Le jeudi 6 novembre 2014, la commission d’enquête de l’Assemblée Nationale relative aux tarifs de l’électricité[1] a auditionné l’un des auteurs de ce blog (Thomas-Olivier Léautier).  Ses remarques préliminaires sont présentées ci dessous.  La vidéo de l’audition est disponible sur

http://videos.assemblee-nationale.fr/video.6051.tarifs-de-l-electricite--m-thomas-olivier-leautier-professeur-des-universites--m-francois-rouss-6-novembre-2014

1 Introduction

Merci de m’inviter dans cette assemblée. C’est un honneur pour moi. En particulier de suivre les pas du Président Boiteux.

Dans ces remarques préliminaires, j’aimerais attirer votre attention sur trois points : premièrement, il est temps de mettre un terme aux tarifs réglementés de vente (Tarif bleu et l’ARENH), qui ne sont aujourd’hui plus nécessaires d’un point de vue économique, et de les remplacer par une offre par défaut, déterminée par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), par empilement du TURPE, du prix de marché de l’électricité, et d’une marge commerciale (et bien sûr des taxes).

Deuxièmement, il faut renforcer le rôle et l’indépendance de la Commission de Régulation de l’Energie.  La France est en retard par rapport aux meilleures pratiques internationales, et par rapport à nos voisins.  Ce déficit démocratique augmente le coût de l’électricité pour nos concitoyens.

Troisièmement, il faut mettre un terme à la subvention indue et injuste dont bénéficient les opérateurs d’effacement (prévue par l’article 46b du projet de loi sur la Transition Energétique).  Il s’agit d’une disposition non justifiée économiquement, qui augmente indûment la facture de nos concitoyens

2 Mettre un terme à l’AREHN et au Tarif bleu

2.1 Justification économique des tarifs réglementés de vente

Quel est le rôle économique d’un tarif réglementé de vente (TRV) ? Le premier rôle du tarif est de protéger les consommateurs. Lorsqu’une entreprise est en monopole, le TRV garantit que les consommateurs payent le coût de fourniture du service, i.e., que le monopole n’abuse pas de son pouvoir pour facturer plus que le coût du service.

Egalement importante est la protection des investisseurs. L’investisseur qui envisage de dépenser plusieurs milliards d’Euros dans une infrastructure se demande naturellement comment il va être être rémunéré. Le tarif réglementé est en substance un contrat entre la collectivité et les investisseurs par lequel la première garantit aux seconds des revenus qui couvrent les coûts et  rémunérent l’investissement.  Le tarif est donc une assurance, une protection pour les investisseurs.

Sans garantie de tarif, pas d’investissement dans les infrastructures. Par ailleurs, plus solide est cette garantie, plus faible est la rémunération nécessaire pour couvrir le risque des investisseurs. Si le tarif est transparent, si ses évolutions sont prévisibles, si l’organisme qui détermine le tarif est capable de s’engager dans le temps, le coût pour la collectivité est plus bas. Nous reviendrons sur ce point.

2.2 Quelles activités justifient des tarifs réglementés ?

Les tarifs réglementés sont donc parfaitement justifiés pour les réseaux de transport et de distribution, qui sont des monopoles naturels, et qui nécessitent d’importants investissements.

En revanche, le tarif réglementé n’est plus justifié économiquement aujourd’hui pour la production et la commercialisation d’électricité. La production et la commercialisation sont des activités concurrentielles sur la plaque européenne, donc les consommateurs n’ont plus besoin d’être protégés. Il existe un marché de gros sur lequel l’offre et la demande d’énergie font naître un prix des MWh. Sur le marché de détail, de nombreux fournisseurs sont en concurrence. Un TRV n’est donc pas nécessaire pour protéger les consommateurs.

En ce qui concerne les investisseurs, puisque le parc de production français est largement amorti, ils n’ont plus besoin de protection.

2.3 L’ARENH

Pour des raisons identiques,  l’ARENH n’a plus de raison d’être aujourd’hui. Revenons aux sources de l’ARENH. En 2007, l’économie était en forte croissance. EDF vendait aux consommateurs français aux tarifs (bleu, vert, jaune) de l’électricité à un prix inférieur au prix de marché (le ruban, c’est à dire un MW pour chacune des 8760 heures de l’année était facturé environ 35 €/MWh dans le tarif alors que son prix de marché était autour de 55 €/MWh)[2]. EDF, donc l’Etat actionnaire, subventionnait ses clients. Il s’agissait d’une aide d’état, contraire aux traités européens signés par la France. De plus, aucun fournisseur alternatif ne pouvait entrer sur le marché français (impossible d’acheter à 55 pour revendre à 35), et EDF gardait une position largement dominante dans la fourniture d’électricité aux clients finaux.

La solution la plus simple eut été de faire disparaître les tarifs réglementés, mais elle aurait eu comme conséquence immédiate l’augmentation de la facture d’électricité d’environ 20%. L’ARENH fut imaginée pour résoudre cette « quadrature du cercle ».   Pendant une période transitoire, EDF vend aux fournisseurs concurrents l’électricité produite par les centrales nucléaires historiques, à un tarif réglementé. Ce tarif, fixé par le gouvernement (ce qui est d’ailleurs un problème, nous y reviendrons), doit augmenter progressivement pour rejoindre le prix de marché.

Le prix de l’ARENH a été fixée à 40 €/MWh au 1^er juillet 2011, puis à 42 €/MWh au 1^er janvier 2012. Depuis, le prix de marché a baissé pour venir s’établir autour de 42 €/MWh[3].  Pourquoi le prix a-t-il baissé autant en quelques années? Il y a trois raisons principales : surinvestissement dans les années 2000, baisse de la consommation liée à la crise, et irruption des renouvelables subventionnés. Trop d’offre et pas assez de demande, le prix baisse donc automatiquement. Le prix de l’ARENH est désormais au niveau du prix de marché. L’ARENH a rempli son rôle transitoire, et peut donc être terminée.

Les prix ARENH qui circulent dans la presse semblent supérieurs au prix de marché, ce qui montre bien que l’ARENH n’a plus de raison d’être : quel fournisseur va acheter son ruban d’électricité à 44 ou 46 €/MWh à EDF alors qu’il peut acheter le même ruban à 42-43 €/MWh sur le marché ? Le raisonnement économique suggère qu’ils achèteront leur ruban à 42-43 €/MWh sur le marché et le factureront légèrement en dessous du prix ARENH afin de capturer des clients. 

Donc, si le prix de l’ARENH est supérieur au prix de marché, les fournisseurs alternatifs sont subventionnés.  Si le prix de l’ARENH est inférieur au prix de marché, les consommateurs sont subventionnés. La coexistence durable entre ARENH et prix de marché sera donc impossible.

2.4 L’architecture cible

La nouvelle formule de calcul du TRV proposée par le gouvernement est hybride : TURPE, plus prix de l’ARENH, plus valeur de marché de l’énergie hors base, plus prime de capacité, plus coûts commerciaux, plus taxes.

La solution économique consiste à :

1. mettre un terme à l’ARENH
2. mettre un terme au TRV
3. confier à la Commission de Régulation de l’Energie la responsabilité de déterminer une offre par défaut

Cette offre par défaut est à la disposition des consommateurs qui, pour une raison ou pour une autre, ne souhaitent pas prendre l’offre commerciale d’un fournisseur. Elle est calculée par empilement du TURPE, de la valeur de marché de l’énergie consommée, calculée comme la moyenne des prix sur les marchés à terme, de la prime de capacité (si elle existe), et des taxes. L’offre par défaut pousse à son terme logique la proposition de tarif du gouvernement.  Elle ne constitue pas un tarif régulé, car une composante importante est déterminée par l’équilibre offre-demande sur le marché de gros, et non par le régulateur en fonction des coûts de l’opérateur historique.

Cette architecture est simple. Elle permet d’éliminer les débats sans fin sur les coûts de l’opérateur historique, donc la détermination du prix de l’ARENH. Elle dépolitise et dédramatise le prix de l’électricité tout en garantissant à tous les citoyens l’assurance de bénéficier d’une offre par défaut, identique pour tous, dont la puissance publique garantit la méthode de calcul.

Cette architecture est cohérente : EDF peut soit vendre ses MWh directement sur les marchés de gros, soit à l’offre par défaut. Comme dans le second cas le prix de l’énergie est égal à la moyenne du prix de marché, les deux possibilités sont équivalentes pour EDF.

Cette architecture est vertueuse : les fournisseurs attireront des clients si leur offre est meilleure que l’offre par défaut, par exemple mieux adaptée aux besoins des consommateurs. Des offres différenciées pourront être proposées pour les résidences secondaires et les résidences principales, pour les habitants des villes du Nord et ceux des campagnes du Sud.

3 Renforcer le rôle et l’indépendance de la Commission de Régulation de l’Energie

J’ai mentionné précédemment que la prévisibilité du tarif réduisait le rendement nécessaire pour attirer des investissements dans les infrastructures, donc le coût pour la collectivité. De nombreux travaux académiques (notamment ceux de Jean Tirole[4]) ainsi que l’expérience de nombreux autres pays montrent que la meilleure façon d’augmenter la prévisibilité du tarif est de mettre en place une gouvernance saine, en particulier de confier la détermination du tarif d’utilisation des réseaux à une agence de régulation indépendante.

Pourquoi ? Parce que le pouvoir exécutif, plus généralement le personnel politique, opère sur des temps courts, alors que les investisseurs ont besoin de visibilité sur le temps long. C’est la même logique qui conduit à la séparation des pouvoirs, en particulier à l’indépendance de la justice, et à l’indépendance des banques centrales. La détermination des tarifs réglementés devrait être une décision technique, prise par des experts techniques à partir de données financières et comptables, et non pas une décision politique. 

Introduire de la politique dans la détermination des tarifs crée un risque politique, donc augmente la rémunération nécessaire aux investisseurs, donc le coût pour la collectivité. A l’extrême, si le risque politique est trop élevé,  les infrastructures ne peuvent pas être financées. Il ne s’agit pas seulement de théorie, mais aussi de pratique. Le coût du risque politique en France est visible dans les comptes d’EDF. Par exemple, le 19 juin 2014, lorsque la ministre de l’énergie annonce l’annulation de l’augmentation des tarifs prévue pour le 1^er aout, la valeur d’EDF a perdu 10%. Cela implique par exemple qu’EDF devra émettre 10% de plus d’actions pour financer un investissement donné.

La France est au milieu du gué concernant le rôle et l’indépendance de la CRE. Il faut terminer la transformation :

1. Garantir l’indépendance de la CRE en pérennisant son financement. Une agence dont le budget est déterminé par le gouvernement et le parlement n’est pas entièrement indépendante
2. Confier à la CRE la responsabilité pleine et entière de la détermination des tarifs réglementés, i.e., couper définitivement le cordon avec le gouvernement

Il faut aussi donner de plus amples pouvoirs à la CRE pour mettre en œuvre une tarification incitative, c’est-à-dire pour qu’elle puisse décortiquer les coûts des entreprises régulées et  leur demander de réaliser des gains d’efficacité. Ainsi que rappelé par le Président de Ladoucette dans son audition devant cette commission d’enquête[5], la CRE constate et analyse l’augmentation des coûts d’EDF. Elle devrait être en droit de définir des trajectoires d’améliorations réalistes mais efficaces.

Finalement, il est important de rappeler le retard de la France en ce domaine. Les régulateurs indépendants existent par exemple aux Etats Unis depuis 1920, et en Grande Bretagne depuis 1990. Il est anormal que notre pays n’ait pas encore adopté une gouvernance moderne et efficace de son industrie énergétique.

4 Mettre un terme à la subvention indue et injuste dont bénéficient les effaceurs

4.1 La problématique des effacements

Ainsi que l’ont très bien montrés les travaux de la commission Sido-Poignant, la demande d’électricité aux heures de pointe croît plus vite que la demande totale, et est très « pointue » : la demande durant les 1% d’heures de plus forte consommation est bien plus importante que la demande durant les 5% d’heures de plus forte consommation, qui elle-même est bien plus importante que la demande durant les 10% d’heures de plus forte consommation.

Historiquement, cette pointe était gérée par la construction de centrale « de pointe », qui opéraient pendant très peu d’heures par an, et rarement à plein. Les opérateurs constituaient donc des réserves de production physique, quasiment jamais pleinement utilisées.

Les avancées récentes, en particulier les technologies de l’information, permettent de gérer cette pointe différemment, en incitant les consommateurs à réduire leur consommation aux heures de pointe, par exemple en leur proposant de revendre leur énergie. L’avantage pour la collectivité est clair : la réduction de la demande de pointe se substitue à la construction de moyens de production de pointe.

Il s’agit donc d’une avancée majeure dans la manière dont nous concevons et opérons nos systèmes électriques. De plus, l’introduction des énergies renouvelables à production variable rend encore plus importante la gestion de l’équilibre offre-demande en temps réel, donc les effacements. Il est essentiel que le cadre économique soit clair.

4.2 On ne peut pas vendre ce qu’on n’a pas acheté

Il faut décortiquer l’effacement en plusieurs transactions :

1. Le consommateur achète 100 MW à son fournisseur
2. Soit il décide de consommer 100 MW
3. Soit il décide de consommer (par exemple) 80 MW et de revendre au « marché » les 20 MW achetés mais non consommés

Dans les deux cas, il doit régler les 100 MW à son fournisseur. Il est en effet impensable de vendre 20 MW que l’on n’a pas achetés.

Les pouvoirs publics en France mais aussi aux Etats Unis[6] n’ont pas immédiatement perçu cette évidence, et autorisent le client à payer seulement 80 MW à son fournisseur.  La confusion vient de la distinction entre les MW vendus et les MW livrés par le fournisseur au client. Le fournisseur vend bien 100 MW au client. Celui-ci choisit d’en consommer, donc de s’en faire livrer, 80 et d’en revendre 20. Mais il est clair qu’il n’a pas le droit de revendre les 20 s’il ne les a pas achetés, donc payés à son fournisseur. Il ne s’agit donc pas de compenser le fournisseur (pour des MW qu’il n’a pas livrés). Il s’agit simplement d’interdire de revendre ce qu’on n’a pas acheté !

4.3  L’article 46bis de la loi de transition énergétique

Les textes Français ont oscillé sur ce sujet. Le dernier texte est l’article 46bis du projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, qui commet trois erreurs d’appréciation économique.

Premièrement, il autorise un opérateur d’effacement à vendre (au nom de son client effacé) de l’énergie qu’il n’a pas payée, plus précisément à se faire payer par la collectivité l’énergie qu’il revend. Prenons une analogie : une personne qui va être auditionnée par une commission de l’assemblée nationale a oublié sa cravate. Je sais qu’elle est prête à payer € 500 pour une cravate. Je sais aussi qu’une personne qui vient d’être auditionnée est prête à vendre sa cravate pour € 150. Il est donc préférable de faire profiter le premier de la disponibilité du second plutôt que d’aller chercher à l’extérieur une cravate à prix fort. Tout comme le ferait un opérateur d’effacement, je me propose d’aider les deux parties à résoudre leur problème. Supposons que nous soyions 16 dans cette salle. Ainsi que prévu par l’article 46bis, je demande à chacun d’entre vous de me donner  10€  afin que j’achète cette cravate à 150€  et la revende à  500€. L’analogie montre bien l’absence de logique économique de cette disposition.

Deuxièmement, l’article 46bis confond effacement et économie d’énergie. Un exemple illustre le propos. L’effacement est un outil de gestion de pointe, qui se substitue aux centrales de pointe. Les économies d’énergies sont un outil de gestion de la demande totale, qui se substituent à toutes les centrales de production. Considérons une fin d’après-midi très froide de février. La demande est très élevée, proche de la capacité maximale de production. Le prix de l’électricité à 19h monte à 2 000 €/MWh.  Un consommateur qui réduit d’un MWh son soutirage à 19h économise à la collectivité 2 000 €.  La valeur de ce MWh effacé est toujours 2 000 €, que le consommateur reporte sa consommation à la nuit, alors que le prix s’établit à 50 €/MWh,  qu’il utilise un moteur diesel, ou qu’il élimine complètement sa consommation.

Finalement, l’article 46bis reprend une erreur de raisonnement économique déjà présente dans les textes précédents, à savoir la notion d’« avantages pour la collectivité des effacements ». Tous ces avantages sont inclus dans le prix de marché de l’électricité au moment de l’effacement. Il n’y en a pas d’autres. Les effacements permettent-ils de réduire les émissions de CO₂ ?  Le coût du CO₂ est inclus dans le prix de l’électricité, car les producteurs doivent acheter les permis d’émission.

4.4 La tension entre  effacements et marché de capacité

Pour répondre à la question « comment encourager les effacements ? », il faut d’abord répondre à la question « pourquoi encourager les effacements ? ».  Ainsi que mentionné précédemment, les effacements permettent d’assurer l’équilibre offre-demande dans les périodes tendues sans avoir à construire de centrales de pointe.

Les effacements permettent à la collectivité d’économiser des centrales de pointe.  En jargon économique les effacements et les centrales de pointe sont des substituts, comme une ceinture et des bretelles. On peut choisir l’un ou l’autre, mais lorsque l’on a choisi la ceinture, la valeur des bretelles est très faible.

En ce moment, la France met en œuvre un mécanisme de capacité, qui a pour objet de financer des centrales de pointe. Par construction, si nous disposons de centrales de pointe (i.e., de centrales qui produisent uniquement quelques heures par an), la valeur économique des effacements baisse.

La situation est donc la suivante : les consommateurs financent des centrales de pointe et subventionnent les opérateurs d’effacement, dont le modèle économique est mis à mal par les financements accordés aux centrales de pointe. La loi nous impose d’acheter une ceinture, mais aussi de subventionner la fabrication de bretelles.

Les pouvoirs publics doivent donc choisir. Soit, comme par le passé, nous finançons des centrales de pointe pour assurer le passage de la pointe. Dans ce cas, nous n’avons pas besoin d’effacement, et leur non apparition ne doit émouvoir personne. Soit nous avons recours aux effacements pour assurer le passage de la pointe.  Cette solution est évidemment bien plus économique, et plus vertueuse.  Dans ce cas, pas besoin de mécanisme de capacité[7].

La préférence de l’économiste est claire : supprimer le mécanisme de capacité, supprimer évidemment les subventions indues et injustes aux opérateurs d’effacement, afin de réduire le cout pour la collectivité.

Annexe : Article 46b du projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte

Le code de l’énergie est ainsi modifié :

1° L’article L. 271-1 est ainsi rédigé :

« Art. L. 271-1. – Un effacement de consommation d’électricité se définit comme l’action visant à baisser temporairement, sur sollicitation ponctuelle envoyée à un ou plusieurs consommateurs finals par un opérateur d’effacement ou un fournisseur d’électricité, le niveau de soutirage effectif d’électricité sur les réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité d’un ou plusieurs sites de consommation, par rapport à un programme prévisionnel de consommation ou à une consommation estimée.

« L’effacement peut avoir pour effet d’augmenter la consommation du site de consommation effacé avant ou après la période d’effacement. La part de consommation d’électricité effacée qui n’est pas compensée par ces effets et qui n’est pas couverte par de l’autoproduction est une économie d’énergie.

« Les consommateurs finals ont la faculté de valoriser leurs effacements de consommation d’électricité soit directement auprès de leur fournisseur dans le cadre d’une offre d’effacement indissociable de la fourniture, soit sur les marchés de l’énergie ou sur le mécanisme d’ajustement mentionné à l’article L. 321-10 par l’intermédiaire d’un opérateur d’effacement qui propose un service dissociable d’une offre de fourniture.

« Un opérateur d’effacement qui dispose d’un agrément technique peut procéder à des effacements de consommation indépendamment de l’accord du fournisseur d’électricité des sites concernés. Dans le cas où les effacements de consommation sont valorisés sur les marchés de l’énergie ou sur le mécanisme d’ajustement, un régime de versement vers les fournisseurs d’électricité des sites effacés est défini sur la base d’un prix de référence et des quantités d’électricité injectées dans le périmètre des responsables d’équilibre mentionnés à l’article L. 321-15, à hauteur des quantités valorisées. Le prix de référence reflète la part “énergie” du prix de fourniture des sites de consommation dont la consommation est en tout ou partie effacée. Le versement est acquitté par l’opérateur d’effacement pour la part de la consommation d’électricité effacée mentionnée au deuxième alinéa du présent article qui ne conduit pas à une économie d’énergie et par tous les fournisseurs d’électricité pour la part de la consommation d’électricité effacée mentionnée au même deuxième alinéa qui conduit à une économie d’énergie. La part du versement acquittée par tous les fournisseurs est financée par l’intermédiaire d’une contribution spécifique calculée sur la base de la consommation de chaque fournisseur lors de la pointe de consommation nationale.

« Une prime est versée aux opérateurs d’effacement, prenant en compte les avantages de l’effacement pour la collectivité, dans les conditions précisées au chapitre III du titre II du livre I^er.

« Les modalités d’application du présent article sont fixées par un décret en Conseil d’État, après avis de la Commission de régulation de l’énergie. Ce décret précise notamment les modalités utilisées pour caractériser et certifier les effacements de consommation d’électricité, ainsi que les modalités utilisées pour fixer le prix de référence mentionné au quatrième alinéa. Il prévoit également les conditions d’agrément technique des opérateurs d’effacement mentionné au même quatrième alinéa, les modalités de délivrance de cet agrément, ainsi que le régime de sanctions applicables pour garantir le respect des conditions d’agrément. Il peut renvoyer la définition de certaines modalités d’application à des règles approuvées par la Commission de régulation de l’électricité sur proposition du gestionnaire du réseau public de transport d’électricité. » ;

2° L’article L. 321-15-1 est ainsi rédigé :

« Art. L. 321-15-1. – Le gestionnaire du réseau public de transport veille à la mise en œuvre d’effacements de consommation sur les marchés de l’énergie et sur le mécanisme d’ajustement. Il en certifie la bonne réalisation et la valeur et assure directement le suivi administratif des périmètres d’effacement, en cohérence avec l’objectif de sûreté du réseau, avec celui de maîtrise de la demande d’énergie défini à l’article L. 100-2 et avec les principes définis à l’article L. 271-1.

« À cette fin, il définit les modalités spécifiques nécessaires à leur mise en œuvre, en particulier au sein des règles et méthodes mentionnées aux articles L. 321-10, L. 321-14 et L. 321-15 ainsi que les mécanismes financiers prévus à l’article L. 271-1 au titre du régime de versement. Il procède à la délivrance de l’agrément technique prévu au même article L. 271-1.

« À coût égal, entre deux offres équivalentes sur le mécanisme d’ajustement, il donne la priorité aux capacités d’effacement de consommation sur les capacités de production.

« Les opérateurs d’effacement, les fournisseurs d’électricité et les gestionnaires de réseaux publics de distribution lui transmettent toute information nécessaire pour l’application du présent article. »

II. – Le 1° du I entre en vigueur à partir d’une date fixée par l’autorité administrative et qui ne peut excéder un an à compter de la promulgation de la présente loi.