Entre service public et concurrence européenne

ÉNERGIE ET MARCHÉ INTÉRIEUR

ENTRE SERVICE PUBLIC ET CONCURRENCE EUROPÉENNE QUINZE ANS DE VALSE-HÉSITATION ÉNERGÉTIQUE FRANÇAISE ...ET D’INCOMPRÉHENSION MUTUELLE par MICHEL DERDEVET Lauréat de la faculté de Droit et des Sciences économiques de Montpellier I Diplômé d’HEC – Maître de conférences à l’Institut d’Études politiques de Paris

L’ouverture du secteur énergétique européen suscite depuis plus de quinze ans beaucoup de débats, souvent passionnés, entre partisans d’une dérégulation avancée, homogène à l’échelle européenne, et défenseurs des modèles intégrés, nationaux ou régionaux. Depuis 2000, le scepticisme s’est accru, notamment en France, quant à l’efficacité du modèle européen en terme de baisse des prix, d’amélioration de la qualité délivrée au consommateur et de suffisance des investissements nécessaires pour renouveler le parc de production et les moyens de transport d’énergie. Plutôt qu'une approche « bloc contre bloc », entre d’un côté un service public à la française mythifié et une concurrence européenne caricaturée, l’auteur suggère, après analyse des textes de droit communautaire publiés depuis dix ans, deux pistes: redéfinir d’abord, activités par activités, ce qui relève aujourd’hui pleinement des missions d’intérêt général, qui mérite à ses yeux une intervention publique garantie, nationale ou européenne, et ce qui participe de la compétition européenne, qui doit être libre et sans entrave; à l’image du mouvement de « rerégulation » engagé aux États-Unis, il évoque aussi, afin de garantir à la fois une meilleure stabilité des prix et une sécurité d’approvisionnement accrue, l’intervention de mécanismes de puissance publique afin qu’une croissance durable et la garantie pour tous les européens d’une vraie indépendance énergétique deviennent des objectifs prioritaires de l’Union, prenant le pas sur une vision stricte de la compétition européenne érigée en modèle canonique.

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992-2008. Entre ces deux dates, plus de quinze ans de mise en place progressive d’une politique européenne de l’énergie avec, au terme de cette période, un sentiment mitigé dans l’opinion publique hexagonale et chez les décideurs quant à l’opportunité et l’intérêt d’une telle

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démarche. Comme nous l’avons développé par ailleurs (1), le discours politique est en ce sens révélateur, qui est allé successivement de l’opposition pure et simple (19921996), essentiellement par incompréhension des mécanismes en œuvre, à l’espoir d’une articulation réussie entre les valeurs de service public auxquelles notre pays est fortement attaché et l’intérêt d’une approche concurrentielle (1996-2000) avant de revenir à une vision critique et hostile contre cette Europe censée détruire le « capital » historique incarné à travers nos entreprises énergétiques nationales (20002007). Aujourd’hui, les promesses ont fait place à beaucoup de déception: hausse des prix, amélioration relative de la qualité pour le consommateur, critiques sur la faiblesse des investissements et la démarche « spéculative » d’entreprises dont le capital a été ouvert en 2004... Pris dans le chevauchement complexe entre public et privé, entre vision régulée et concurrentielle, le secteur semble aujourd’hui au « milieu du gué »: faut-il stopper le processus, revenir en arrière, aller plus loin? Même les États-Unis, qui

(1) « France - Europe - Énergie: la grande désillusion? », Revue politique et parlementaire, 2007; 109 (1042).

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ont suivi le même chemin, paraissent revenir à certaines méthodes administrées, notamment pour ce qui relève de leur sécurité d’approvisionnement. Et si, in fine, tout cela relevait d’une absence de vision stratégique de ce qui d’une part est et doit rester, à moyen-long terme, sous le contrôle de l’État français ou d’un régulateur indépendant, et de ce qui, d’autre part, doit être envisagé, désormais, dans le cadre d’une compétition européenne ouverte et loyale, pour laquelle notre pays dispose d’atouts essentiels? Notre hypothèse de travail sera que, faute d’avoir clairement fait le choix entre les deux options, on mélange allégrement les deux, sans arriver à remettre le public et le privé à leur juste place, c’est-àdire en risquant à la fois d’amodier dans notre pays les qualités du service public énergétique et d’échouer dans la « mise en orbite » européenne de nos opérateurs nationaux (2).

1. Le modèle européen originel À l’issue d’un mouvement d’intégration des activités, réalisé principalement dans la deuxième moitié du XXème siècle, à la fois pour des raisons d’économies d’échelle et de rationalisation des investissements (3), la plupart des entreprises énergétiques européennes étaient caractérisées au début des années 1990 par une organisation centralisée et verticalement « intégrée ». Ces entreprises électriques ou gazières réunissaient en conséquence les fonctions de production, de transport et de distribution, et étaient souvent en situation de monopole, soit au niveau régional soit au niveau national; en conséquence, les prix étaient dans la plupart des pays membres réglementés. Certes, des interconnexions entre pays européens existaient; mais elles répondaient plus à une logique de secours mutuel et de gestion optimale des moyens de production qu’à une visée concurrentielle.

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Initiée au début des années 90, la politique européenne de l’énergie s’est donc essentiellement concentrée sur le passage de ce modèle d’entreprises monopolistiques à un grand marché intérieur concurrentiel, où les électrons et le gaz pourraient circuler sans obstacle, par delà les frontières nationales.

Chaque client européen était sensé théoriquement pouvoir se fournir auprès du producteur de son choix, quelle que soit la nationalité de ce dernier.

La vision sous-jacente est que le secteur doit être décentralisé, afin de profiter des bienfaits de la concurrence; celle-ci est supposée générer des prix inférieurs, un service de qualité accrue et des décisions d’investissements plus optimales. Facilitée par une série d’innovations technologiques (4), son adoption est portée par le tournant libéral amorcé aux États-Unis et en GrandeBretagne à partir des années 1980: la planification centralisée devient « has been », en tout cas moins optimale que la libre allocation des investissements réalisée par le marché; les monopoles prélèveraient une rente systématique au détriment des consommateurs. Aux États-Unis, cette restructuration de l’industrie électrique est conduite avec le Public Utilities Regulatory Act de 1978, mais surtout l’Energy Policy Act de 1992: ouverture de la concurrence dans le secteur de la production, création des marchés de gros, mise en place des principes de l’accès non discriminatoire des tiers aux réseaux sous l’autorité d’un régulateur fédéral, la FERC. Cette dernière pousse par ses ordonnances à la création de gestionnaires de réseaux indépendants (5) et régionaux (6).

Mais la désintégration verticale est d’emblée pensée conjointement avec un deuxième pilier, l’élargissement horizontal des marchés: la concurrence est accompagnée par la création d’un grand marché continental et concurrentiel à partir de « marchés » locaux et monopolistiques. Le nouveau modèle trouve donc un écho auprès des institutions

fédérales américaines et de la Commission européenne, qui vient de créer au 1er janvier 1993 le Marché intérieur imaginé dans le cadre de l’Acte unique européen de 1986.

En 1991, le commissaire européen à l’Énergie, Antonio Cardoso e Cunha, souhaite généraliser le marché intérieur au secteur de l’énergie, dont il recommande la libéralisation totale (7): un niveau des prix supérieur de 40% en Europe par rapport aux ÉtatsUnis résulterait, au dire de la Commission, d’un défaut de concurrence... a) La première directive électricité de 1996: la logique « bloc contre bloc » La 1ère directive électricité de 1996 (8) engage le processus de libéralisation en Europe.

Mais son adoption a été précédée par des négociations difficiles et de multiples rebondissements; alors que la Commission prône un modèle concurrentiel total, à l’image de la

(2) Cf. l’article récent publié au sujet des tarifs réglementés (Les Échos du 14.1.2008) par Me Marc SÉNAC de MONSEMBERNARD qui conclut que « l’État français est schizophrène, fermant à Paris les marchés dont il approuve l’ouverture à Bruxelles, mettant en péril les services publics en prétendant défendre les intérêts de leurs usagers et les appauvrissant au moment même où il en décide la privatisation ».

(3) « Les réseaux électriques, au cœur de la civilisation industrielle », Christophe BOUNEAU, Michel DERDEVET, Jacques PERCEBOIS,Timée, mai 2007.

(4) Réduction de la taille optimale des centrales et donc facilité à concevoir un marché de la production ouvert à la concurrence; réduction des pertes occasionnées par le transport de l’électricité (rendant plus facile la concurrence de centrales distantes de plusieurs centaines de kilomètres).

(5) Les ISO ont été créées par la Rule 888 de la FERC en 1996, principalement au niveau de chaque État.

(6) Les ISO ont été encouragés à fusionner et à constituer des entités régionales (RTO) par l’Order n° 2000 du 15 décembre 1999.

(7) COM(91) 548 final.

(8) Directive 96/92 du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, JOCE n°L 27 du 30.1.1997, p. 20.

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libéralisation engagée en Grande-Bretagne ou dans les pays scandinaves, certains États, au premier rang desquels la France, souhaitent préserver les missions de service public et les voir formellement inscrites dans le texte. Le groupe socialiste du Parlement européen menace même en 1994, si cela n’était pas acté, de censurer la Commission européenne (pourtant présidée par le socialiste français Jacques Delors). La crise sera évitée... de peu! Grâce notamment au travail d’amendements du député belge Claude Desama, un texte de compromis sera trouvé en décembre 1996 qui, tout en s’inspirant du modèle britannique, prévoit que les États « peuvent imposer aux entreprises du secteur de l’électricité des obligations de service public, dans l’intérêt économique général, qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité d’approvisionnement, la régularité, la qualité et les prix de la fourniture, ainsi que la protection de l’environnement » (9).

Cette première directive électricité instaure la concurrence dans le domaine de la production, prévoit l’ouverture progressive du marché de la consommation (10), l’accès des tiers au réseau (ATR), la dissociation comptable et financière des activités de transport des autres activités des compagnies électriques, ainsi que des clauses de sauvegarde et de dérogations transitoires afin de limiter les déséquilibres générés par l’ouverture des marchés.

En France, cette directive est transposée, tardivement, par la loi du 10 février 2000 (11).

Pourquoi ce retard? Pourquoi une gestation si difficile? Selon Christian Bataille, rapporteur à l’Assemblée nationale, « parce que la traduction de la directive électricité, en France plus qu’ailleurs en Europe, touche à une dimension quasi culturelle. Parce que le service public est, chez nous, central ». C’est la raison pour laquelle d’ailleurs cette loi de transposition est nommée « loi de modernisation et de développement du service public de l’électricité » par le ministre de l’Industrie

de l’époque, Christian Pierret, qui met l’accent en permanence sur l’objectif double qu’elle vise: ouvrir le marché électrique français et défendre le service public.

La loi du 10 février 2000 permet l’entrée sur le marché de nouveaux producteurs, crée la Commission de Régulation de l’Électricité (CRE) (12), ainsi qu’un marché de gros (complété par le lancement de la bourse Powernext en 2001). L’activité transport d’EDF est progressivement séparée de la production pour créer, au 1er juillet 2000, un gestionnaire de réseau indépendant, RTE, Réseau de Transport d’Électricité (13). Le marché de détail est partiellement ouvert, permettant à des consommateurs dits « éligibles » de changer de fournisseur, c’est-à-dire de s’approvisionner sur le marché libre européen, à un prix non régulé. À l’échelle européenne, les négociations concernant le gaz sont facilitées par l’adoption du compromis sur l’électricité et une directive est adoptée en 1998 (14), avec les mêmes objectifs et modes de fonctionnement: ouverture progressive du marché gazier (15), extension progressive de la catégorie des clients dits éligibles (16), définition de deux formules d’accès au réseau (un accès négocié ou réglementé), dérogations transitoires,... b) Le « deuxième paquet »: le prolongement de la logique de libéralisation, adopté dans une anxiété croissante par le Parlement français La communication de la Commission au Conseil et au Parlement du 13 mars 2001, intitulée « L’achèvement du marché intérieur de l’énergie » (dit « Paquet de Palacio », du nom de la commissaire à l’Énergie) (17), fait un bilan encourageant de la mise en œuvre de la première directive. Alors que le minimum d’ouverture fixé par ce texte doit être de 30% pour l’électricité et de 20% pour le gaz, il est respectivement de 66% et de 79% pour la moyenne

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de l’UE (18). Selon Eurostat, entre 1996 et 2001, les prix de l’électricité payés par les ménages et les industriels ont baissé en moyenne d’environ 6% dans l’Union européenne.

La Commission estime sur ces bases que de nouvelles mesures sont nécessaires pour achever le marché intérieur de l’énergie.

Après deux ans de débat, les secondes directives sur le gaz et l’électricité (« Second paquet énergie ») sont en conséquence adoptées le 26 juin 2003 (19). Elles prévoient l’ouverture des deux marchés pour tous les consommateurs professionnels d’ici juillet 2004 et pour l’ensemble des consommateurs d’ici juillet 2007. Elles mettent aussi l’accent sur la séparation (découplage ou « unbundling ») juridique entre les acti-

(9) Directive 96/92/CE, article 3.2.

(10) Soit 26% du marché en 1999, 30% en 2000 et 33% en 2003.

(11) Loi n° 2000-108.

(12) Devenue la Commission de Régulation de l’Énergie en 2003 (loi 2003-8 du 3 janvier 2003).

(13) La même démarche amènera sept ans plus tard, le 1er janvier 2008, à la création d’une entreprise équivalente pour la distribution, ERDF. (14) Directive 98/30/CE du Parlement Européen et du Conseil du 22 juin 1998 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, Journal officiel n° L. 204 du 21/07/1998 p. 01 - 12.

(15) Le seuil fixé correspond à 20% de la consommation annuelle en 2000, 28% en 2005 et 33% en 2010.

(16) Clients consommant plus de 25 millions de m3 par an et par site de consommation puis 15 millions en 2005 et 5 millions en 2010.

(17) Communication de la Commission au Conseil et au Parlement européen, « Achèvement du marché intérieur ».

Règlement du Parlement européen et du Conseil concernant les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité, Bruxelles, 13/03/2001, COM(2001) 125 final.

(18) L’Allemagne et le Royaume-Uni sont à 100%, tandis que la France atteint les seuils minimums.

(19) Directive 2003/54/CE pour l’électricité et 2003/55/CE pour le gaz.

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vités « distribution » et « transmission/transport ». Enfin, elles renforcent les pouvoirs du régulateur et fixent des normes minimales de service public.

La France a transposé ce second paquet par deux lois, l’une en 2004 (20), l’autre en 2006 (21). L’examen des débats parlementaires relatifs à ces lois révèle un scepticisme croissant à l’égard de la concurrence et une inquiétude de plus en plus forte quant à la sécurité des approvisionnements (22). En 2000, il apparaissait encore possible, en France, de concilier libéralisation du marché de l’électricité et missions de service public; le marché pouvait encore faire baisser les prix. Mais de 2004 à 2006, le thème de la hausse des prix apparaît de manière accrue dans le discours politique hexagonal, qui s’épanouit alors dans le champ lexical de la peur et de l’angoisse. Les préoccupations concernant la sécurité des approvisionnements s’accroissent, consécutivement aux différents black-out (crise californienne de 2001; black-out est-américain & italien de 2003,...).

Les parlementaires français cherchent donc à limiter la libéralisation au moment même où ils transposent les directives. La loi du 9 août 2004, relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, entend donner à EDF et Gaz de France les moyens juridiques et financiers d’affronter la libéralisation du marché de l’énergie. Les établissements publics EDF et Gaz de France deviennent des sociétés anonymes dont le capital est détenu à plus de 70% par l’État, qui pourront dorénavant commercialiser des services associés à la fourniture d’énergie.

Conformément aux exigences européennes, la séparation juridique des réseaux de transport d’électricité et de gaz est actée, tout comme la séparation comptable de la distribution. Mais la préoccupation de service public reste présente, par la définition de contrats entre l’État et EDF. 172

En complément, la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie vise, notamment, à permettre la réalisation du projet de fusion entre GDF et Suez (23). Elle permet aussi la transposition des directives visant à l’ouverture complète des marchés de l’énergie au 1er juillet 2007. La CRE voit ses compétences renforcées et élargies au domaine du gaz naturel.

Mais les parlementaires s’inquiètent toujours de la hausse des prix de l’énergie, qui pénalise les plus pauvres et pèse sur la compétitivité des entreprises; un « tarif réglementé transitoire d’ajustement au marché » (TARTAM) est créé pour une durée de deux ans (24), qui permet à ceux qui ont précédemment choisi le marché de revenir à un tarif réglementé; un tarif social doit parallèlement être mis en place pour les personnes en situation de précarité. En décembre 2007, une loi permet aux consommateurs particuliers de retrouver le tarif réglementé au bout de six mois s’ils ne sont pas satisfaits par les offres de prix du marché. En janvier 2008, un amendement sera adopté visant à prolonger ce TARTAM. Quel meilleur symbole, à travers ce dispositif, de la valse-hésitation française évoquée ci-dessus! On veut bien s’ajuster au marché concurrentiel européen, mais, de grâce, laissez-nous quelque temps supplémentaire...

2. Les résistances à la libéralisation conduisent à des résultats peu satisfaisants, d’où de nouvelles mesures proposées par la Commission, qui visent à achever de séparer les entreprises intégrées a) Des dysfonctionnements que la Commission européenne associe à une concurrence insuffisante En juin 2005, la Commission lance une enquête (25) sur les dysfonctionnements persistants des marchés européens du gaz et

de l’électricité, qui subissent « des hausses importantes des prix de gros du gaz et de l’électricité qui ne s’expliquent pas totalement par des coûts plus élevés des combustibles primaires et des obligations de protection de l’environnement, des plaintes persistantes sur les barrières à l’entrée sur le marché et les possibilités limitées pour les consommateurs de choisir leur fournisseur ». Si le marché ne fonctionne qu’imparfaitement, c’est selon elle parce qu’il reste trop oligopolistique, que la concurrence est insuffisante entre les grands opérateurs et qu’il « subsiste des entraves au libre jeu de la concurrence »; Elle estime précisément ces entraves au nombre de huit: 1) Les marchés restent nationaux et autant concentrés qu’avant la libéralisation, ce qui procure aux fournisseurs traditionnels un pouvoir de marché exorbitant.

2) La séparation insuffisante des réseaux de transport et de distribution (« verrouillage vertical du marché ») empêche l’entrée de concurrents et menace la sécurité d’approvisionnement, car les opérateurs sont moins

(20) Loi n° 2004-803 du 9 août 2004.

(21) Loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006.

(22) Article déjà cité, « France - Europe - Énergie: la grande désillusion? », M. DERDEVET, Revue politique et parlementaire, 2007; 109 (1042).

(23) Le seuil minimal de participation de l’État au capital de Gaz de France est abaissé à 1/3.Dans le groupe nouvellement constitué, la part de l’État sera abaissée à 34% et une action spécifique (dite « Golden share ») sera créée pour permettre à l’État de s’opposer à toute mesure compromettant la sécurité des approvisionnements en énergie.

(24) La loi n° 2008-86 du 21 janvier 2008 confirme ce dispositif de droit de retour au tarif réglementé pour les consommateurs domestiques et les petits professionnels.

(25) Communication de la Commission: « Enquête menée en vertu de l’article 17 du règlement (CE) n° 1/2003 sur les secteurs européens du gaz et de l’électricité (rapport final) », COM(2006) 851. Le résultat définitif de cette enquête est présenté le 10 janvier 2007.

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incités à investir dans les interconnexions ou le développement du réseau.

3) Le marché européen n’est pas intégré. Les marchés sont nationaux, les interconnexions insuffisantes et il manque notamment une surveillance réglementaire des échanges transfrontaliers.

4) Le marché manque de transparence, d’informations fiables et disponibles en temps réel, notamment sur la disponibilité technique des interconnections et sur la transformation, l’équilibrage et l’énergie de réserve ainsi que sur la charge.

5) La formation des prix est complexe.

Comme le note la Commission européenne, « les hausses du prix des carburants primaires ont certainement joué dans l’évolution récente des prix de l’électricité, surtout pour les centrales marginales. Ce phénomène ne paraît toutefois pas expliquer totalement les récentes hausses de prix. De même, l’effet du système européen d’échange des droits d’émission de CO2 sur les prix de l’électricité n’est pas encore tout à fait clair ».

6) La concurrence est insuffisante au niveau de la distribution (marchés en aval).

7) Les marchés d’équilibrage/ajustement favorisent souvent les exploitants traditionnels.

8) Le potentiel des fournitures de GNL (gaz naturel liquéfié) est insuffisamment exploité. b) Le Troisième paquet se concentre sur une mesure forte, mais contestée: la séparation patrimoniale des activités de transport L’analyse des dysfonctionnements du marché conduit la Commission à proposer un programme d’action, le « troisième paquet énergie », ébauché le 10 janvier 2007 et présenté dans le détail le 19 septembre 2007 (26). Le Conseil européen du printemps 2007, favo-

rable aux mesures environnementales du paquet (27) de janvier 2007, préféra cependant attendre des propositions plus précises de la Commission (notamment concernant le nucléaire et la séparation des activités de transport et de production) pour se prononcer, faisant ainsi écho aux interrogations conjuguées de la France et de l’Allemagne.

La mesure phare de ce projet de directive (article 1er, paragraphes 5 à 9) est d’obliger les États membres à réaliser la séparation patrimoniale (ownership unbundling) des activités de transport, dans un délai maximal de trente mois (28).

La Commission propose deux modèles de séparation. La dissociation totale, tout d’abord, qui consiste en la séparation effective entre la gestion des réseaux de transport d’électricité et de gaz d’une part, et les activités de fourniture et de production d’autre part. Il est interdit à une entreprise de production/commercialisation de détenir un quelconque « intérêt » ou des droits minoritaires de blocage dans un Gestionnaire de Réseau de Transport (GRT), de nommer des membres des organes de surveillance, d’administration ou de direction ou d’être membres de tels organes.

Un modèle alternatif est proposé, à caractère transitoire (sans toutefois qu’aucun délai ne soit précisé), celui dit ISO (Independent system operator), qui prévaut dans plusieurs États des États-Unis (29). Le GRT serait scindé en deux sociétés: la propriété de l’infrastructure serait détenue par une société, éventuellement filiale de l’entreprise active dans le secteur de la fourniture ou de la production; la gestion technique et commerciale de ces actifs étant assurée par une autre entreprise, indépendante, désignée par le propriétaire de l’infrastructure et approuvée par la Commission. La société propriétaire de l’infrastructure devrait « financer les investissements décidés par l’ISO » et s’en-

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gager à respecter certains niveaux d’indépendance à l’égard de sa société mère, ainsi qu’un « compliance program » destiné à empêcher toute discrimination à l’accès au réseau.

Avec un tel modèle, on atteindrait un niveau de complexité extrême, fragilisant la « viabilité » industrielle du modèle français de GRT « plein », incarné par RTE, qui associe dès l’origine (2000) la gestion du système électrique et l’ingénierie de développement et d’entretien du réseau. On engendrerait aussi un système dangereux,

(26) Projet de directive modifiant la directive 2003/54.

(27) Depuis le Sommet informel des chefs d’État et de Gouvernement de Hampton Court en 2005 suivi par le Livre vert sur une Stratégie européenne pour une énergie durable, compétitive et sûre adopté par la Commission en mars 2006, l’énergie est devenue une des priorités politiques de la Commission. Le 10 janvier 2007, elle propose un paquet intégré de mesures dans le domaine de l’énergie et du changement climatique (communication de la Commission européenne, « Une politique de l’énergie pour l’Europe », COM(2007) 1 final.): développement d’un « véritable marché intérieur de l’énergie », passage plus rapide aux énergies produisant peu de carbone (20% de l’énergie produite en 2020 issus des énergies renouvelables, 10% des biocarburants), efficacité énergétique (économie de 20% de la consommation totale d’énergie primaire d’ici à 2020), « politique énergétique internationale pour laquelle l’UE parle d’une seule voix ».

(28) Délai de 18 mois pour la transposition et d’un an pour la séparation effective.

(29) Les ISO ont été créées par la Rule 888 de la FERC en 1996, principalement au niveau de chaque État. Ils ont été encouragés à fusionner et à constituer des entités régionales (RTO) par l’Order n° 2000 du 15 décembre 1999. La planification du réseau et son développement sont assurés par les RTOs sous l’autorité de la NERC (North American Electric Reliability Council), organisation créée sur base volontaire par les entreprises d’électricité pour coordonner les échanges entre acteurs et ainsi assurer la fiabilité du réseau. Cette organisation, composée de huit zones, est dotée depuis le 1er janvier 2007 de pouvoirs coercitifs dans le cadre de la nouvelle loi (Energy Policy Act) sur l’énergie votée en 2005, loi qui confère également,pour la première fois,un pouvoir à la FERC en la matière (pouvoir d’imposer la construction de nouvelles lignes en cas de blocage persistant des autorisations par les États, ou backstop authority).

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générateur de tensions permanentes entre le « propriétaire » et le « locataire » du réseau.

C’est la raison pour laquelle la France et l’Allemagne, satisfaites ni par l’une ni par l’autre de ces solutions, envisagent à l’heure actuelle une troisième voie, essentiellement articulée autour du renforcement des garanties d’indépendance des GRT et de régulation de leur marché.

Dernier dispositif proposé par l’UE dans le but de protéger les réseaux d’énergie communautaires des entreprises étrangères, il serait interdit à une entreprise d’un État tiers de prendre le contrôle d’un GRT communautaire, à moins d’un accord bilatéral entre États et que l’acquéreur soit lui-même « unbundlé ». Compréhensible, cette mesure n’en reste pas moins orthogonale à certains principes généraux prévalant, notamment dans le cadre de l’OMC. L’analyse d’impact fournie par la Commission pour appuyer son projet « d’unbundling » cherche à montrer que les prix et l’investissement dans les réseaux et les interconnexions ont mieux évolué dans les pays ayant réalisé la séparation que dans les pays verticalement intégrés (30). Par exemple, entre 1998 et 2006, les prix cumulés et agrégés de l’électricité pour les ménages auraient progressé de 5,91% dans les marchés « unbundlés » contre 29,46% pour les autres. Cette analyse est cependant discutable... et discutée (notamment au Parlement européen)! Elle ne prend pas en compte les niveaux initiaux de prix, mais seulement les évolutions. Elle n’identifie pas d’autres facteurs importants, comme les taxes, les circonstances particulières, ou bien les nombreux facteurs responsables de l’évolution des prix (différences de mix énergétique, coûts des permis d’émission, régulation des prix de détail ou de la distribution, etc.). Enfin, elle ne fait aucune distinction entre acteurs publics et privés dans son analyse de l’investissement, alors que le sujet 174

paraît pourtant important: grâce au modèle financier imaginé, en France, en 2000 (le régulateur propose au ministre un tarif public d’utilisation du réseau, qui fournit les recettes du GRT, et examine son programme d’investissements annuel), une entreprise publique comme RTE peut investir 850 millions en 2008 (contre 500 en 2005), et dès 2009 de l’ordre d’un milliard d’€ par an. Quelle garantie donnerait « l’ardente exigence » de séparer RTE d’EDF si l’on oubliait en chemin cela?

Certes, EDF détient aujourd’hui 100% de RTE, mais la séparation comptable et financière est une réalité, et l’opérateur historique ne peut interagir en rien sur les « fondamentaux » économiques et financiers, sur la gestion quotidienne de la Société gestionnaire du réseau de transport, réputée et reconnue par ailleurs pour son indépendance.

L’idée de séparation patrimoniale est ainsi contestée ou débattue par de nombreux acteurs. En s’appuyant sur l’expérience française, « la CRE considère ainsi qu’il est possible d’avoir, au sein de groupes intégrés, des gestionnaires de réseaux de transport réellement indépendants et reconnus comme tels, à condition qu’existe une régulation véritablement indépendante et intrusive (31) ». À tout prendre, la CRE considère que le modèle ISO serait le plus complexe et délicat à mettre en œuvre. Il semble avoir été à l’origine d’un déficit d’investissement sur les réseaux aux États-Unis, qui se sont montrés incapables de faire face à l’accroissement et à la diversification des transits d’électricité consécutifs à l’ouverture des marchés et à l’augmentation de la demande dans les années 1990. Ce sous-investissement chronique a accru le risque de défaillance du système et la fréquence des incidents (par exemple le gigantesque black-out du 14 août 2003 dans les États du Nord-Est et en Ontario). On peut d’ailleurs noter que c’est suite au black-out ayant affecté la péninsule

italienne, le 28 septembre 2003, qu’a été prise la décision de fusionner propriété du réseau et gestion en Italie, jusqu’alors un des rares pays européens à avoir opté pour le modèle ISO. La séparation patrimoniale, totale ou partielle, serait, elle, aux yeux du régulateur, une solution plus simple. Comme elle le note, dès 2005, lors de la filialisation juridique de RTE, « une prise de participation de la Caisse des Dépôts avait d’ailleurs été envisagée et annoncée par le ministre de l’Industrie (32) ». c) Afin d’améliorer la concurrence et les échanges transfrontaliers, le « 3 ème paquet énergie » propose aussi des mesures de renforcement du rôle des régulateurs, et suggère plus de transparence et une meilleure coordination entre GRT Le « Paquet Énergie » comprend aussi un projet de règlement qui crée une Agence de coopération des régulateurs (ACER) nationaux de l’énergie, capable de compléter ou de coordonner l’action des régulateurs nationaux sans toutefois se substituer à eux.

Cette création, qui s’inspire du groupe consultatif des régulateurs européens dans l’électricité et le gaz (ERGEG), vise à renforcer les moyens confiés aux autorités de régulation et à améliorer les échanges transfrontaliers d’énergie.

Dans le même objectif, la Commission propose un nouveau réseau européen pour les gestionnaires de réseau de transport (European Network of Transmission

(30) Commission Staff working document accompanying the legislative package on the internal market for electricity and gas, Brussels SEC(2007) 1179, 19/09/2007.

(31) CRE, Décryptages, n° 6, novembre/décembre 2007.

(32) CRE, Décryptages, n° 6, novembre/décembre 2007.

Revue du Marché commun et de l’Union européenne, n°516, mars 2008

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System Operators for Electricity – ENTSOE) dans le domaine de l’électricité (33).

Ce réseau devra publier tous les deux ans un plan d’investissement sur dix ans pour l’Europe. Il pourra adopter des codes techniques et commerciaux, après consultation de ses membres, avis de l’ACER et avis circonstancié de la Commission: règles de sécurité et de fiabilité, règles d’accès aux réseaux, règles opérationnelles pour les cas d’urgence, règles d’ajustement, etc. La mise en place de ce réseau permet de faire face à l’interdépendance croissante des États et des réseaux entre eux: le 4 novembre 2006, un incident sur le réseau à très haute tension allemand a ainsi conduit à un « black out » très médiatisé pour environ 15 millions d’Européens, obligeant notamment RTE, en France, à opérer des délestages importants. Cette panne a remis au premier plan la nécessité de mieux réguler certains réseaux nationaux et de favoriser, entre réseaux européens, une meilleure coopération et l’adoption de normes communes.

La Commission cherche aussi à rapprocher les marchés nationaux pour une meilleure entraide en cas de menace pour la sécurité de l’approvisionnement. Prenant en compte la lenteur de création d’instruments de coopérations multinationaux, elle prévoit que les réseaux publient tous les deux ans des plans d’investissements à la maille régionale (cohérent avec celui de l’ENTSOE) et qu’ils adoptent/adaptent ensuite leurs décisions d’investissements en fonction de ces plans.

Enfin, la Commission souhaite améliorer la transparence, pour permettre aux acteurs de prendre leurs décisions d’investissement en fonction des informations les plus optimales: les acteurs du marché doivent dorénavant fournir pour publication aux gestionnaires de réseaux de transport toutes les données pertinentes concernant les prévisions de consommation et de production, la

disponibilité des actifs de production et de réseau, les capacités de réserve et d’ajustement.

3. Les propositions de la CE font peutêtre excessivement confiance en la concurrence et ne prennent pas assez en compte les objectifs de stabilité des prix et de sécurité d’approvisionnement La stabilité des prix et la sécurité des approvisionnements pourraient être mieux assurées en rompant avec une juxtaposition néfaste du public et du privé et en donnant au public la place qu’une focalisation excessive sur la concurrence lui a enlevée.

Certaines évolutions récentes laissent penser que les États-Unis, déçus par certains dysfonctionnements du marché, ont une approche plus pragmatique que celle de l’Union européenne. a) La juxtaposition d’un marché libre et d’un marché régulé conduit à des dysfonctionnements dans le système des prix, qui donne de mauvais signaux aux investisseurs et aux consommateurs En Europe comme aux États-Unis, un certain nombre d’États, inquiets de la hausse des prix de l’énergie, ont préféré conserver des tarifs régulés au détriment de la libre fixation des prix sur le marché. En effet, après avoir baissé au début des années 2000, les prix sur le marché libre français ont augmenté à partir de 2003, s’alignant sur l’augmentation générale du prix des matières premières (gaz et charbon) sur les marchés mondiaux (34). Or, les tarifs régulés n’ont, eux, souvent pas varié en termes réels. En effet, le Gouvernement considère légitime de maintenir le tarif régulé à un niveau voisin de celui qui était le sien en 2000: la production française étant majoritairement d’origine nucléaire, son coût moyen n’a pas fondamentalement varié. En conséquence, les tarifs régulés sont devenus inférieurs aux

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prix de marché, qui s’alignent eux, interconnexions européennes obligent, sur le coût marginal de la dernière centrale européenne (allemande) mise en service. Ainsi, en France, le tarif vert d’EDF (35) devient, dès l’automne 2003, inférieur au prix du marché à terme (contrat de long terme), et le prix de court terme (Powernext Day ahead) le dépasse à l’été 2004. Un certain nombre de consommateurs éligibles, qui avaient quitté le tarif au moment où ce choix était avantageux, subissent alors la hausse et réclament un retour à des tarifs réglementés.

La question de savoir si les prix de marchés sont trop élevés ou si les tarifs régulés sont trop faibles est complexe. La Commission européenne a ouvert, le 13 juin 2007, une enquête sur les tarifs réglementés de l’électricité en France. Rien de tel aux États-Unis, où la FERC, malgré le récent accroissement de ses pouvoirs qui lui a été conféré par l’Energy Policy Act du 8 août 2005, ne peut contester aux 50 États fédérés leurs prérogatives de régulation et de réglementation en la matière: alors que le modèle concurrentiel a été mis en place parallèlement des deux côtés de l’Atlantique, les États-Unis paraissent aujourd’hui plus prudents dans la mise en place progressive de ce modèle. Or, certains États aux USA, considérant que la libéralisation n’apportait pas les bénéfices escomptés, ont décidé soit de ne pas déréguler leurs marchés, soit de ralentir le mou-

(33) Projet de modification du règlement 1228/2003.

(34) Sur un marché électrique, les prix sont déterminés par l’unité marginalement appelée. Ainsi, quand bien même la majorité du parc de production serait constituée de centrales nucléaires aux coûts de fonctionnement relativement stables, ce sont bien souvent les centrales à gaz ou à charbon qui « font » le prix.

(35) Entreprises raccordées en haute tension.

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vement, soit de l’inverser (Virginie, Ohio). À ce jour, aux États-Unis, seulement une vingtaine d’États est engagée dans l’ouverture des marchés de détail pour certaines catégories de consommateurs.

S’il est difficile d’acquérir une certitude sur la justesse comparée des prix et des tarifs, il est cependant très probable que la coexistence du marché libre et du tarif régulé soit, in fine, négative. Tout d’abord, sujet intéressant pour la Commission européenne, le maintien des tarifs retarde la concurrence: selon la CRE en 2006, « les fournisseurs ne disposant pas de moyens de production de base aussi compétitifs que le nucléaire sont victimes d’un effet de ciseau car les prix d’approvisionnement sur le marché sont plus élevés que les tarifs réglementés dont le niveau n’évolue pas » (36). Ensuite, un volume important d’électricité échappe au marché, ce qui nuit à sa liquidité, donc à son efficacité dans la fixation d’un juste prix. De plus, les acteurs du secteur de l’énergie peuvent être incités à retarder leurs investissements, compte tenu d’un niveau de tarif réglementé plus faible que le prix sur le marché libre. Enfin, les consommateurs sont moins incités à réduire leur consommation, ce qui contrevient aux objectifs écologiques fixés par le Gouvernement et la Commission européenne. Ainsi, la juxtaposition du modèle régulé et du modèle concurrentiel paraît porteuse d’effets secondaires paradoxaux, comme la possibilité de retour aux tarifs régulés... pour mieux inciter les consommateurs à aller vers le marché libre!

La Commission européenne pourrait aider les États à s’engager sans crainte dans le marché. Or, l’insistance sur la séparation ne répond pas à cet enjeu. Plusieurs réponses pourraient être apportées, comme le développement de la liquidité et de la profondeur du marché de l’électricité. À cet effet, le projet de fusion annoncé récemment 176

entre Powernext et EEX, les bourses de l’électricité française et allemande, pourrait accroître la liquidité du marché de gros.

Un autre élément qui permettrait une évolution favorable des prix serait la modification du mix énergétique, par l’augmentation de la part du nucléaire, peu coûteux, dans la production d’électricité européenne ou, plus précisément, par l’augmentation de la durée pendant laquelle le nucléaire est l’unité marginale dans les principales zones de production européennes. En effet, la hausse des prix sur le marché libre français est due à son alignement sur les prix de ses voisins, notamment allemands, plus élevés car calculés à partir d’une utilisation de capacités de production hydrocarbures. Ce phénomène de « rente nucléaire », analysé par plusieurs économistes et repris au plus haut niveau de l’État (37), traduit un effet immédiat de la libéralisation: le rapprochement des prix à l’échelle européenne se fait au détriment du consommateur français et au profit du producteur français (réciproquement, au profit du consommateur néerlandais mais au détriment du producteur des Pays-Bas). Dans ce cadre, un développement important du nucléaire en Allemagne, et dans d’autres pays limitrophes, pourrait éventuellement permettre de baisser les prix du marché, donc d’augmenter progressivement les tarifs réglementés (38). En effet, puisque, dans un marché libre, le prix est déterminé par l’offre de l’unité marginale (la dernière unité appelée pour satisfaire la demande), un accroissement de la durée de marginalité du nucléaire permettrait de diminuer les prix de l’électricité sur le marché. Cette solution paraît cependant complexe à mettre en œuvre, compte tenu du temps nécessaire pour construire de nouvelles centrales nucléaires et de l’opposition encore forte de certains États à l’énergie nucléaire. Concernant cette énergie, la Commission a décidé d’adopter une posi-

tion « agnostique », laissant les États membres décider en la matière. b) Aller plus loin dans la sécurisation des approvisionnements, notamment en faisant intervenir des mécanismes de puissance publique Un des axes majeurs à venir pour l’Union européenne doit être de prendre en compte les enjeux de sécurité d’approvisionnement, que ce soit dans le domaine énergétique ou des matières premières (minerais, métaux,... (39)).

Au terme des études publiées par RTE, la sécurité d’approvisionnement électrique de la France paraît assurée jusqu’en 2011, mais, dans le même temps, notre pays paraît manquer de capacités de pointe (par exemple des turbines à gaz ou à fioul), alors que ces unités sont justement essentielles au bon fonctionnement d’un système électrique (40). Ici encore, les prix de l’électricité ne donnent pas un signal favorable à un investissement conséquent et à une régulation de la consommation pour les périodes

(36) Commentaires de la CRE sur le rapport préliminaire de l’enquête sectorielle menée par la DG concurrence (2006).

(37) Discours du Président de la République, université d’été du MEDEF, Jouy-en-Josas, 30/08/2007.

(38) Voir par exemple David SPECTOR, « Électricité: faut-il désespérer du marché? »,Cepremap,2007.http://www.cepremap.ens.fr/depot/opus/OPUS5.pdf (39) La Commission européenne a publié, le 5 juin 2007, un document de travail qui estime que la plupart des industries européennes vont faire face à une diminution de l’offre en matières premières dans les années à venir.(Document de travail des services de la Commission « Analyse de la compétitivité de l’industrie extractive non énergétique dans l’UE » (SEC(2007) 771)).

(40) Puisqu’elles sont souvent appelées par les gestionnaires du système pour équilibrer production et consommation du fait de leur temps de réactivité extrêmement court.

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de pointe. Le réseau d’électricité français prévoit ainsi que les pointes atteindront 95000 MW en 2010 et 103000 MW en 2020, alors que les capacités totales, en France, du seul producteur EDF atteignent aujourd’hui 96400 MW: d’ici à 2010, les périodes de pointe mobiliseront donc la quasi-totalité des capacités théoriques de production du leader français.

L’investissement doit donc être porté en priorité sur les capacités de pointe. De même, les capacités d’effacement (nonconsommation momentanée) devraient être plus développées. Enfin, les consommateurs devraient être incités davantage à moins consommer, spécialement en période de pointe.

En terme de sécurité d’approvisionnement, un nouveau modèle est en train d’être défini aux États-Unis, à la suite de la crise californienne de 2001: le système actuel s’est révélé incapable de générer les investissements adéquats en capacités de production; des opérateurs peu scrupuleux ont en revanche utilisé ses failles pour s’octroyer des rentes substantielles en tirant les prix vers des niveaux artificiellement élevés.

Plusieurs gestionnaires de réseau ont décidé en conséquence de « compléter » les marchés de gros par des marchés de capacité, en partant de l’idée que toute capacité de production supplémentaire accroît la fiabilité de l’ensemble du système et doit donc être rémunérée en conséquence. Ces nouveaux modèles de marché de capacité, forward capacity market (41) en tête, sont le signe

d’une volonté accrue de pilotage des marchés, par la fixation d’objectifs quantitatifs en matière de sécurité d’approvisionnement et la mise en place d’une surveillance de marché extrêmement développée (42). En France, la programmation pluriannuelle des investissements (PPI), consacrée par la loi du 10 février 2000, permet aussi de mieux ajuster l’offre à la consommation et pourrait servir de fondement à un système européen vertueux en ce sens.

Ainsi, l’approche américaine actuelle nuance la vision dérégulatrice des années 1980 et apparaît plus pragmatique que la position européenne. L’Energy Policy Act, signé par le président Bush le 8 août 2005, relève bien d’une volonté similaire à celle exprimée dans le troisième paquet énergie d’accroître les pouvoirs des organes fédéraux et de poursuivre la politique de libéralisation (43). Mais, à la différence de l’Europe, la politique américaine de l’énergie est avant toute marquée du sceau de la sécurité d’approvisionnement, et non de celui de l’accès au réseau ou de la concurrence « pure et parfaite »! Si l’on considère que les besoins d’investissements (à la fois en nouveaux moyens de production et de transmission) sont colossaux sur notre vieux continent (44) et que, comme le rapport Syrota l’évoquait fort justement l’an dernier (45), « les prix du marché ne donnent que des signaux faibles et imprécis sur la nécessité d’investir pour assurer la sécurité du système électrique européen », on ne peut pas s’en remettre aux seuls appels

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d’offre engagés par les États membres pour la réalisation de nouvelles, et nécessaires, capacités de production. Il faut plus que jamais réorienter la politique européenne de l’énergie, et privilégier un modèle où la croissance durable et la garantie pour les 600 millions d’Européens d’une indépendance énergétique pérenne prendront le pas sur une vision de la compétition érigée en modèle canonique! L’intervention publique ne doit plus être un sujet « tabou ». Elle conditionne le fait que nous aurons, demain, une vraie politique européenne, intégrée et durable ■

(41) Modèle de marché de capacité à long terme avec courbe de demande administrée mis en œuvre par le principal gestionnaire de réseau américain, PJM, et actuellement en cours de discussion dans d’autres RTO (New England par exemple).

(42) Ainsi le régulateur américain, la FERC, par le biais de son Office of Enforcement, supervise le marché de gros, analyse les anomalies du marché (essentiellement les prix trop élevés) et les violations des règles de marché, avec la capacité d’infliger des amendes pouvant aller jusqu’à 1 million de dollars par jour et par infraction.

(43) Possibilité d’établir des mesures financières incitatives en faveur des compagnies de transport inter-États et exiger d’un opérateur de transport exerçant son activité sur plusieurs États d’appliquer une tarification du transport uniforme, pouvoir décisionnaire de dernier ressort pour les décisions de construction de nouvelles infrastructures de transport dans l’hypothèse où les autorités des États s’y opposeraient.

(44) Le chiffre de 1000 milliards d’€ a été avancé, en 2007, par les experts de Cap Gemini.

(45) Rapport d’orientation de la Commission énergie du Conseil d’Analyse stratégique – 6 avril 2007 – p. 49.

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