommation aux heures de forte tension, dites « heures pleines ») et la capacité de baisser la consommation certains jours (option Tempo). Depuis 2015, seuls les particuliers, les toutes petites entreprises et les toutes petites collectivités peuvent encore en bénéficier. Donc les autres sont exposés de plein fouet au marché.

Certaines communes ont vu leurs factures multipliées par quatre, voire dix et certaines entreprises, également. Par ailleurs, le tarif réglementé qui subsiste pour les particuliers, les toutes petites entreprises et les communes a été dénaturé. Son mode de calcul a été modifié dans le but de favoriser la concurrence. Même le tarif réglementé se trouve ainsi partiellement indexé sur les prix de marché ! Dénaturé, inaccessible pour une catégorie de consommateurs, il protège donc de manière insuffisante. De plus, il est appelé à disparaître à terme, tout comme le tarif réglementé du gaz qui s’éteindra en juillet prochain, malgré la crise.

Vous dites que la concurrence, indispensable selon l’UE et le gouvernement français est « impossible » dans le secteur électrique. Pourquoi ?

Qu’est-ce qu’un système électrique ? Un réseau et des centrales de production. Tout le monde s’accorde pour dire qu’il n’y a pas de concurrence possible sur les réseaux. Que c’est un monopole naturel, avec essentiellement des coûts fixes. Une fois que les lignes sont construites, qu’elles servent ou pas, cela ne change rien en termes de coût. Personne ne pense pour le moment que ce serait malin de construire plus de lignes qu’il n’en faut pour ensuite les mettre en concurrence.

Même chose pour les centrales de production. Ce qui coûte, c’est essentiellement d’investir dans des centrales qui vont durer plusieurs décennies. Donc, c’est une vue de l’esprit que d’imaginer qu’on va construire plus de centrales qu’il n’en faut pour ensuite les mettre en concurrence. Ce serait un délire économique et écologique. Seul l’État est à même de planifier les investissements nécessaires pour que, même en pic de demande, on ait suffisamment de production pour satisfaire tout le monde.

Il faut en plus une parfaite correspondance entre la production et la consommation alors même que ladite consommation est difficile à prévoir, car elle dépend beaucoup de la météo, de même que la production. Ajoutons que l’on a peu de moyens pour stocker. L’équilibre parfait entre consommation et production, indispensable pour ne pas aller au black-out, est donc très compliqué à maintenir et exige d’utiliser la complémentarité de chaque centrale (certaines sont plus adaptées pour fonctionner de manière régulière toute l’année, d’autres sont plus flexibles, mais plus chères, etc.). On imagine difficilement une entreprise privée gérer cette complexité.

On entend bien sûr des gens nous dire que l’on peut introduire de la concurrence dans la production d’électricité, mais il s’agit en fait de délégation de service public. C’est toujours l’État qui planifie combien on doit construire de centrales nucléaires, ou de centrales renouvelables. Ensuite, il fait un appel d’offres et là, on a des entreprises privées qui se font concurrence. Mais c’est en amont du système de production. Une fois qu’elles ont gagné l’appel d’offres, elles ont un prix d’achat de l’électricité garanti sur la durée de vie de la centrale.

« Le fournisseur ne peut pas choisir son électricité, c’est la même pour tout le monde. Il met juste son logo sur la facture »

Ce développement du parc de production par planification et rémunération par des mécanismes hors marché basés sur des rémunérations garanties par l’État a toujours existé en France, à l’exception près du développement des cycles combinés gaz (CCG) pendant une courte période, peu avant 2008 : les investissements ont été guidés par le marché, avec une rémunération basée sur les prix de marché. Mais l’effondrement qui a suivi de ces prix de marché a provoqué des difficultés financières et des mises sous cocon, obligeant l’État à intervenir et mettant fin à cette seule expérience d’investissement piloté par le marché.

Hormis cette exception, le parc historique (principalement nucléaire et hydraulique) a été développé par le monopole public sur décision et financement publics. Il est d’ailleurs regrettable que ce parc largement amorti vende aujourd’hui une partie de son électricité sur les marchés, engendrant des sur-rémunérations très importantes dont une partie revient aux actionnaires des entreprises productrices au détriment des consommateurs.

Devant l’impossibilité d’introduire la concurrence dans la production d’électricité et les réseaux de distribution, ses partisans l’ont fait dans la commercialisation de l’électricité qui ne représente qu’une toute petite partie du coût final et qui est factice, dites-vous. Pourquoi ?

Pourquoi factice ? Parce qu’il n’y a pas vraiment d’activité de vente de l’électricité. Dans l’alimentaire, on peut avoir des entreprises qui sont des détaillants, qui vont aller chercher la nourriture, la transporter, la « packager », etc. En électricité, cela ne marche pas du tout comme ça. Le fournisseur, il ne peut pas choisir son électricité, c’est la même pour tout le monde. Il ne peut même pas dire : telle centrale va alimenter tel client. Il ne la transporte pas non plus, ne la distribue pas, il ne la stocke pas. Il ne compte même pas combien son client a consommé, c’est Enedis (le gestionnaire du réseau de distribution) qui le fait. Donc, finalement, le fournisseur ne fait rien du tout. Il met juste son logo sur la facture.

Aujourd’hui, la seule différence entre les fournisseurs, c’est le prix, car plus personne ne croit à la promesse des « offres vertes ». La décision d’avoir plus ou moins d’énergies renouvelables, cela se fait au moment où on investit dans le parc, pas une fois que le parc est construit. Et ce ne sont pas des tarifs différenciés d’achat de l’électricité qui vont permettre d’investir significativement dans des moyens de production : ce sont des décisions politiques, au travers de la planification et des mécanismes de tarif d’achat garanti. Ces décisions devraient être davantage contrôlées par les citoyens, par exemple par un vote sur le scénario énergétique mis en œuvre (définissant la part des différentes énergies), mais cela ne peut pas se faire par le marché.

Pour quelles raisons le gouvernement, et l’Europe, sont-ils si attachés alors à ce système de faux-semblant qui n’a pas l’air de fonctionner ?

C’est du pur dogmatisme. Ils ne veulent pas sortir du marché. Ni admettre que la concurrence n’est pas possible en électricité, et qu’elle ne sert à rien, et surtout pas à faire baisser les prix. Pourtant, ils reconnaissent aujourd’hui que ce système est absurde. Notre ministre de l’Économie Bruno Le Maire a, semble-t-il, découvert il y a un an qu’il était aberrant que le prix du gaz détermine le prix de l’électricité . Emmanuel Macron a dit la même chose en juin dernier, lors du G7 qui s’est tenu en Bavière. Plusieurs pays qui disaient que le marché fonctionnait très bien, comme l’Allemagne ou l’Autriche, commencent à reconnaître qu’il y a de très gros problèmes. Même Ursula Von der Leyen, la présidente de la commission a dit que cela ne fonctionnait plus – comme si cela avait déjà fonctionné ! – et qu’il fallait donc une réforme en profondeur.

« Les consommateurs, les grandes entreprises, et même le Medef, demandent un coût fixe et stable, et de la visibilité »

De plus en plus de gens disent que le prix de marché ne peut pas servir à rémunérer les moyens de production, car ils sont trop volatils. Mais rien ne bouge, car ils ne veulent pas sortir du marché. Ils essaient donc de faire des bidouilles pour garder ce prix de marché complètement aberrant en plafonnant par exemple la partie du gaz qui sert à produire de l’électricité. Des mécanismes complexes, difficiles à appliquer, auxquels personne ne comprend rien et qui ne vont pas résoudre durablement le problème. Au mieux, ce sera « moins pire » qu’actuellement, mais on ne peut pas s’en contenter !

Que faudrait-il faire, alors, pour calculer le prix de l’électricité ?

Tout ce que demandent les consommateurs, y compris les grandes entreprises et même le Medef, c’est un coût fixe et stable, et de la visibilité. Il faut donc revenir à une grille tarifaire basée sur les coûts de production. C’est la seule manière de garantir les investissements que l’on fait et d’assurer une équité de traitement des consommateurs. Avec les marchés, chacun se débrouille seul avec ses fournisseurs, certains payent plus cher que d’autres. C’est invraisemblable pour un bien commun.

La mise en place d’une grille tarifaire n’empêche pas d’avoir des objectifs écologiques et sociaux. On peut décider que l’on va pénaliser les fortes consommations et donner de la gratuité pour les premiers usages par exemple.

Est-ce possible d’adopter cette stratégie rapidement ?

Bien sûr. L’idéal ce serait de dire : on sort du marché à la maille européenne et on met en place un opérateur public qui exploite le système européen comme faisait EDF à la maille française. Mais il faut convaincre tous les pays. En attendant, la France peut d’ores et déjà décider d’avoir un seul acteur public avec des tarifs basés sur les coûts de production. Cet acteur public peut très bien s’intégrer dans le marché européen : les bourses européennes verront l’acteur public comme elles voient aujourd’hui plein d’acteurs privés ou partiellement publics et on continuera à payer nos interconnexions au prix du marché si on n’arrive pas à faire mieux. Cela ne remet pas du tout en cause le fonctionnement des autres. C’est possible techniquement, relativement simple à mettre en place, et l’efficacité est garantie.

N’est-ce pas contraire aux textes européens ?

Si. Car ces textes disent qu’il doit y avoir la concurrence au niveau des fournisseurs, et que les prix de marché sont obligatoires. Les directives relatives à la libéralisation du secteur de l’électricité et du gaz sont clairement antinomiques avec le principe d’un monopole public dans le secteur électrique. Mais en ce moment, il y a sans arrêt des dérogations parce que tout le monde voit bien que ça ne marche pas. Donc, c’est peut-être le bon moment pour dire : les textes, ça ne marche pas donc nous on fait autrement. Cela n’engage à rien pour les autres, cela ne change en rien nos modes d’échanges avec les autres, cela ne va pas changer la solidarité européenne, mais chez nous, cela va protéger les consommateurs de prix complètement aberrants et favoriser l’investissement dans la transition énergétique. Qu’est-ce qui va se passer si on fait ça ? Pas grand-chose, me semble-t-il…

Notre ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, mais elle n’est pas la seule, dit que cette sortie du marché européen est impossible, car cela reviendrait à se passer de la solidarité européenne, c’est-à-dire des importations d’électricité dont nous avons besoin. Qu’en pensez-vous ?

Je trouve cela honteux. Soit notre ministre ne comprend rien au système électrique, soit elle ment sciemment. Sortir du marché européen ne remet pas en cause les échanges transfrontaliers avec nos voisins européens. D’ailleurs, ces interconnexions sont bien antérieures à la mise en place des marchés et la France n’a pas connu d’évolution significative des volumes exportés depuis l’ouverture des marchés. L’interconnexion physique, c’est-à-dire le développement ou le renforcement de lignes transfrontalières, est déterminée en fonction des coûts du système électrique et non des prix de marché, impossibles à estimer sur des horizons de plusieurs décennies.

Les 13 et 14 septembre dernier, des députés de la NUPES ont interpellé le gouvernement sur ce point, pour demander si revenir à un système public remettrait, ou pas, en cause le système européen. Ils ont refusé de répondre. Nos entreprises EDF et RTE pourraient dire, elles aussi, que ce n’est pas vrai. Mais tout le monde se tait. Sur cette question du marché de l’électricité, il y a les intérêts privés d’entreprises comme TotalEnergie qui se rémunèrent grassement, mais il y a aussi une sorte d’autocensure à tous les niveaux. On est face à une montagne. Tout se passe dans l’ombre. Ce sont des négociations européennes, on ne sait jamais clairement quelle position la France va défendre, on peut encore moins en débattre. C’est incroyable !

Propos recueillis par Nolwenn Weiler
 

 

 

 

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11 octobre 2022 2 11 /10 /octobre /2022 13:22

La France et l’Allemagne s’opposent sur la question du gaz, la première proposant un prix d’achat à ne pas dépasser et la seconde préférant une politique nationale d’aide dont l’enveloppe générale se monterait à 200 milliards d’euros.

Les difficultés de la technique du plafond de prix

Si l’on propose un prix plafond sans fixer, dans les contrats, les quantités concernées, ces dernières apparaitront comme un résultat ne correspondant pas nécessairement aux demandes nationales pour les différents pays. Cette considération n’est que le résultat banal de la théorie économique traditionnelle : pour un prix donné, la demande est celle correspondant aux demandes agrégées des participants au marché. A priori, il serait question d’une plateforme européenne d’achat de gaz avec redistribution aux différents acheteurs, en particulier privés, qui, jusqu’ici, négociaient des contrats de longue durée. Dans le cadre européen, cette plateforme faisant apparaître un acheteur unique est probablement juridiquement contestable mais surtout pose de redoutables problèmes.

 Si Bruxelles fixe un maximum faible, la demande sera excédentaire par rapport à une offre déficitaire. En effet, le gaz russe - désormais d’accès interdit- participe à la limitation mondiale de l’offre disponible. Dans ces conditions, on voit mal les fournisseurs américains, norvégiens, etc. préférer le ravitaillement de l’Europe face à des débouchés plus rémunérateurs sur d’autres continents. Il en résultera des quantités insuffisantes qu’il faudra répartir entre les pays. Comme l’Allemagne est de très loin le pays le plus gros consommateur, son industrie sera relativement plus pénalisée que celle des pays dont la base industrielle s’est déjà largement évaporée. La réalité concrète est sans doute un peu plus nuancée en raison de la rigidité des infrastructures de livraison. Ainsi la Norvège est dépendante des oléoducs qui assurent l’exportation de son gaz, ce qui réduit son pouvoir de négociation. Toutefois les acteurs de la branche sont les entreprises classiques du secteur  (Statoil, Exxonmobil, Total, Conoco philips, etc.). Il est donc évident que la souplesse des méthaniers de ces  mêmes compagnies - lesquels circulent aussi bien depuis l’Amérique que depuis la Norvège-  permettrait aisément de rétablir la force de négociation de la Norvège.

Si Bruxelles fixe un maximum  élevé, la quantité disponible à répartir sera naturellement plus importante puisque les offreurs seront attirés par un effet-prix attractif. La limitation des quantités disponibles sera plus supportable pour l’économie Allemande. Toutefois l’écart de prix avec les zones bénéficiant d’une énergie abondante (essentiellement les USA, où cet écart est passé de 1à 2 en 2019 et  à 7 en 2022) sera beaucoup plus importante et justifiera des délocalisations industrielles au détriment de l’Allemagne… et des délocalisations aussi attirées par des politiques gouvernementales telles que celles proposées par « l’inflation Reduction Act » américain. Cet écart étant probablement durable en raison de coupures probablement définitives des northstream 1 et 2, il y a menace sur l’existence même de l’industrie allemande.

Quel que soit le niveau choisi de prix maximum, L’Allemagne ne peut que refuser cette politique proposée par la France et quelques autres pays.

Les difficultés de la technique du bouclier tarifaire.

Le choix de l’Allemagne est clairement celui du maintien durable de son industrie à l’intérieur des frontières nationales. Elle semble vouloir y associer des moyens colossaux (200 milliards d’euros soit 5% de son PIB) essentiellement orientés vers des boucliers tarifaires. Ces moyens, maladroitement cachés dans un véhicule indépendant du budget fédéral, sont aussi autorisés par un endettement public allemand beaucoup plus modéré que partout dans le monde. Un effort semblable est impensable pour les compétiteurs de l’Allemagne en particulier la France et l’Italie. S’agissant de la France, le bouclier tarifaire qu’il faudrait retenir serait d’environ 135 milliards d’euros, alors que les moyens retenus sont respectivement de 24 milliards pour 2022 et 45 milliards pour 2023. S’agissant de l’Italie le bouclier tarifaire à retenir pour le niveau de protection retenu par l’Allemagne serait d’environ 95 milliards d’euros alors que les moyens retenus sont de l’ordre de 40 milliards. Bien évidemment ces énormes différences résultent des conditions macroéconomiques avec une Allemagne dont la dette publique ne se monte qu’à 70% du PIB alors qu’elle est abyssale pour la France (113%) et l’Italie ( 150%).

L’Allemagne, après avoir bénéficié pendant plusieurs dizaines d’années d’un taux de change favorable , taux de change autorisant des excédents commerciaux anormaux et jamais dénoncés par Bruxelles (jusqu’à 10% du PIB), tente aujourd’hui de profiter de la crise de l’énergie pour introduire une nouvelle sur-compétitivité autorisant la  pérennisation de son modèle de développement. L’Allemagne a pu administrer l’Europe à partir de la mise au pas de la Grèce. Elle n’a plus les moyens de se sauver en blessant davantage ces grands pays que sont la France ou l’Italie. Hélas, ce n’est pas la solution française de prix maximum qui permettra la résolution de la crise et il faudra payer le prix de dizaines d’années de politiques publiques folles. Tous nos articles concernant la crise de de l’énergie sont là pour en témoigner[1].


http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/09/prix-de-l-electricite-un-probleme-sans-solution.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/09/marche-de-l-electricite-vers-une-crise-du-couple-franco/allemand.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/09/electricite-passer-d-un-capitalisme-de-connivence-bureaucratique-a-un-service-public-rationnel.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/09/le-g7-et-le-prix-plafond-pour-le-petrole-russe-consequences.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/08/edf-va-t-on-achever-la-bete-apres-l-avoir-tant-saignee.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/07/ce-que-pourrait-etre-une-nationalisation-d-edf.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/05/pourquoi-payer-le-gaz-russe-avec-des-roubles.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/02/en-route-vers-une-nouvelle-crise-de-l-energie.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2022/01/delirante-annee-2022-l-equivalent-de-40-du-budget-militaire-de-la-france-pour-sauver-le-marche-de-l-electricite.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2021/11/electricite-que-faire-pour-acceder-a-des-prix-maitrises.html

http://www.lacrisedesannees2010.com/2021/10/le-marche-de-l-electricite-ou-le-grand-gachis-de-la-bureaucratie-neoliberale.html

 

 

[1]

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5 octobre 2022 3 05 /10 /octobre /2022 13:47

Lorsque EDF fut invitée à embrasser la logique du marché, elle fut d’abord, à la fin des années 90, orienté vers la recherche de débouchés internationaux, non pour vendre de l’électricité, mais pour diffuser le remarquable outil de production qu’elle venait de construire en France. Cette recherche fut un échec en raison des structures organisationnelles et culturelles de l’entreprise beaucoup plus orientées vers une stratégie d’optimisation d’un service public que vers celle de maximisation d’une rentabilité.

Lorsque quelques années plus tard Bruxelles devait imposer une logique de distribution de l’électricité selon les règles de la « concurrence libre et non faussée », la question de la disparition du monopole fut posée. L’infrastructure réseau du monopole ne soulevait guère de difficulté, et Bruxelles devait accepter la logique du monopole naturel impliquée par un coût marginal nul : on ne touchera pas à l’infrastructure réseau. Par contre, la question de l’infrastructure de production de l’électricité devait être posée et, fort logiquement, EDF aurait dû disparaitre comme  avait disparu la Standard Oil of New Jersey en 1911 : l’entreprise aurait dû être démantelée et ses unités de production - dont les centrales nucléaires- réparties entre plusieurs entreprises juridiquement indépendantes et ce, avec une interdiction  d’une quelconque structure de holding.

Toutefois Bruxelles avait tort d’imaginer que le monopole EDF pouvait être démantelé comme devait l’être aisément la Standard Oil un siècle plus tôt. Un peu d’histoire comparée permet de comprendre cette réalité.

« Le monstre Standard oil » était industriellement démontable

Lorsque la technique du forage et de production par jaillissement fut inventée en 1859 par le colonel Drake, très vite s’est créée une industrie du pétrole très instable avec des périodes de surproduction ruineuse pour les producteurs et des périodes de sous production au détriment des utilisateurs. Chaque producteur isolé - ne faisant face qu’à des coûts fixes - avait intérêt à produire le maximum permis par le forage. Il en résultait globalement une offre surabondante de pétrole, une chute des prix et l’impossibilité pour chaque producteur de faire face aux coûts fixes correspondant au forage. La faillite des petits producteurs entrainait alors une offre insuffisante et des prix devant à nouveau s’accroître, le tout justifiant le renouveau du scénario et la crise suivante. Observateur avisé, Rockefeller devait en conclure que la concurrence ne pouvait faire naître un marché stable et qu’il fallait édifier une situation de monopole. Ce monopole fut progressivement construit par le biais d’une centralisation des achats et d’un prix affiché sur chaque gisement. Technologiquement, cette édification ne passait pas par une maîtrise industrielle haut de gamme, situation rendant relativement aisée le démantèlement de l’entreprise par l’application des lois antitrust et du Sherman Act. Et loin d’être une industrie haut de gamme, un entrepreneuriat non spécialisé pouvait aisément acquérir la technique du forage et de la production. Situation expliquant une vive concurrence elle-même tueuse d’un marché compétitif à remplacer par un monopole. Clairement, il n’existait pas de barrière à l’entrée et l’industrie pétrolière américaine devait - après le démantèlement-  continuer à se développer non pas en situation de pleine concurrence mais dans une situation à tout le moins dé monopolisée.

Le monstre EDF n’est pas industriellement démontable

EDF était dans uns situation très différente et devait constituer depuis 1946 un monopole public chargé d’une mission de service public. Cette ambition était en cohérence avec le recours à des technologies d’une très grande complexité et technologies accessibles à des coûts très élevés. C’était le cas de la construction des grands barrages dans les années 50 et davantage encore avec l’aventure nucléaire qu’aucun autre pays au monde n’aurait osé entreprendre. Economiquement cela signifiait des charges fixes colossales associées à des coûts marginaux très faibles voire nuls, donc des rendements croissants devant « ruisseler » vers une industrie compétitive à reconstruire. Le résultat fut exemplaire.

 Ce choix stratégique signifiait aussi des barrières à l’entrée très élevées et la quasi impossibilité de pénétrer sur le marché sauf par éclatement du monopole de production. Du point de vue d’EDF et de son actionnaire public, « casser » l’infrastructure de production en plusieurs blocs était aussi très difficile puisqu’au-delà de la résistance de la structure organisationnelle, cela correspondait à l’émiettement et donc l’alourdissement des charges fixes : plusieurs acheteurs en face des fournisseurs, plusieurs pôles de recherche et développement, et globalement pertes des structures de mutualisation.

Au début des années 2000 Bruxelles a fini par comprendre que le « monstre EDF » n’avait rien à voir avec ce qui constituait aux Etats-Unis le « monstre Standard Oil » et a laissé à la partie française le soin de proposer d’autres pistes pour générer un marché de l’électricité sans casser l’outil de production.

Contourner le monstre et le saigner pour générer un marché.

La solution fut celle de « l’ARENH » (Accès Réglementé à l’Energie Nucléaire Historique). Concrètement on oblige EDF à vendre une partie de sa production à des entités qui pourront ensuite revendre ladite production à des clients d’EDF. Ces entités désormais appelées « fournisseurs d’électricité » sont censées s’approvisionner aussi à d’autres producteurs et ce à un niveau national voire international par le jeu de bourses d’électricité. Afin d’assurer la bonne mise en valeur des capitaux investis dans les entités fournisseuses, il sera exigé qu’EDF vende son électricité à des coûts très faibles, ce qui revient à dire que pour EDF la marge qu’il pourrait se procurer par vente directe est mangée par les « faux clients » « fournisseurs d’électricité ». Ce subventionnement d’EDF devait aussi aboutir à la perte d’un grand nombre de clients finaux de l’ex-monopoleur.

Très concrètement, un véritable prix de marché de l’électricité peut naître et nous aurons- jusqu’à la guerre en Ukraine- près d’une quarantaine « d’entreprises » qui vont chevaucher le marché de l’électricité. Certaines seront aussi de vraies entreprises de production (Total Energies par exemple) mais les plus nombreuses ignorent complètement ce qu’est l’électricité et leur seul métier consistera à proposer des contrats qu’il s’agira de respecter en spéculant habilement sur les marchés à terme de l’électricité. Bien évidemment, au-delà du secteur de la finance qui voit dans l’électricité une  matière première providentielle, la Grande Distribution française et étrangère s’est précipitée sur le marché. Tant qu’il était possible au-delà de la garantie ARENH de trouver de l’électricité à des conditions avantageuses, ces fournisseurs pouvaient exister. Aujourd’hui, avec la guerre, l’électricité non nucléaire étant hors de prix, les contrats avec d’anciens clients d’EDF ne peuvent plus être respectés et les fournisseurs disparaissent du marché à rythme rapide….à moins d’augmenter, si possible régulièrement, le volume de l’ARENH à prélever sur EDF, ce qui a commencé dès avril 2022.

La privatisation d’EDF de novembre 2004 était bien évidemment un artifice et l’entreprise restait dans sa dimension production et ses actifs lourds, une entreprise publique. Ce caractère artificiel sera complété et confirmé par l’ARENH en décembre 2010 : jamais il ne serait juridiquement possible d’exiger d’une entreprise classique un subventionnement au profit de ses concurrents.

La renationalisation attendue sera elle-même complètement artificielle si la dimension service public reste oubliée en continuant à servir  un  faux marché de l’électricité.

Pas de fin du marché en vue et absence de solution

Nous en sommes là en cet automne 2022 : la liquidation des « fournisseurs d’électricité » et la fin d’un marché artificiel de l’électricité n’est pas encore dans l’air du temps. Mais il n’est pas non plus pensable de liquider « le monstre EDF » comme il fut naguère aisé de liquider « le monstre  Standard Oil ». Très vraisemblablement la nationalisation complète permettra aux quelques actionnaires privés d’EDF de ne plus protester contre un subventionnement qu’ils n’imaginaient pas en 2004. En même temps sera recherchée une simple amélioration très technique du dispositif ARENH : quelle répartition des quota-ARENH, quelles règles au titre de l’écrêtement lorsque l’ARENH demandé est supérieur au volume fixé ? etc. Autant de questions périphériques, voire complètement secondaires, ne portant que sur la performance des derniers combattants parmi les « fournisseurs d’électricité ». Le vrai problème, on l’aura compris, étant le retour au déploiement du service public d’électricité qui faisait naguère de la France le pays le plus avancé dans le secteur.

 

 

 

 

 

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24 septembre 2022 6 24 /09 /septembre /2022 15:51

En proposant aux utilisateurs de ne pas signer les contrats d’électricité sur des bases devenues léonines, Emmanuel Macron prend conscience du caractère ubuesque du marché de l’électricité. Il pense pouvoir élargir l’exception ibérique et protéger la France contre le tsunami. Techniquement, les choses sont d’une grande simplicité : il suffit de verser une subvention aux centrales produisant l’électricité à partir du gaz, pour plafonner le prix du KWh. Concrètement ce n’est pas un plafonnement du prix du gaz mais une aide à son achat permettant une baisse des coûts variables sur les unités de production les moins efficientes, précisément les centrales au gaz. Par ce biais, le prix de l’électricité serait contenu et toutes les unités plus efficientes verraient leurs rentes différentielles théoriques basées sur des coûts inférieurs (électricité nucléaire estimée à 49,5 euros le MWh, hydraulique estimé à 25 euros le MWh, etc.) rognées par la baisse des prix. Bien sûr cela reste théorique et dans le cas du nucléaire il n’y a plus de rente puisque celle-ci est plus que complètement absorbée par l’ARENH au seul bénéfice de prétendues entreprises qui ne produisent rien et vivent de la rente nucléaire. Dans le même temps bien sûr les utilisateurs, en particulier les branches grosses consommatrices d’électricité, connaitraient un horizon plus enviable que celui d’arrêter la production (métaux,  chimie, verrerie, agro- alimentaire, etc.).  Solution donc simple du point de vue du chef de l’Etat.

Pour autant le même chef de l’Etat sait aussi que si l’on diminue au niveau national les rentes différentielles chez les producteurs et commerçants en électricité, ces derniers seront tentés par l’exportation et vendront à l’étranger à des prix beaucoup plus élevés : ceux du marché européen fixé par les coûts variables des centrales à gaz en Allemagne, aux Pays -Bas, etc. Concrètement les fournisseurs étrangers, par exemple allemands, seront acheteurs sur la France tant que l’interconnexion le permettra ( environ 10% de la capacité française installée). Ce qui signifierait clairement que les rentes se reconstitueront à l’étranger et que finalement elles seront largement financées par un Etat français soucieux de ne  pas tuer son économie. Dans le même temps le prix de l’électricité en Allemagne sera plus faible que celui qui se serait formé sans l’intervention du gouvernement français. Il y a bien ici une aide de la France vers l’étranger. Pour les nombreux prétendus fournisseurs français en électricité qui ne produisent rien, l’avantage est double : on capte la rente nucléaire par le biais de l’ARENH et on capte la rente publique par des prix plus élevés que ceux fixés en France.  Et ces  ventes à l’étranger seront d’autant plus massives que l’interconnexion est large et permet de faire circuler de très grandes quantités d’électricité, ce qui n’est pas le cas avec la péninsule ibérique (techniquement les capacités en termes de flux sont pour la France 25 fois celles de l’Espagne).

Au total, le projet français ne peut se concrétiser que si l’Etat décide le contrôle public des interconnexions : blocages des exportations par la puissance publique. Une telle situation - au-delà d’une rupture avec Bruxelles et ses annexes comme la Charte de l’Energie (TCE)- serait totalement pensable si la France disposait de la totalité de son parc nucléaire, ce qui n’est pas le cas et ne le sera pas avant très longtemps. Bien sûr, il faudrait imaginer des importations, mais ces dernières ne pourraient se réaliser sur la base de prix jugés trop bas par la concurrence, ce qui voudrait dire que l’Etat français négocie lui-même des achats en payant la rente entre l’électricité chère venue de l’étranger et celle produite en France. Ce qui signifie un subventionnement d’une production étrangère par le contribuable français.

Nous sommes encore loin de ces solutions qui passeraient par une rupture avec les règles du marché unique. La France ne peut plus rester dans le marché, mais elle ne peut pas en sortir avant longtemps. Face à ce très gros problème La France, tout comme Bruxelles, ne peut qu’espérer un changement politique radical du côté de Moscou.

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