Les limites de modèle du marché pour développer un mix technologique optimal

Le changement fondamental qui affecte la valeur de l’investissement dans les marchés libéralisés est l’incertitude sur les prix de l’électricité, donc, des revenus futurs pour les investisseurs (International Energy Agency, 2003). De plus, la capacité des opérateurs à vendre l’électricité dépend de leur aptitude à diminuer les coûts de production en deçà de ceux de leurs concurrents, i.e. de leur capacité à être compétitif. Contrairement aux décisions prises dans un environnement régulé, les décisions des acteurs dans un marché libéralisé sont guidées par les signaux de prix et par une prévision imparfaite des conditions futures du marché analysés dans cette section. L’expérience confirme que, dans ces conditions, les producteurs privilégient les équipements moins intensifs en capital, à temps de réalisation court et de taille plus petite (e.g. les centrales à gaz), alors qu’ils délaissent les équipements plus capitalistiques (e.g. les centrales nucléaires ou au charbon) (cf. Glachant, 2008). Or, comme il est montré dans la section précédente, dans un mix technologique caractérisé par un manque en équipements en base, le prix marginal sera excessivement élevé pendant une fraction de temps importante dans l’année, et ceci au dépend du surplus social : la perte des consommateurs étant plus élevée que le supplément de profit net des producteurs (Finon et Perez, 2008). Ainsi, afin de réaliser les objectifs climatiques, le recours à des équipements plus intensifs en capital, comme les centrales nucléaires ou encore les centrales thermiques avec la CSC, pourrait être nécessaire.

Avant de discuter des limites du modèle d’investissement en situation de concurrence, nous

exposons les profils des risques et des coûts des différentes technologies de production existantes¹.

Ces profils peuvent influencer le mix de production d’électricité, la gamme des technologies, et les stratégies pour leur développement et leur fonctionnement. Par souci de simplification, nous laissons de côté certains risques spécifiques impliquant les risques de régulation et environnementaux qui dépendent principalement des politiques gouvernementales et peuvent être limités par les politiques et par un cadre réglementaire crédibles et clairement définis. A travers le design des marchés et des régulations des réseaux, les régulateurs déterminent également le cadre dans lequel les firmes concurrentielles opèrent. Nous nous concentrons sur un ensemble réduit des risques économiques qui doivent être gérés par les agents privés qui font les investissements : le risque de prix et de volume d’électricité et le risque de prix du combustible (cf. Tableau 2).

Tableau 2 : Les caractéristiques des coûts et des risques des différentes technologies

Technologie Taille d'unité Temps de mise en œuvre Part des coûts du capital Part des coûts du combustible Coût de CO2 Risque de prix du combustible Risque réglementaire sur les coûts de construction

Turbine à gaz (100 MW) Très petite (€20 millions) Très court Basse Très élevée Moyen Très élevée Bas

TGCC (400-600 MW) Petite (€100-200 millions) Court Basse Elevée Moyen Elevée Bas

Charbon (2*700 MW) Large (€700-1000 millions) Long Elevée Moyenne Elevé Moyenne Elevé Nucléaire (1500 MW) Très large (€2-3 milliards) Long Très élevée Basse Zéro Basse Elevé

Parcs éolien (200 MW) Moyenne (€300 millions) Moyen Très élevée Zéro Zéro Zéro Moyen

Note : Les émissions CO2 font partie de processus de combustion seulement

Source : adapté à partir d’International Energy Agency, 2007 ; Finon et Perez, 2008

Certaines conclusions, qui sont davantage élaborées dans les sections suivantes, peuvent être soulignées à partir du Tableau 2 :

- la production d’électricité à partir du gaz présente des coûts de capital faibles, ce qui réduit l’exposition financière, et une production assez flexible d’électricité. En plus, quand le prix du gaz augmente, les centrales à gaz ont tendance à devenir des technologies marginales sur le marché électrique et fixent donc le prix marginal d’électricité pour une part importante de l’année. Cela révèle deux effets opposés : une bonne corrélation entre le prix du gaz et le prix de l’électricité durant une part de l’année et, inversement, si l’investissement était dédié pour fournir l’électricité de base, le risque de faillite apparaît quand l’équipement est appelé moins souvent dans le cas d’augmentation importante de prix de gaz ;

- en revanche, les centrales à charbon sont très capitalistiques, mais le coût du combustible est

relativement bas ainsi que sa volatilité. Ces centrales sont plus exposées au risque financier

1

Les termes « incertitude » et « risque » sont souvent utilisés d’une manière interchangeable. Knight (1921) a été le premier à distinguer entre le risque mesurable et l’incertitude non mesurable. En s’appuyant sur les définitions de Knight, Barbier et Pearce (1990) notent que le risque représente les probabilités quantifiables, alors que l’incertitude renvoie au contexte dans lequel les probabilités sont inconnues. Le risque peut donc produire un résultat positif ou négatif. Cependant, l’utilisation fréquente du risque met en perspective seulement les mauvais résultats. Dans la thèse, le risque représente la probabilité de résultats négatifs et, donc, des coûts impliqués. L’incertitude réfère aux facteurs qui influencent les résultats des décisions, mais qui ne sont pas connus au moment de la décision.

dans la mesure où elles doivent rembourser le capital sur la base du volume d’électricité vendu et du prix d’électricité. Le coût initial de capital est également très important pour le nucléaire et les renouvelables. Avec un coût important en capital, les petits changements de revenu peuvent avoir de grands effets sur la rentabilité. La nécessité de la gestion du risque est donc plus élevée pour ces technologies par rapport aux technologies au gaz qui présentent un ratio bas de coût d’investissement et de capital.

Pour résumer, les investissements capitalistiques (charbon, nucléaire, hydraulique, renouvelables) sont très dépendants de l’évolution du prix de l’électricité et sont à ce titre exposés au risque financier, alors que les centrales à gaz bénéficient d’une corrélation entre le prix du combustible et le prix de l’électricité, mais elles restent sensibles au risque de prix du combustible si elles doivent être utilisées pendant une fraction importante de l’année.

2.3.1 Le risque de prix de l’électricité

La libéralisation du secteur électrique a entraîné une modification des modalités de vente et d’achat de l’électricité. En dehors des ventes au tarif, la plus grande partie des transactions se fait de gré à gré (over the counter, OTC) sous forme contractuelle, par définition non publique (Chevalier et Percebois, 2007). En parallèle, il existe des marchés organisés, des bourses électriques, qui sont des lieux d’échange et de négociation du produit électricité qui s’achète et se vend comme n’importe quelle matière première. Selon la période de livraison, l’électricité peut être négociée sur les marchés spot (principalement les contrats passés la veille pour la livraison le jour suivant) et à terme (le négoce est pour la livraison hebdomadaire, mensuelle, trimestrielle ou annuelle)¹. Les principales bourses européennes sont le Nordpool (Scandinavie), EEX (Allemagne), APX (Pays-Bas), Powernext (France), OMEL (Espagne) (cf. Reinaud 2007). Le rôle de ces bourses est important car le prix affiché est souvent pris comme référence pour établir les prix retenus dans des contrats bilatéraux. Il existe aussi des marchés à très court terme, dits marchés d’ajustement (balancing markets) sur lesquels les gestionnaires de réseau peuvent acheter des kilowattheures pour assurer l’équilibre. Il existe enfin les marchés de capacité pour la production et le transport (Chevalier et Percebois, 2007).

Sur les deux plateformes, OTC et bourses, les prix spot sont fixés quand la demande et l’offre

parviennent à s’accorder. En principe le prix est déterminé : (i) soit par le système de prix uniformes²

ou de l’offre marginale (e.g. NordPool), (ii) soit d’une façon bilatérale par le système de prix « Pay as Bid » où chaque offrant est rémunéré selon son offre et non selon la valeur de la dernière offre retenue³. En théorie, dans les marchés parfaitement concurrentiels, les niveaux des prix formés au travers de ces deux méthodes devraient être équivalents puisque les acteurs économiques peuvent

1

Les contrats standardisés à terme sur les bourses sont nommés les futures. 2

Les acheteurs et les vendeurs soumettent leurs prix à l’achat et à la vente pour chaque heure et le marché est clôturé à l’équilibre de la demande et de l’offre. Les acheteurs avec les offres supérieures au prix d’équilibre payent ce prix, et les vendeurs avec les offres inférieures au prix d’équilibre sont payes ce même prix. Les enchères se produisent quotidiennement et dans la journée (Cramton et Stoft, 2006).

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Il faut remarquer que l’échange bilatéral n’est pas limité aux marchés OTC. Par exemple, l’échange bilatéral organisé est employé dans le NETA (New Electricity Trading Arrangement) au Royaume-Uni.

arbitrer entre l’utilisation de différentes plateformes. Les corrélations fortes entre les deux prix se confirment en effet dans la pratique (cf. Reinaud, 2007). Comme évoqué auparavant, la raison

principale est que le prix du marché est souvent pris comme référence pour les contrats OTC¹.

Dans les marchés spot organisés avec les enchères à prix uniforme, les prix sont construits sur la base de l’ordre de mérite (Cramton et Stoft, 2006). On commence par exemple par les éoliennes et centrales au fil de l’eau à coût bas, puis à coût plus élevé, on passe au nucléaire, ensuite au charbon, au gaz, au fioul et à l’hydraulique de stockage. Les prix spot sont alors fixés par un modèle d’équilibre où les courbes de demande et d’offre sont confrontées pour le jour d’après. L’ordre de mérite diffère d’un pays à l’autre et peut changer dans le temps. Normalement, les grandes centrales hydrauliques sont les sources énergétiques les plus concurrentielles suivies par les centrales nucléaires. La concurrence des unités au charbon par rapport à celles au gaz dépend essentiellement de l’efficience des centrales, des coûts des combustibles et, depuis le lancement du système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE), des prix du carbone et de la méthode d’allocation des permis examinés dans le Chapitre II. Cependant, il est souvent reproché aux marchés de gros « de ne pas être ’’représentatifs’’, en raison de leur faible poids dans les volumes totaux et aussi parce que l’utilisation des bourses n’est pas obligatoire en Europe (sauf en Espagne), ce qui empêche la

formation des prix spot en fonction de l’ordre de mérite collectif². Ainsi, les asymétries d’information en

raison du manque de transparence sur les capacités disponibles (sur le réseau de transport et les interconnexions), sur les fondements de la détermination des prix de gros pour établir des prévisions de production ou des prévisions de consommation et de stocks, peuvent conduire à des stratégies de prix dont le niveau est supérieur à celui des coûts marginaux (Clastres et Locatelli, 2009).

2.3.1.1 Une volatilité intrinsèque des signaux de prix

La volatilité des prix spot est inhérente aux marchés électriques pour au moins deux raisons (Finon et Pignon, 2006) :

(1) la demande sur les marchés de gros est fortement inélastique au prix, au moins à court terme³,

(2) la non-stockabilité de l’électricité (hormis l’eau pour certaines installations de production hydraulique) entraîne la nécessité d’un équilibre en temps réel entre l’offre et la demande. Ces deux caractéristiques favorisent des variations fréquentes et importantes des prix, en particulier lorsque la quantité demandée approche les limites des capacités de production, l’offre étant

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Les prix OTC et les prix dans les bourses sont similaires et, dans la thèse, la distinction réelle n’est pas prise en compte. Cependant, la légitimité de l’utilisation du prix de l’électricité comme indicateur représentatif de tous les échanges est discutable. Dans certains pays européens, les transactions sur les échanges représentent une fraction faible de la consommation totale d’électricité.

2

Dans l’ensemble, le volume de l’électricité, représentant le coût de production, échangé sur le marché de jour d’après dans l’Europe continentale peut représenter moins de 5% de la demande totale (Reinaud, 2007).

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Cette inélasticité est atténuée dans le cas des industriels gros consommateurs d’électricité qui peuvent réagir aux signaux-prix envoyés par le marché en ajustant partiellement leur demande à certaines heures.

fortement inélastique. L’absence de stockage empêche également les vendeurs et les producteurs de mieux répartir la consommation et la production dans le temps. En plus, les contrats bilatéraux à terme (pour la livraison physique) limitent d’une manière régulière les volumes échangés sur les marchés spot, ce qui a pour effet d’assécher les marchés de gros et d’accroître d’autant plus la volatilité des prix puisque les ajustements se font sur des volumes plus réduits (Chevalier et Percebois, 2007).

Une forte volatilité des prix spots (entre des jours comparables, selon les aléas), surtout en situation tendue, a été observée dans tous les marchés de gros de l’électricité. Un exemple portant sur les quatre marchés européens est présenté dans le Tableau 3. Il convient de noter que la volatilité des prix de l’électricité est bien plus élevée sur le marché français que sur le marché scandinave. Ce phénomène provient de la différence de nature de ces deux marchés. Powernext n’est encore principalement qu’un marché d’équilibrage des positions physiques (permettant pour chaque intervenant de réaliser l’adéquation entre ses engagements contractuels et les flux d’énergie effectivement échangés). Au contraire, le NordPool est un marché à part entière au travers duquel s’échange une partie importante de l’approvisionnement électrique. Cette plus forte profondeur du marché explique la plus faible volatilité des cours (Chevalier et Rapin, 2004).

Tableau 3 : La volatilité du prix du marché

France / Powernext Allemagne / EEX Pays-Bas / APX Scandinavie / NordPool

Volatilité journalière* 61.4% 50.2% 125.6% 6.4%

Prix min (€/MWh) 4.9 3.1 6.8 10.9

Prix max 310.4 163.5 660.3 114.6

Prix moyen 25.1 26.0 38.2 31.0

*La volatilité journalière est appréciée par l’écart type des taux de variation absolus pour la période allant du 1er janvier 2002 au 31 décembre 2003

Source : Chevalier et Rapin, 2004

Si l’élévation des prix de l’électricité devrait stimuler les investissements, leur forte volatilité les décourage au contraire dans la mesure où les flux de revenus futurs sont marqués par une forte variabilité et une incertitude radicale (Marty, 2007). En plus, la volatilité n’est pas simplement le fait des « marchés dans l’enfance », un phénomène transitoire appelé à disparaître au fur et à mesure que les marchés gagneront en profondeur. Elle s’avère une caractéristique pérenne des marchés électriques libéralisés et constitue un réel frein à l’investissement des firmes. Ainsi, elle peut brouiller les signaux de prix, car les investisseurs ignorent si les prix pourront se maintenir suffisamment longtemps à un niveau élevé pour couvrir les coûts, et susciter des craintes d’interventions publiques,

notamment sous la forme de plafonnement des prix¹.

Le plafonnement des prix (price cap) peut être nécessaire pour protéger les consommateurs contre la surfacturation (Hobbs et al., 2001 ; Stoft, 2002). Si les consommateurs ne sont pas impliqués

1

La volatilité de prix elle-même entraîne donc le risque de régulation, au moins jusqu’à ce que l’expérience suffisante soit atteinte avec les marchés libéralisés pour que les investisseurs sachent s’ils devraient s’attendre ou pas à l’intervention politique et réglementaire (Oren, 2000).

dans la fixation du prix en temps réel, il peut se trouver qu’ils payeront plus que « la valeur de la

défaillance » (VOLL)¹. Cependant, le plafonnement des prix devrait être déterminé prudemment pour

ne pas réduire les incitations à l’investissement². En effet, si un plafond de prix faible est fixé, les rentes de rareté, indispensables à l’amortissement de l’investissement, ne pourraient pas être perçues. La valeur actuelle nette de l’investissement peut donc être limitée et conduire à des situations d’attente en raison de l’incertitude sur la rémunération des capacités (Marty, 2007). En revanche, un price cap élevé peut conduire à des choix de sous-investissement pour exercer un pouvoir de marché et faire monter les prix jusqu’au plafond.

La volatilité peut donc potentiellement décourager des investissements pourtant socialement nécessaires, notamment du fait de facteurs tenant à l’aversion au risque des agents économiques ou à l’imperfection des marchés financiers discutés dans la section 2.3.4 (Joskow, 2006).

2.3.1.2 Le pouvoir du marché

Le signal-prix serait encore moins approprié en présence d’un pouvoir de marché sur les marchés de l’électricité. Les soudaines hausses de prix, qui devraient fournir des incitations à l’investissement dans un marché energy-only, peuvent être manipulées si l’élasticité-prix de la demande est limitée comme le souligne Green (2001) :

« on a market on which consumers cannot react to prices in a situation of severe capacity tension, there are no limits to the prices that the producers can fix when a shortfall appears. » Quand des hausses soudaines de prix se produisent, l’incitation est forte à retenir la capacité de production, comme cela s’est manifesté pendant la crise de l’électricité en Californie (Joskow et Kahn, 2001). En offrant moins de capacité de production sur les marchés, les producteurs peuvent donc augmenter les prix d’une manière importante (Stoft, 2002). L’abus de pouvoir de marché par les firmes ou les ententes anticoncurrentielles s’avère plus facile dans des marchés centralisés sous

forme de pool (Green, 2004)³. Il faut d’ailleurs noter que le NordPool scandinave, fonctionnant selon

ce mécanisme, soulève des polémiques en raison de suspicions de manipulation des cours.

Sikorzewski (2003) montre que la manipulation des marchés est d’autant plus probable que la structure industrielle est non concurrentielle. Notons que les marchés de l’électricité sont potentiellement sensibles aux manipulations en raison de leur structure oligopolistique et de l’opacité importante concernant les transactions (European Commission, 2007a). Pour Mayhew (2000), la

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La valeur monétaire que le consommateur attribue à la dernière unité d’énergie consommée. 2

Le plafonnement de prix devrait être égal à la valeur moyenne de la défaillance (VOLL) puisqu’à ce prix les consommateurs devraient, en moyenne, être indifférents de recevoir ou pas l’électricité (De Vries et Neuhoff, 2003). Les estimations indiquent que le VOLL est environ deux fois plus élevé que le prix de l’électricité régulier. Des estimations plus précises sont difficiles à obtenir à cause de la diversité des méthodes utilisées pour mesurer le VOLL qui aboutissent à des résultats très variés (voir Ajodhia et al. 2002).

3

Ces aspects ont constitué les raisons principales à l’abandon du pool anglais au profit du NETA (New Electricity Trading Arrangement) en Angleterre en 2001.

probabilité de manipulation est forte sur ces marchés et les pics de prix pourraient parfois s’expliquer par les positions sur le marché à terme conjuguées à des rétentions de capacité.

La manipulation des prix peut avoir plusieurs conséquences. Premièrement, cela conduit évidemment à des transferts importants de revenu des consommateurs vers les producteurs. Deuxièmement, cela peut saper la fiabilité (reliability) du système. Et, enfin, troisièmement, il devient difficile de savoir si les hausses des prix sont des indicateurs réels de la rareté où si elles sont le résultat du pouvoir de marché ou encore des couplages des marchés. De manière similaire, la présence des tarifs régulés pour protéger les consommateurs ne permet pas de révéler aux opérateurs du marché les réelles dispositions à payer lors de la pointe de demande, ce qui dégrade

d’autant plus la qualité des signaux pour de nouveaux investissements¹. En examinant les degrés de

concentration² sur les différents marchés de l’électricité, l’enquête sectorielle sur les marchés

européens de l'énergie menée par la Commission souligne que les prix spot semblent être manipulés

dans plusieurs pays européens³.

Pour résumer, on peut rappeler que le prix de l’électricité joue un rôle essentiel pour déterminer les investissements et pour signaler les types et les quantités de capacités dont le marché a besoin. Néanmoins, sa formation reste « peu représentative » des conditions du marché et vulnérable à des manipulations. Ainsi, la non-stockabilité de l’électricité et la non-élasticité instantanée de l’offre et de la demande rendent le prix extrêmement volatil, caractéristique qui non seulement complique la perception du bon signal pour l’investissement, mais décourage en général les investissements dans la mesure où les flux de revenus sont incertains. La volatilité excessive du prix de l’électricité augmente le risque financier, comme discuté ci-dessous. Le rôle des garanties financières analysées dans la section 2.3.4 devient donc important pour assurer les investissements.

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Dans la plupart des pays européens (19), les prix de l’électricité restent régulés dans au moins un segment du marché ouvert à la concurrence (ERGEG, 2007).