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Deux chroniques de François Lévêque sur l’économie de l’électricité
Posté le 11 décembre 2017

sur le site The Conversation

La nouvelle fée électricité

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L'effet électricité. Mon Œil / Flickr, CC BY
François Lévêque, Mines ParisTech

Vous pouvez désormais acheter votre électricité chez Total. Pas à la pompe bien sûr, mais en vous abonnant. Vous recevrez chez vous du courant à chaque instant et une facture de temps en temps, tout comme de la part d’autres fournisseurs. Pourtant Total ne possède pas de centrales électriques comme EDF. Elle ne produit donc pas son électricité. Mais ce n’est pas nécessaire car les kWh peuvent s’acheter sur des marchés de gros et être revendus au détail aux particuliers, un débouché ouvert à la concurrence depuis 10 ans.

L’électricité réputée différente des autres marchandises en est devenue une. Voyons comment, car dresser les électrons à l’économie ne s’est pas réalisé par enchantement d’un coup de baguette magique.

Des réseaux et des circuits

Remontons d’abord le courant de l’électricité qui arrive dans les prises de votre logement. Elle vient de parcourir un réseau de distribution et un réseau de transport, un ensemble de fils et lignes électriques qui irriguent le territoire, un peu comme le réseau routier avec ses chemins vicinaux et ses autoroutes. Les autoroutes de l’électricité sont directement branchées sur des centrales de tous types. Peu importe ici qu’elles aient été alimentées par du gaz, du charbon, de l’uranium enrichi ou encore le souffle du vent car tous les électrons se ressemblent physiquement.

Haute tension… Mon Œil/Flickr, CC BY

Mais attention, ils ne circulent pas sur le réseau comme des voitures. La vitesse de la charge électrique ne dépasse pas le kilomètre-heure. L’électricité que vous recevez chez vous c’est un peu comme l’eau d’un long tuyau plein : l’eau qui sort instantanément par la pomme d’arrosage quand vous ouvrez le robinet n’est pas celle qui entre. C’est la pression qui se transmet très vite, pas l’eau.

Avant la libéralisation, ce circuit était maîtrisé par une seule et même entreprise, Electricité de France. Elle produisait l’électricité, la transportait, l’acheminait et la commercialisait. Aujourd’hui, il y a toujours au milieu de ce circuit un seul opérateur de réseau, RTE pour la haute tension et Enedis pour la moyenne et basse tension, mais à l’amont coexistent plusieurs producteurs et à l’aval plusieurs fournisseurs.

De la concurrence aux deux bouts

Pourquoi l’ouverture à la concurrence s’est-elle limitée aux deux bouts et n’a-t-elle pas concerné les réseaux ? Tout simplement parce que le transport et la distribution de l’électricité sont des monopoles naturels. Une unique entreprise est préférable à plusieurs car les économies d’échelle sont telles qu’un seul opérateur permet de minimiser le coût.

Inutile d’introduire la concurrence qui ferait moins bien. Songer à d’autres monopoles naturels plus évidents comme un tunnel en montagne ou un réseau de remontées mécaniques pour le ski : installer deux infrastructures côte à côte desservant la même demande locale conduirait à un gaspillage et le péage et l’abonnement seraient d’un montant plus élevé.

L’électricité au tableau. Frédéric BISSON/Flickr, CC BY

Pour qu’une telle chaîne qui combine des activités en concurrence et d’autres en monopole fonctionne il faut créer deux machineries. La première est un système de régulation, avec une autorité et des règles pour faire en sorte que les réseaux soient accessibles sur un pied d’égalité aux différentes entreprises rivales qui produisent l’électricité à l’amont ainsi qu’aux entreprises rivales qui le vendent aux consommateurs finals à l’aval. Le régulateur, la Commission de Régulation de l’Énergie en France, doit également veiller à ce que ces réseaux restés en monopole recouvrent leurs dépenses sans réaliser de surprofit.

La mise en place d’un marché de gros de l’électricité, ou bourse de l’électricité, est la seconde machinerie. On serait même tenté de parler ici de tringlerie tellement la chose est compliquée. Voyons cela de plus près.

Une bourse de l’électricité

Aujourd’hui, les transactions boursières pour échanger des devises ou des actions se règlent en microsecondes. Elles s’échangent entre vendeurs et acheteurs en un éclair. Rien de tel pour les marchés électriques : les ordres sont passés la veille pour le lendemain. EDF ne peut pas annoncer qu’elle est vendeuse, disons de 100 MWh, et Total de les acheter dans la seconde qui suit.

De l’électricité achetée ailleurs. Yann Gar/Flickr, CC BY-SA

L’absence de marché spot réellement instantané de l’électricité s’explique par les caractéristiques bien particulières de cette commodité : elle ne se stocke pas (ou plus précisément pas à un coût raisonnable contrairement au pétrole ou au charbon) et la consommation et la production doivent s’équilibrer à chaque instant (sinon la lumière des ampoules faiblit ou les lignes électriques s’échauffent).

EDF peut en revanche annoncer qu’elle est prête à offrir demain pour chaque heure des volumes à différents prix, par exemple entre 12h et 13h 10 000 MWh à 31 € l’unité 7 000 MWh à 35 €, et 500 MWh à 150 € et Total peut s’engager à acheter à la même heure du lendemain 1 400 MWh à 33 €.

Quand le gestionnaire du marché empile les déclarations de tous les vendeurs et de tous les acheteurs pour une même heure, il obtient une courbe d’offre et une courbe de demande et leur intersection détermine le prix et le volume d’équilibre pour cette heure de la journée du lendemain. Il fait de même pour les autres heures.

Bien évidemment, en chaque heure du jour d’après la production et la consommation ne seront pas exactement celles prévues la veille. Tout un montage est organisé pour faire face à ces aléas et injecter ou soutirer de l’électricité au dernier moment afin d’assurer l’équilibre du système électrique.

Des marchés emboîtés

Les brusques variations du côté de l’offre et de la demande donnent ainsi des sueurs froides à l’opérateur du réseau de transport de l’électricité. Les éclipses solaires qui font brusquement chuter la production photovoltaïque en Allemagne ou les soirées de finales de championnat de football en Europe lorsque tous les postes de télévision s’allument et s’éteignent au même moment sont des événements particulièrement redoutés. Les pires étant ceux non prévus comme une chute de température exceptionnelle ou une panne de centrale électrique fortuite. Ces besoins de flexibilité en puissance ou en flexibilité sont parfois eux-mêmes couverts par des marchés. Ils rémunèrent, par exemple, l’effacement de grands consommateurs prêts à différer leur consommation ou la capacité de producteurs prêts à injecter de l’électricité en urgence au cas où.

Une construction si sophistiquée de marchés emboîtés afin de pouvoir installer la concurrence vaut-elle finalement la peine ? Oui, sans aucun doute si on raisonne à l’échelle de l’Europe continentale et pour l’allocation de court terme des capacités disponibles à la couverture des besoins. L’intérêt des bourses d’électricité en gros et de leurs marchés annexes est en effet de répondre à la demande d’électricité en faisant appel aux installations des producteurs qui produisent au moindre coût.

Le prix qui s’affiche la veille pour telle heure du lendemain est en effet égal au coût variable de l’unité marginale, c’est-à-dire la dernière centrale appelée quand on empile les offres par coût variable croissant. Cette formule ramassée chère aux économistes de l’énergie implique par exemple que les centrales à gaz seront d’abord toutes appelées avant les centrales à fioul dont le coût variable est beaucoup plus élevé.

Si seulement la moitié du parc de centrales à gaz est nécessaire pour satisfaire la demande à un instant donné, elle implique aussi que ce seront les centrales à gaz aux plus bas coûts variables qui seront sélectionnées. En deux mots la bourse sélectionne les meilleures offres des différents concurrents.

En réalité, c’est encore plus compliqué puisqu’il s’agit de minimiser l’ensemble coût de production et de transmission. Par exemple pour fournir telle ville, ce n’est pas forcément une installation d’éoliennes produisant à coût marginal quasi nul qui doit être sélectionnée. Si elle est très éloignée de la zone de consommation, il sera peut-être plus efficace de faire appel à une centrale à gaz plus coûteuse à exploiter mais qui est plus proche. Acheminer de l’électricité de plus loin est en effet plus coûteux à cause des pertes en ligne, une partie de l’électricité se dissipant en chaleur. Il peut également arrivé que des congestions apparaissent en quelques points du réseau, conduisant également à modifier le principe d’appel des centrales par coût croissant.

Pylône. JPC24M/Flickr, CC BY-SA

Du monopole à l’Europe de l’énergie

Les nostalgiques de l’électricité publique en monopole diraient qu’EDF pouvait aussi à l’époque seule dans son coin allouer sa production en tenant compte des caractéristiques des centrales et des réseaux pour satisfaire la demande au moindre coût. C’est juste à condition de supposer que l’entreprise et ses dirigeants étaient tous mus par la recherche de l’intérêt général, une hypothèse avancée par Marcel Boiteux. (Cet ancien patron d’EDF avançant même qu’il servait mieux la France électrique que ses ministres de tutelle trop préoccupés par diverses autres considérations.) Une telle hypothèse est difficile à admettre par les économistes depuis que le plus fameux d’entre eux, l’écossais Adam Smith, a fondé leur discipline sur l’intérêt égoïste des hommes.

En tout état de cause une EDF vertueuse n’aurait pu étendre son monopole à l’ensemble de l’Europe pour y minimiser à court terme le coût de production et de transmission des électrons. C’est pourtant chose faite aujourd’hui car les différentes bourses de l’électricité du continent sont couplées à des systèmes d’enchères pour gérer le transport de l’électricité à travers les frontières.

Un grand consommateur ou un fournisseur d’électricité en France peut acheter pour demain son électricité d’Allemagne ou de Belgique rendue dans l’Hexagone sans devoir réserver et payer par ailleurs un passage au-dessus du Rhin ou à travers les Ardennes.

The ConversationEn résumé, l’Europe s’est dotée d’un système efficace de marchés électriques pour allouer au mieux les électrons sur son territoire qui devient progressivement une vaste plaque de cuivre. C’est une prouesse technique doublée d’une réussite économique. Nous verrons la semaine prochaine que cette belle construction dont Total tire parti chancelle aujourd’hui. En attendant notez que la volonté de cette compagnie de faire jeu égal avec EDF et Engie ne trouve pas sa source dans les perspectives de croissance et de profit liées à l’alimentation électrique de votre résidence mais dans celles offertes demain par le véhicule électrique. En plus de recevoir chez vous l’électricité de Total vous pourrez bientôt recharger votre voiture dans ses stations-service.

François Lévêque, Professeur d'économie, Mines ParisTech

La version originale de cet article a été publiée sur The Conversation.

La déglingue des marchés de l’électricité

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Haute tension. Nicolas Vigier/Flickr
François Lévêque, Mines ParisTech

La belle construction européenne des marchés de gros de l’électricité chancelle. Les prix de gros de l’électricité ont diminué d’environ de moitié au cours des dix dernières années ; ils se sont remis à diverger au sein de l’Europe ; et des prix bien étranges, car au-dessous de zéro, sont parfois observés. Attention ces trois phénomènes ne signifient pas que le marché déraille mais que les contraintes politiques qui lui sont imposées le rendent impuissant, impuissant à résoudre les problèmes qu’elles lui font porter.

L’argument peut paraître spécieux : encore un libéral de l’électricité qui rejette la faute sur la politique pour masquer la faillite de l’économie de marché appliquée aux électrons ! Et bien non, il ne s’agit pas de cela. Voyons pourquoi.

Chute des prix et divergence

La baisse du prix de gros de l’électricité est le résultat d’une surcapacité chronique de l’offre par rapport à la demande. D’un côté, de nouveaux investissements électriques sont entrés en production et d’un autre la consommation a fléchi. Dès lors rien de plus normal que le prix s’effondre. À l’inverse, en situation de sous-capacité, soit cette fois un excès de demande par rapport à l’offre, les prix atteindraient des sommets. Le marché joue son parfaitement son rôle en pointant les insuffisances ou les excès de capacité de production. Il réagirait de même pour n’importe quelle autre commodité subissant des cycles alternant sur- et sous-investissement.

Pylônes haute tension. sabin paul croce/Flickr, CC BY

La fin de la convergence des prix nationaux, par exemple entre les prix de chaque côté du Rhin, est liée à l’embouteillage sur les autoroutes transfrontières de l’électricité. Lorsque le vent souffle très fort en Allemagne et que le soleil brille, les électrons en surplus ne parviennent plus à tous s’échapper vers la France car les capacités de transport sont saturées. Du coup, le prix de gros en France sera plus élevé qu’en Allemagne car plus rarement formé par de la production renouvelable à très bas coût. Inversement à défaut de soleil et de vent en Allemagne, c’est le prix en France qui sera plus bas. La congestion ralentit cette fois l’échange d’électricité dans l’autre sens, de la rive gauche à la rive droite du Rhin.

Le prix en France sera formé plus souvent par le coût variable du nucléaire, plus faible que celui des centrales à charbon ou au gaz. Là encore, rien de plus normal à cette divergence des marchés certaines heures et jours de l’année. Les marchés enregistrent simplement des choix politiques divergents des États membres, notamment pour développer plus ou moins rapidement les renouvelables et les interconnexions.

Au-dessous de zéro !

Les prix négatifs ne tiennent-ils pas de l’hérésie puisqu’ils signifient que les producteurs d’électricité offrent de l’argent à ceux qui la leur « achètent » ? C’est comme si des producteurs de fruits et légumes payaient les supermarchés pour écouler leur récolte arrivée à maturité. Au pire, ils la détruiraient, ce qui correspondrait alors à un prix à zéro euro, pour faire remonter le cours.

L’électricité, comme les fraises et les laitues, n’est pas stockable. Elle ne peut pas non plus croître instantanément car il faut plusieurs heures pour monter une centrale thermique à plein régime. La différence entre ces deux types de bien est que la valeur de l’électricité fluctue d’heure en heure.

Éoliennes Plouarzel. traaf/Flickr, CC BY-SA

Pour profiter d’un prix qui sera positif et rémunérateur au-delà du coût variable à 8 heures du matin, période de pointe de la demande, les producteurs doivent mettre leur centrale en marche à 4 heures. Ils produisent ainsi de premiers MWh dont personne n’aura besoin si le vent cette nuit-là fait tourner les éoliennes à toute allure. Le producteur sera gagnant dès lors que la perte subie en payant pour écouler son électricité jusqu’à l’aube est inférieure au bénéfice réalisé par les ventes en matinée. Mieux vaut ce jour-là vendre à perte dans un premier temps que de ne pas démarrer sa centrale. Là encore le marché est efficace. Sans prix négatif, il n’y aurait pas suffisamment d’électricité pendant votre petit-déjeuner et tout le monde y perdrait.

Une architecture de marché inadaptée

Mais alors qu’est-ce qui cloche ? La réponse tient en une phrase où chaque mot compte : l’architecture actuelle du marché de gros n’est pas adaptée à une production massive d’énergie renouvelable intermittente et subventionnée de façon maladroite à l’image des autres incitations à l’énergie bas carbone.

La transition énergétique passe par une réduction de la production d’électricité à partir de sources carbonées, gaz et charbon principalement, et une augmentation de la part des énergies renouvelables. Poussées par des objectifs politiques ambitieux celles-ci se sont considérablement développées en Europe, en particulier en Allemagne et en Espagne, créant, dans un contexte de demande globalement stable, de la surcapacité de production d’électricité. La surcapacité électrique que l’Europe connaît aujourd’hui est principalement liée à des chocs de politique énergétique et non à de mauvaises anticipations des investisseurs privés que le marché sanctionnerait.

En tout état de cause, cette surcapacité devrait se résorber par la fermeture des centrales qui émettent du CO2 et un nouvel équilibre serait trouvé. Sauf que les énergies éolienne et solaire sont intermittentes et, à défaut de solution économique pour le stockage à horizon proche, fermer ces autres moyens de production conduirait vite les citoyens européens à être dans le noir les jours sans soleil et sans vent.

Centrale électrice d’Irsching en Allemagne. Energy Transition-The Global Eregiewende

Illustrons ce point d’un seul exemple, celui de la centrale thermique à gaz d’Irsching près du Danube. Des unités flambant neuves et parmi les plus performantes au monde entrent en production au tout début des années 2010. Concurrencées par le charbon et les renouvelables, elles ne tournent qu’à moitié de leur capacité et essuient des pertes de plusieurs millions d’euros par an. Les propriétaires ne voyant pas d’amélioration à terme décident de les fermer. Mais ils s’en voient empêchés par le gestionnaire du réseau qui considère que ces unités récentes doivent rester ouvertes afin d’assurer une réserve opérationnelle pour palier l’insuffisance d’électricité renouvelable à certains jours et heures de l’année dans le sud de l’Allemagne.

Vous pouvez vous étonner que le gaz qui émet deux fois moins de CO2 par kWh que le charbon soit chassé par ce dernier. La raison tient au prix insuffisant que doivent payer les émetteurs de carbone. Ce niveau est trop faible pour effacer l’avantage du prix d’achat du charbon par rapport au gaz, pourtant beaucoup plus propre, sur les marchés internationaux.

Droits carbone, subventions et chûte des prix

Sachez d’ailleurs qu’il est trop faible en partie à cause des énergies renouvelables. L’Europe s’est dotée en effet d’un système d’incitations dual pour limiter les émissions de carbone dans l’énergie. D’un côté et en tout premier, un marché de droits d’émission dont le prix plafonne à quelques euros la tonne de carbone car il a été, et reste, mal calibré ; de l’autre, et postérieurement, une subvention aux énergies renouvelables basée sur un tarif de rachat du kWh produit. Or ces mécanismes conçus séparément ne sont pas économiquement étanches : le déploiement des énergies renouvelables grâce aux subventions explique pour 20 % la chute du prix du carbone sur le marché des droits.

Attention, le reproche principal adressé par les économistes à la politique de subvention aux énergies renouvelables n’est pas à l’encontre des subventions elles-mêmes mais porte sur la manière. Les opérateurs sont rémunérés par un prix d’achat du kWh fixé par les pouvoirs publics et bénéficient d’une priorité d’écoulement de leurs électrons verts sur le réseau. L’électricité renouvelable est donc extérieure au marché de gros et ses opérateurs insensibles à son prix et ses fluctuations. Pourtant, elle affecte considérablement le même marché de gros en pesant sur son prix à la baisse.

En Allemagne, les subventions aux énergies renouvelables sont responsables pour le quart de la diminution du prix observée entre 2008 et 2015. Pire, en situation de surproduction l’opérateur d’énergie renouvelable n’a aucun intérêt à stopper sa production puisqu’il est rémunéré indépendamment et n’a rien à faire pour l’écouler dans le réseau. Cette priorité fait que le prix au lieu d’être nul tombe en zone négative puisque que ce sont les opérateurs d’énergies conventionnelles qui doivent du coup s’adapter. Comme nous l’avons vu plus haut, ils n’ont d’autre issue que de payer pour injecter leur production afin d’être présents à plein régime quelques heures plus tard.

Panneaux solaires. Expertise France/Flickr

La subvention aux renouvelables trouve sa justification économique dans la baisse des coûts que seul leur déploiement à grande échelle peut entraîner. La première ferme éolienne ou le premier champ de panneaux solaire installés coûtent très cher et produisent un kWh dont le montant est prohibitif. Le millième aussi mais le coût unitaire est déjà plus bas. Le dix millième sera encore moins cher et se rapprochera du coût du kWh produit par une centrale thermique et le cent millième produira même moins cher. C’est la manifestation d’effets d’apprentissage : plus d’unités ont été auparavant fabriquées et installées plus la fabrication et l’installation d’une nouvelle unité est bon marché. Essayer avec une cocotte en papier et vous comprendrez pourquoi : vous mettrez cinq minutes pour la première et une poignée de seconde pour plier la millième. Pour le solaire photovoltaïque, on estime que le prix diminue d’environ 20 % chaque fois que la capacité installée double. Pour l’éolien en mer le chiffre est de 10 %.

Les premières éoliennes et les premiers panneaux solaires n’étant pas au début compétitifs aucun investisseur privé ne se lancerait dans une opération commerciale. Il préférerait attendre que les autres enclenchent et accroissent les effets d’apprentissage. Mais cet attentisme étant partagé par tous, personne ne se lance en l’absence de subventions. Celles-ci sont donc vertueuses (dès lors bien sûr qu’elles sont correctement calculées et cessent lorsque la parité entre énergies renouvelables et conventionnelles est atteinte).

Un marché à réformer

Pour éviter que le marché de gros ne se déglingue encore plus, des réformes sont nécessaires. L’une d’elles consiste à instaurer un prix du carbone digne de ce nom en s’appuyant sur un dispositif qui fonctionne – une taxe plancher progressive par exemple. Cela éviterait notamment que le marché de gros ne chasse l’électricité produite à partir du gaz en faveur de celle produite à partir du charbon. Une autre serait de subventionner les énergies renouvelables à travers des enchères rémunérant la capacité, les kWh produits étant rémunérés en sus par la vente sur le marché. Cela permettrait de continuer d’engranger les effets d’apprentissage tout en intégrant les énergies renouvelables dans le marché de gros.

D’autres réformes encore sont proposées. Par des économistes de l’énergie, citons les travaux de David Newbery et son équipe de Cambridge. Citons bien sûr la Commission européenne elle-même qui, il y a tout juste un an, a publié un volumineux ensemble de propositions détaillées dont un projet législatif de refonte du marché.

The ConversationOn ne peut pas en effet compter sur le marché de l’électricité lui-même pour résoudre les problèmes qui le déglinguent. « The market cannot solve the problem of market design » comme le souligne chaque année à ses étudiants un célèbre professeur d’économie de Harvard, William Hogan, dans son cours sur l’électricité.

François Lévêque, Professeur d'économie, Mines ParisTech

La version originale de cet article a été publiée sur The Conversation.