Marché Européen de l’Energie : les propositions de la CFE-CGC

 

https://cfe-energies.com/nos-propositions-pour-la-reforme-du-marche-europeen-de-lelectricite/

 

La montée en flèche des prix de l'électricité met maintenant en évidence, pour différentes raisons, les limites de la conception actuelle de notre marché de l'électricité. [Le marché] a été développé dans des circonstances et pour des objectifs complètement différents. Il n'est plus adapté à sa finalité. C'est pourquoi nous, la Commission, travaillons maintenant à une intervention d'urgence et à une réforme structurelle du marché de l'électricité » (Ursula  Van Der Leyen, aout 2022 »

 

Appel à une réforme systémique

 

La CFE Énergies appelle à une réforme en profondeur du market design du marché européen de l’électricité  Cette réforme qui doit s’appuyer sur une approche industrielle et sociale est en effet la plus à même d’apporter une réponse structurelle et durable aux défaillances du marché de l’électricité que la crise, démarrée dès l’été 2021 avec la reprise des activités en Chine et amplifiée par le conflit russo-ukrainien, a mises en évidence.

 

Dans le contexte de crise que l’Union européenne connaît, évitons toute débâcle industrielle avec son cortège de délocalisations d’industries à forte intensité énergétique au profit de pays tiers, y compris d’Amérique du Nord, et conduisant à la perte d’emplois à haute valeur ajoutée et à la fragilisation d’un projet européen fondé sur la prospérité économique.

 

Dans le contexte créé par l’Inflation Reduction Act américain, pour protéger durablement et très rapidement la compétitivité énergétique de l’Europe, évitons les demi-mesures. Il est tout aussi indispensable d’éviter l’accroissement de la précarité énergétique qui creuse les inégalités, appauvrit les citoyens et donc fragilise leur adhésion au projet européen. La CFE Énergies s’inscrit donc dans le constat fait par la Présidente de la Commission européenne elle-même au plus fort de la crise sur un « marché qui ne fonctionne pas ».

 

Pour la CFE Énergies, cette réforme ne doit en aucun cas être guidée par tous ceux qui font des règles du marché un horizon indépassable, qui ont prôné le règne du tout marché sans aucune entrave pour ne priver les consommateurs d’énergie d’aucune des soi-disant opportunités offertes par le marché, et qui souhaitent que surtout rien ne change. A l’automne 2021 quand la flambée des prix a commencé sur les marchés, ces mêmes défenseurs de l’inaction considéraient que la crise des prix n’était que temporaire, qu’aucune réforme n’était nécessaire et que tout rentrerait dans l’ordre début 2022. L’histoire leur a donné tort au regard notamment des dommages causés par une exposition des consommateurs à la flambée et à la volatilité des prix de marché de l’électricité.

 

Pour le CFE Energies, ce sont bel et bien des remèdes structurels que la Commission doit envisager pour remédier aux dysfonctionnements du marché. Elle doit s’attaquer réellement aux racines profondes de la crise, à savoir le mécanisme de formation des prix et la foi dans une concurrence totale. Procrastiner pour ménager la chimère du tout-marché, créera les conditions des crises futures, et donc hypothéquera l’autonomie stratégique et la compétitivité énergétique de l’Europe.

 

La CFE Energies rappelle il faut avoir à l’esprit que l’électricité relève de la théorie des biens communs et non de recettes ultralibérales qui éludent les particularités techniques et sociétales de ce produit si particulier qu’est l’électricité. La Commission ne peut donc pas se contenter pour réformer le market design d’évolutions à la marge, assises sur des mécanismes qui eux préservent une logique de marché appliquée de manière aveugle comme certains le défendent. La CFE Énergies considère donc que la Commission doit aller bien plus loin que les analyses et recommandations de l’ACER.

 

Critique de l’idéologie de la concurrence : exemple des USA

 

En l’espèce, la Commission doit, dans la préparation de cette réforme du market design, prendre en compte la théorie économique qui rappelle qu’un monopole bien régulé est le plus à même de garantir aux consommateurs un prix reflétant l’optimisation des coûts du système électrique et aussi la sécurité du réseau. A l’inverse, déréguler de manière aveugle revient à tout désoptimiser ! Adam Smith, pourtant père du libéralisme et apôtre de la concurrence, ne préconisait-il pas un État puissant gardant sous sa coupe, hors marché, les activités indispensables à sa sécurité ? Tel est le cas des infrastructures électriques !

 

Dans cette perspective, la CFE Énergies rappelle que les conclusions du dernier rapport de l’évolution des prix au sein du G20 des services de la Commission démontre que l’effet de la concurrence sur les prix est décevant et que c’est en Europe que les prix de détail sont les plus élevés, pour les consommateurs comme pour les entreprises. L’actuelle flambée des prix ne fait que renforcer ce constat plus que défavorable pour l’Europe, pour sa compétitivité et le niveau de vie de ses citoyens face aux autres pays du G20.

 

Force est aussi de constater qu’aux États-Unis, ce sont les États ayant opté pour la concurrence intégrale à l’aval qui connaissent les prix les plus élevés et en plus forte hausse comparé aux États ayant gardé un marché aval et des prix régulés, voire un monopole public. Ces derniers sont d’ailleurs ceux qui protègent le mieux leurs citoyens en les faisant bénéficier de la compétitivité du mix de production propre à chaque État. Dès lors, puisque nul autre endroit au monde n’a mis en œuvre une ouverture du marché de l’énergie aussi profonde et uniforme qu’en Europe, et que la comparaison au sein du G20 n’est guère flatteuse pour le choix européen uniforme du tout marché, la réforme du market design gagnerait à tenir compte  du modèle américain ou canadien où chaque État ou Province est libre de définir son degré de régulation ou de dérégulation du marché de l’énergie. On ne pourra pourtant pas nier que ces pays fédéraux connaissent un degré d’intégration politique et économique aussi important, sinon supérieur, que l’Union européenne.

 

Les propositions : chaque Etat responsable de son mix énergétique, Contrat de long terme, régulation, acheteur unique, neutralité technologique, fin de la priorité d’injectiondes ENR, garanties de puissance pour les fourniseeurs alternatifs

 

La CFE Énergies demande donc que la réforme du market design ouvre la voie à une dérégulation subsidiaire qui laisserait à chaque État - Membre des marges de manœuvre pour définir ses propres remèdes, y compris sur le marché de détail, sans pour autant remettre en cause le marché de gros paneuropéen. Cette subsidiarité laisserait ainsi à chaque État - Membre la liberté de choisir ses outils de régulation et donc son modèle d’organisation du marché en cohérence avec son choix de mix électrique bas carbone. Conformément au Traité de Lisbonne, chaque État - Membre resterait responsable de l’adéquation entre sa production et sa consommation, et plus largement de sa sécurité d’alimentation électrique. Cette liberté régulatoire donnée aux États - Membres serait on ne peut plus fidèle à l’esprit des pères fondateurs de l’Europe, à savoir l’unité dans la diversité. Car sans liberté donnée au degré de dérégulation de chaque pays de l’UE, il ne peut y avoir de respect strict de la diversité des mix électriques nationaux garanti par le TFUE, ni de défense du bénéfice des choix nationaux de mix électrique pour les citoyens.

 

Plus largement, force est de constater que le modèle du tout marché, basé sur un marché Energy Only, qui a présidé jusqu’à présent à la construction européenne de l’énergie, a conduit à un marché paradoxal, myope, incapable d’envoyer les bons signaux économiques, tant aux producteurs qu’aux consommateurs, et a exposé ces consommateurs comme ces producteurs à la volatilité des marchés de gros, et donc à la volatilité et à l’explosion des prix. Cette volatilité des prix, limite les investissements et conduit à une limitation des capacités de production pourtant essentiels à la réussite du Green Deal, et augmentent ainsi le risque sur la sécurité d’approvisionnement des réseaux.

 

Parce que le marché actuel n’est pas à la hauteur des enjeux du Green Deal, il est indispensable que la réforme du market design ouvre la voie aux signaux économiques stables de long terme. Dans cette perspective, le développement des contrats de long terme tels que les CfD (contrats pour différence) et les PPA (Power Purchase Agreement) est un premier pas bienvenu en faveur de cet impératif de long terme. En effet, on a pu remarquer sur ces 15 dernières années que ces types de contrats, déjà ouverts à certaines énergies renouvelables, ont eu un effet certain sur l’installation de moyens de production de ce type d’énergies. Il est par ailleurs intéressant de remarque que c’est non pas la main invisible du marché mais la main consciente des Nations planificatrices qui ont permis ceci.

 

Pour autant, le développement de tels contrats risque fort de s’avérer insuffisant au regard de l’impératif de planification de long terme des investissements bas carbone, seule à même de garantir la sécurité des approvisionnements électriques de l’Europe sur le moyen-long terme. C’est pourquoi la subsidiarité régulatoire que la CFE Énergies appelle de ses vœux doit pouvoir ouvrir la voie, aux États – Membres qui le souhaitent, à la mise en place d’un opérateur public responsable à la fois de la contractualisation long terme pour les acteurs qui le souhaitent et de la planification long terme des investissements, comme prévu dans les premières directives sur le marché de l’électricité, notamment en 1996.

 

De plus, parce que la sécurité électrique de l’Europe repose sur la pérennité des moyens pilotables de production électrique bas carbone et leur développement au fur et à mesure du développement des énergies renouvelables électriques intermittentes, il est indispensable que les règles du jeu, tant pour la contractualisation long terme que pour l’accès au réseau, reposent désormais sur une stricte égalité de traitement entre moyens pilotables et moyens intermittents en supprimant l’accès prioritaire au réseau  dont bénéficient les énergies renouvelables et en améliorant la rémunération de la garantie de flexibilité des moyens pilotables bas carbone et enfin, en obligeant tous les moyens bas carbone de production d’électricité à des garanties de puissance pour le système électrique. La réforme du market design doit, pour la CFE Énergies, remédier à une distorsion régulatoire préjudiciable à la sécurité énergétique de l’Europe.

Une nouvelle conception des marchés de gros de l'électricité en Europe, Pr Steve Thomas, PSIRU Public Services International Research Unit Université de Greenwich,

 

De nombreux points intéressants dans cette analyse réalisée pour le syndicat européen EPSU (European Public Sector Union). Suite du blog précédent https://www.blogger.com/blog/post/edit/7992602882194696168/2030896158026849721

 

1) Le constat de l ‘échec du marché est maintenant partagé par la Commission elle-même

 

« La montée en flèche des prix de l'électricité met maintenant en évidence, pour différentes raisons, les limites de la conception actuelle de notre marché de l'électricité. [Le marché] a été développé dans des circonstances et pour des objectifs complètement différents. Il n'est plus adapté à sa finalité. C'est pourquoi nous, la Commission, travaillons maintenant à une intervention d'urgence et à une réforme structurelle du marché de l'électricité » (Ursula  Van Der Leyen , aout 2022, https://www.euronews.com/my-europe/2022/08/29/energy-crisis-ursula-von-der-leyen-calls-for-emergency-intervention-in-electricity-market)

 

2) Ce que devait faire le marché  et qu’il ne fait pas _ les conséquences

 

2a) Ce que devrait faire le marché

 

1) fournir un prix de référence visible et facilement accessible

 

2) équilibrer l’offre et la demande en rémunérant le producteur le plus cher

 

3)  Emettre des  signaux de prix émis par le marché stimulant les investissements nécessaires

dans de nouvelles capacités

 

Or il a échoué sur ces trois points. Les raisons :

 

-Le marché de l’électricité a été fondé sur le modèle des marchés internationaux des  matières premières échangées au comptant avec des prix publics.  Or l’'électricité est coûteuse à stocker et constitue un achat vital sans substitut immédiat. Les acheteurs seront donc incités à payer des prix très élevés plutôt que d'être confrontés au désastre économique et social des coupures de courant.

 

Les fluctuations inévitables des prix qui accompagnent le modèle des produits de base, bien illustrées par l'impact des prix élevés du gaz de 2021/22, ne sont pas appropriées pour un produit de base essentiel comme l'électricité. (Cycle du porc)

 

-La nécessité impérieuse d'un équilibre précis entre l'offre et la demande à chaque instant et la difficulté de stocker l'électricité font que cet équilibre ne peut être laissé aux aléas du marché.

 

-L'absence de substituts et le rôle vital de l'électricité dans la société moderne signifient qu'en période de pénurie, les prix sont susceptibles d'augmenter de façon spectaculaire

 

Ces lacunes ont longtemps été masquées par la position dominante des fournisseurs historiques, producteurs/détaillants intégrés, qui contournaient simplement le marché en se vendant leur production à eux-mêmes, ce qui signifie que les prix du marché n'avaient aucune crédibilité

 

-  les nouvelles capacités à faible émission de carbone ne peuvent pas être fournies par le marché :

 

Les énergies renouvelables et l'énergie nucléaire sont des options à coût fixe élevé et à coût  d'exploitation relativement faible. La technologie des énergies renouvelables évolue rapidement, avec des coûts en baisse et des performances en hausse. Pour le nucléaire, les risques de construction sont élevés et les coûts réels augmentent. Les risques pour toutes les capacités à faible émission de carbone (nucléaire, ENR) sont suffisamment importants pour que les nouvelles capacités ne soient construites que si elles sont totalement protégées du marché, ce qui peut se faire, par exemple, par le biais de tarifs de rachat (Feed-in Tariffs - FiTs) ou de contrats d'achat d'électricité à long terme à des prix non liés au marché, tels que les contrats pour différences (CfDs)

 

Intégriste du marché, la Commission européenne a essayé de faire en sorte que les prix des tarifs de rachat, généralement pour les sources de petite capacité comme le solaire photovoltaïque, soient liés aux prix de la bourse de l'électricité. Cela semble peu judicieux, d'une part parce que les prix de la bourse de l'électricité risquent de devenir de moins en moins représentatifs du prix de gros de l'électricité et, d'autre part, parce que ceux qui utilisent les tarifs de rachat, souvent de petites entreprises, n'ont probablement pas les compétences nécessaires pour juger commercialement du risque lié à un prix variable imprévisible. Lier les tarifs de rachat au marché risque  d'étouffer les investissements dans les énergies renouvelables à petite échelle.

- le problème de la pointe devient de plus en plus critique  :

 

Pour les centrales de pointe, le risque lié à la conception actuelle du marché est que les centrales nécessaires pour assurer la sécurité de l'approvisionnement ne reçoivent pas suffisamment de revenus.

L'influence de la météo deviendra plus importante à mesure que l'électricité prendra le relais du gaz pour répondre aux besoins croissants de chauffage et de refroidissement de l'espace. Par exemple, déjà en France, où le chauffage électrique des locaux est courant, une baisse de température de 1°C augmente la demande de l'équivalent de la production d'un grand réacteur nucléaire.

Pour contrer ce phénomène, les États membres ont commencé à introduire des "paiements de capacité", il s'est avéré difficile de concevoir des régimes qui ne visent que les centrales de pointe et la plupart des régimes prévoient des paiements pour un nombre suffisant de centrales au total pour répondre à la demande de pointe prévue. Les paiements de capacité ne sont généralement disponibles que pour les centrales répartissables, c'est-à-dire les centrales qui peuvent produire à tout moment et qui peuvent garantir qu'elles seront disponibles pour produire lorsque cela sera nécessaire.

NB : ce qui exclut les ENR

 

Si la raison d'être de ces programmes est claire, ils passent outre un élément clé de la conception du marché, à savoir que l'entrée et la sortie du marché doivent être déterminées par les signaux de prix du marché au comptant. Ils constituent une grave distorsion du marché. Cela suggère qu'il n'y a jamais eu de marché libre fonctionnel, mais plutôt un projet politique nécessitant des ajustements constants.

 

3) Que doit réaliser une bonne conception du secteur de l'électricité : Il doit fournir des approvisionnements à prix abordables , fiables et écologiquement acceptables ou durables à court terme.

 

Prix abordables : Dans les monopoles réglementés, la "planification du moindre coût" a été utilisée. Dans ce cas, la combinaison de ressources la moins coûteuse nécessaire pour répondre à la demande de manière fiable est identifiée, et la planification du système est basée sur cette combinaison de ressources. Ce processus est généralement mené par un organisme indépendant qui n'a pas d'intérêt direct dans les options choisies… la philosophie de la planification du moindre coût, selon laquelle les consommateurs veulent le prix global le plus bas pour le service, et non le prix le plus bas du kWh, devrait être à la base de la conception du secteur de l'électricité.

 

Fiabilité : Les sources à faible teneur en carbone ont tendance à être basées sur des ressources nationales telles que le vent et le soleil, de sorte que la transition vers une production à faible teneur en carbone augmentera inévitablement l'autosuffisance nette. Pour lisser les fluctuations de la disponibilité des ressources, de sorte que lorsque, par exemple, le soleil ne brille pas à un endroit, l'électricité d'une région ensoleillée peut être exportée vers le pays qui en a besoin

 

Durabilité Le changement climatique signifie que la priorité doit être d'éliminer progressivement les

combustibles fossiles pour les nouveaux investissements. Les énergies renouvelables, l'énergie nucléaire et les mesures d'efficacité énergétique restent donc les principales options pour de nouveaux investissements.

 

4. Une nouvelle conception du secteur de l'électricité

Le principal obstacle à la réforme du secteur de l'électricité sous une forme adaptée aux réalités actuelles du changement climatique pourrait être les intérêts particuliers à la conservation de la concurrence… Cela semble suggérer une mentalité selon laquelle les marchés sont une fin utile en soi plutôt qu'un simple moyen d'aider les consommateurs à obtenir la meilleure offre. Si les marchés concurrentiels ne produisent pas des prix plus bas que les alternatives, ils ne sont pas justifiés

 

Depuis l'adoption de la première directive sur l'électricité en 1996, la FSESP a fait valoir qu'une conception du secteur de l'électricité fondée sur le marché libre n'est ni faisable ni durable. Les caractéristiques économiques des options à faible émission de carbone les rendent encore moins adaptées à un marché libre que les options de combustibles fossiles qui dominaient en 1996. Toutefois, cela n'exclut pas l'utilisation de mécanismes concurrentiels.

Par exemple, les ventes aux enchères de capacités ont très bien réussi à faire baisser les prix à la consommation et pourraient constituer un mécanisme utile pour garantir la construction de nouvelles capacités à faible coût.

 

Il est difficile de faire des généralisations sur les énergies renouvelables, car chaque pays dispose de ressources qui lui sont propres....Les ressources en énergies renouvelables et la structure de la demande variant considérablement d'un pays à l'autre, la conception du marché doit pouvoir s'adapter aux caractéristiques du pays…. la conception pour un pays d'Europe du Sud avec un bon potentiel solaire photovoltaïque décentralisé installé chez les consommateurs et un pic de demande estival (demande de refroidissement) sera très différente de celle d'un pays d'Europe du Nord avec un pic hivernal (demande de chauffage) et une bonne ressource éolienne offshore.

 

Le système doit également s'adapter à la culture économique et politique du pays. Le système qui conviendrait bien à un pays où le niveau de propriété publique locale est élevé serait différent de celui d'un pays fortement centralisé où la propriété publique privée ou nationale domine.

 

Les principaux défauts du modèle de marché libéralisé de l'énergie promu dans le monde entier étaient qu'il s'agissait d'un modèle "unique" ne tenant pas compte des caractéristiques nationales spécifiques

Les programmes d'efficacité énergétique doivent être fortement ciblés sur les ménages à faibles revenus. Un système public bien conçu et non motivé par le profit contribuerait à corriger le déséquilibre entre les mesures du côté de l'offre et celles du côté de la demande.

 

L'expérience des ventes aux enchères de capacité suggère qu'il s'agit d'un mécanisme utile, en particulier pour les énergies renouvelables ( ???), qui produit des réductions de prix remarquables. Le champ très restreint des fournisseurs nucléaires et les caractéristiques spécifiques de l'énergie nucléaire signifient que les enchères de capacité ne sont pas une option pour l'énergie nucléaire

 

Le secteur de la production en gros sera de plus en plus contrôlé par l'organisation contractante pour les ventes aux enchères de capacités, et il semblerait judicieux que celle-ci évolue vers un "acheteur unique". Outre l'octroi de contrats à long terme aux nouvelles capacités, il devra proposer des contrats à plus court terme, par exemple aux énergies renouvelables arrivant au terme de leur contrat initial, y compris certains contrats à court terme, afin que l'offre et la demande s'équilibrent aussi précisément que nécessaire. Que cela se fasse par une forme de marché de compensation ou par un processus d'appel d'offres est un détail que les États membres sont peut-être les mieux placés pour déterminer.

La variabilité de la production d'énergie renouvelable tendra à rendre nécessaire le renforcement des connexions internationales afin que, lorsque, par exemple, le soleil ne brille pas dans une région, l'énergie d'une région ensoleillée puisse être exportée vers le pays qui en a besoin. ( ???)

 

Marché de détail : Il semble très improbable que les économies réalisées par les consommateurs grâce à la concurrence puissent compenser les coûts associés à la concurrence, tels que les économies d'échelle perdues, les coûts de publicité et les coûts de changement de fournisseur. Le retour à un monopole réglementé, à l'échelle régionale ou nationale, semble donc logique. Les arguments en faveur de la propriété publique des entreprises de détail à monopole réglementé sont solides.

 

Conclusion : Il est important de consacrer le temps nécessaire à la conception d'une nouvelle structure sectorielle plutôt que de se contenter de poser de plus en plus de "sparadraps" sur une conception du marché qui est largement considérée comme défaillante, et ce depuis au moins une décennie. Ce qui doit disparaître, c'est le préjugé selon lequel un marché est toujours supérieur à un système planifié.

 

5) Quelques remarques

 

1) L’échec de la conception ultralibérale du « marché » de l’électricité  est patent et met en danger imminent l’ensemble de l’économie européenne, des gros industriel électrointensifs  à l’artisan boulanger du coin de la rue. Là où il a fonctionné, c’est surtout grâce à des entorses à son principe. Seul le développement des interconnections a été positif- mais est-il vraiment dû au marché ? Pourtant les économistes « mainstream » qui conseillent le Commission européenne ou des organismes comme le CREE ne veulent pas le reconnaitre…et cela donne des séquences assez surréalistes et déprimantes. Seule une pression politique fera évaluer les choses…de préférence avant l’explosion économique et sociale. Et puis, je me répète : un économiste « spécialiste de l’énergie sans formation physique de base est tout simplement non pertinent, en général. 

 

2) Le rapport ignore les responsabilités proprement politiques qui ont conduit à la destruction de capacités pilotables en Europe (par exemple la sortie du nucléaire en Belgique et en Allemagne, fermeture de Fessenheim))… sans que le marché envoie un signal d’alarme. De même, en France plus particulièrement mais pas seulement , des capacités thermiques ont été détruites trop rapidement et de manière non coordonnés qui auraient été permis de sécuriser l’approvisionnement en période pointe ( cf note de France Stratégie, Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?  janvier 2021…bien avant la guerre en Ukraine)

 

3) Le rapport ne fait pas suffisamment de différence entre les sources capables de fournir une électricité décarbonnée de base pilotable et les sources variables intermittentes. Pourtant, en ce qui concerne les indispensables mécanismes de capacité, le rapport insiste justement sur la nécessité de centrales répartissables «  pouvant produire à tout moment et pouvant garantir qu'elles seront disponibles pour produire lorsque cela sera nécessaire. », ce qui exclut les énergies variables intermittentes. Le problème deviendra de plus en plus aigu avec l’accroissement des ENR qui devraient être amenées à financer les capacités supplémentaires dont le système électrique aura  auront besoin.