Les tarifs de l’électricité - 2ème Partie : Les Enjeux de la loi NOME

La première partie de cette Note consacrée aux tarifs de l’électricité expliquait, le mois dernier, la logique de la construction tarifaire développée et mise en œuvre depuis les années « 60 », en France. Cette construction a été mise à rude épreuve par l’ouverture des marchés mais, paradoxalement, elle a aussi influé sur cette ouverture, c’est à dire sur l’exercice de la concurrence elle-même. En réalité, les fondamentaux du système électrique ont été bouleversés. C’est ce triple problème que la loi NOME cherche à résoudre désormais. Avec un texte utile, mais probablement insuffisant.

Tarifs règlementés et ouverture à la concurrence ont indubitablement du mal à coexister en France depuis dix ans. Plusieurs décisions prises pour tenter de résoudre cette difficulté ont, en réalité, abouti à complexifier terriblement la construction des tarifs de l’électricité, créant, en définitive, une situation hybride à mi-chemin entre monopole et libéralisation, qui ne satisfait aucune des parties prenantes, et dans laquelle les consommateurs ne se retrouvent pas.

1. Une construction tarifaire à rude épreuve

La construction tarifaire « historique » a été bouleversée, ces dernières années, parce que l’ouverture à la concurrence a impliqué une séparation entre ce qui relevait d’un monopole naturel – les réseaux de transport et de distribution – et ce qui relevait de la concurrence, la production et la commercialisation de l’électricité proprement dites.

Pour tarifer l’utilisation des réseaux publics d’électricité, le TURPE a été créé, mais construit sur une logique différente de la logique tarifaire « historique » jusqu’alors utilisée.

Cela n’eut pas été grave si, parallèlement, les Tarifs Réglementés avaient été reconstruits, eux-mêmes, selon une logique d’addition, c’est-à-dire avec une séparation claire entre le TURPE, pour la partie « Réseau » (environ 50% dans le cas des tarifs bleus actuels) et un tarif à inventer pour la partie « Energie », censée être en concurrence. Mais les Tarifs Réglementés uniques dits « intégrés » (Réseau et Energie), ont été maintenus. Quant à la part « Energie » du tarif intégré, elle a été, elle, calculée par différence : tarif intégré – TURPE = part énergie du tarif. Conséquence inévitable : les deux tarifs étant construits selon des logiques différentes, et par des administrations différentes1, la cohérence a été détruite, et la part « Energie » n’a plus reflété les fondamentaux économiques de l’énergie.

Exemple de ruban rendu incohérent

Le prix de la base (puissance constante utilisée toute l’année) qui, par essence, était unique (commune à tous les tarifs) dans les tarifs intégrés historiques, variait, voici quelques années, de plus de 20€/MWh2 d’une option tarifaire à l’autre ; on appelait cette base le ruban implicite des tarifs, ruban pour puissance constante utilisée toute l’année et implicite, car calculé par différence… Dans les tarifs de l’époque, la base était à environ 30€ / MWh en moyenne : la marge d’erreur induite par ce mode de calcul était donc de 60%. La belle logique tarifaire des années 60 perdait son sens profond.

2. Une concurrence impossible

En fait et, de fait, les Tarifs Réglementés Intégrés sont restés sous contrôle du politique. C’est pourquoi, l’existence même des Tarifs Réglementés a mis à rude épreuve l’exercice de la concurrence elle-même. Clarifions le domaine d’exercice de la concurrence. Eliminons le cas d’une concurrence sur les seuls coûts de commercialisation ; ils ne représentent qu’environ 5 à 7% de la part « Energie » des Tarifs Réglementés. Un client qui paye 1 000€ de facture électricité par an, paye donc 25 à 50€ / an au titre de la commercialisation (y compris le coût de gestion clientèle). La concurrence sur les seuls coûts de commercialisation n’a donc pas de sens, car 10% de rabais sur ces coûts, représentent de 2 à 5 euros de remise annuelle au client… La concurrence doit donc porter sur la totalité de la part « Energie » des Tarifs Réglementés. Or, celle-ci souffre de deux « anomalies » : la première est que les Tarifs Réglementés Intégrés, par volonté des pouvoirs publics, sont maintenus à un niveau relativement bas. La deuxième est que la part « Energie » est calculée par différence, comme on vient de le voir, entre les Tarifs Réglementés Intégrés et le TURPE, avec toutes les, nombreuses, anomalies que cela génère.

Ce graphique présente les différents postes de la facture d’électricité d’une PME type. Le consommateur ici considéré est un industriel au Tartam - A8 Base, en longue utilisation, ayant souscrit une puissance de 2.7 MW et consommant 15.7 GWh/an.
Source : OIE

Dès lors, concurrencer les Tarifs Réglementés Intégrés relevait, pour les nouveaux opérateurs entrant sur le marché, quasiment, d’une « mission impossible ».

Tout d’abord, parce que les Tarifs Réglementés constituaient un « cap » du marché : pour conquérir des clients, il fallait battre les Tarifs Réglementés. Ensuite, parce qu’aucun concurrent ne disposait des moyens de production pour battre précisément ces Tarifs Réglementés.

La logique de la construction tarifaire initiale a été perdue. En effet, le raisonnement marginaliste pose, comme condition essentielle à sa réussite, le fait que les tarifs soient calés sur les coûts de développement, et non sur les coûts moyens, comptables ou économiques. Le principe de la construction tarifaire historique, voulue par ses pères, avait pour but de simuler une situation de concurrence pure et parfaite. La théorie économique nous apprend qu’alors, coûts de développement et prix de marché sont proches, voire identiques. Des Tarifs Réglementés construits en respectant ce principe ne sont donc pas des « barrières à l’entrée » de nouveaux acteurs sur le marché.

3. Un système électrique à l’épreuve des incohérences

Mais au-delà de la théorie, c’est la solidité du système électrique français qui est en cause : si les prix ne reflètent pas les coûts de développement, pas d’investissement possible. Donc, un risque majeur pour la sécurité d’approvisionnement en électricité de la France. Mais aussi, un vrai risque pour la concurrence.

Dans l’électricité, la véritable concurrence réside dans la capacité, pour tout opérateur, de développer, à long terme, les meilleures solutions de production. C’est pour cela que l’UFE plaide pour une concurrence industrielle, à la fois au niveau de la production et de la commercialisation.

4. L’erreur du « Marché Only »

Allons un pas plus loin. Principes de construction des Tarifs Réglementés et organisation du marché sont-ils compatibles ? Avec une électricité qui ne se stocke pas, qu’est-ce-que le marché ? Sous la pression d’analyses économiques partielles, et souvent par mimétisme avec le gaz et le pétrole (qui, eux, se stockent), le marché de l’électricité s’est organisé sur une base « Energy Only ». Autrement dit, basé uniquement sur un prix du MWh « produit / consommé ».

Or, on sait bien que l’on a aussi besoin de moyens de production en réserve, pour « couvrir » certains risques tels que l’intermittence des énergies renouvelables, ou, en France, les périodes de très grand froid lorsque les usages de l’électricité génèrent une forte demande de pointe3. Mais, ces moyens ne fonctionnent que quelques heures par an. Si l’on accepte le principe de rémunérer ces derniers avec l’énergie qu’ils produisent, c’est-à- dire sur une base de quelques heures/an, le prix de l’énergie devrait, par conséquent, être extrêmement élevé, de l’ordre de 20 000 €/MWh, alors que les bourses restent plafonnées à…3 000 € !

Autrement dit, la disparité entre les deux entraîne une réelle perte de revenu (« missing money ») ! Sans compter que si on développe 20 à 25 GW de puissance installée en ENR, il faudra, en plus, couvrir doublement ce risque climatique : intermittence et grand froid. Alors, sauf à accepter un prix du MWh montant, par moment de forte tension, à plus de 20 000€ (inacceptable sur le plan politique), force est de constater que le marché est mal organisé actuellement.

Un constat que fait d’ailleurs le Rapport SIDO/POIGNANT sur les problématiques de la pointe d’électricité, en soulignant, notamment, que la France a perdu l’équivalent de 2 centrales de Porcheville en capacité d’effacement depuis 2000, faute de juste rémunération.

5. NOME : une première étape

Indéniablement, le projet de loi NOME apporte des évolutions nécessaires pour « corriger » ces anomalies de construction. Pour autant, elles ne suffiront pas à redessiner un marché de l’électricité pleinement libéré, et ce, pour trois raisons.

  • Tout d’abord, elle prévoit une reconstruction du dispositif tarifaire selon une logique raisonnable : celle de l’additivité. Les Tarifs Réglementés seront reconstruits, d’ici à 2015, en additionnant une part « Réseau » (le TURPE) et une part « Energie ». Cette dernière sera construite par addition de l’ARENH pour la partie fourniture de base, avec une autre partie reflétant ce que l’on appelle la « dentelle », c’est à dire la semi base, la pointe et l’extrême pointe. L’ARENH restera « règlementé » car il reflète l’avantage compétitif du nucléaire ; l’autre partie, la dentelle, sera calculée par rapport au prix de marché, puisque la France n’a pas d’avantage compétitif dans ce domaine. Pour cette partie, nous sommes au milieu du gué, car d’une part, il faut mettre en œuvre cette méthode, et d’autre part, accepter que l’ARENH tende, non pas vers les coûts moyens du parc nucléaire historique, mais vers les coûts de développement du nouveau nucléaire.
  • Ensuite, en créant une obligation de capacité et un marché de capacité, la loi NOME corrige la conception même du marché de l’électricité. Celui-ci va pouvoir retrouver sa dimension première : la puissance. Progressivement, on devrait retrouver un signal de prix efficace pour la puissance qui incite les consommateurs à limiter leurs appels de charge, et les producteurs à développer les moyens de production très peu utilisés, mais nécessaires pour faire face à l’aléa climatique (froid, absence de vent). Il en va de la sécurité du système électrique français. Mais, là encore, nous sommes au milieu du gué, car la mise en œuvre de ce mécanisme de capacité est très complexe, et, schématiquement, reconstituer les vertus du tarif du monopole dans un mécanisme de marché, est loin d’être une évidence !
  • Enfin, en ce qui concerne l’ARENH lui-même, la France est face à un vrai défi. L’ARENH cherche à permettre l’exercice effectif de la concurrence en continuant à transférer au client une rente nucléaire nationale, tout en maintenant un monopole d’exploitation du parc nucléaire à EDF. Ici encore, on est au milieu du gué. La question clef n’est pas comment on préserve l’ARENH, mais comment on en sort. Cette question est doublement clef : il s’agit de ne pas tuer le développement du secteur électrique sur une de ses composantes essentielles : le nucléaire ; il s’agit, comme dans toute industrie, que la concurrence s’exerce sur l’ensemble de la chaîne de valeur, y compris le nucléaire. Ainsi, dix ans après l’ouverture des marchés à la concurrence, les règles de marché se structurent lentement de manière à reconstituer la puissance et la vertu du système tarifaire en monopole mis en place dans les années 1960. Seront-elles moins, ou plus, performantes ? On ne le saura que si la France abandonne son goût pour l’économie mixte, un zeste de marché dans un verre de monopole, ou réciproquement !! Car le risque est grand, alors, d’avoir un marché peu performant, et un monopole devenu inefficace au sens de l’intérêt général. Et il sera trop tard. La France aura perdu son avance dans le domaine électrique.