L’économie de marché ne suffit pas à financer nos besoins en infrastructures électriques

Nicolas Goldberg est analyste spécialiste de l'énergie chez Colombus Consulting. Selon lui, le financement du système énergétique français n'est pas possible avec les seuls outils de marché. Paris devrait prendre exemple sur l'Allemagne ou le Royaume-Uni qui ont trouvé des solutions alternatives.

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L’économie de marché ne suffit pas à financer nos besoins en infrastructures électriques

Vingt ans après la première directive visant à l’ouvrir à la concurrence, le marché de l’électricité français et européen semble atteindre sa maturité. Les marchés de gros sont interconnectés physiquement et économiquement grâce au développement des infrastructures réseaux transfrontalières et l’introduction progressive de la bourse européenne d’électricité. Par ailleurs, sur le plan légal, les tarifs règlementés s’éteignent progressivement dans les pays concernés, laissant la place à des offres de marchés et des fournisseurs alternatifs. Enfin, portées par les subventions publiques, les énergies renouvelables se sont développées à grande vitesse. Couplée à la baisse de prix des matières premières, la surcapacité de production ainsi créée sur le marché européen a provoqué une chute des prix de l’électricité et une fermeture progressive des centrales à gaz. Plusieurs objectifs de l’ouverture semblent donc être atteints : les prix de l’électricité ont baissé, la concurrence commence à jouer son rôle et les énergies renouvelables se développent.

Pourtant, les énergéticiens et les Etats sont désormais confrontés à un souci de taille : comment financer les infrastructures de production d’électricité dans une économie de marché dérèglementée avec des prix bas ? Comment supporter des investissements sur plusieurs décennies en ayant une visibilité de plus en plus réduite sur les recettes ? En France, c’est la question de la prolongation des centrales nucléaires et du renouvellement du parc qui se pose, mais ne nous y trompons pas : la réflexion dépasse largement le sujet du nucléaire. En effet, quelle que soit l’orientation du mix électrique, les moyens de production demanderont l’engagement de capitaux considérables et avec une visibilité à avoir sur plus de vingt ans, que ce soit pour le grand carénage, la construction de nouvelles centrales, le développement des réseaux intelligents, la montée en puissance du renouvelable ou la sécurisation de la gestion de la pointe d’électricité.

Ailleurs en Europe, des orientations différentes prises par les états visent à s’adapter à ces besoins d’investissements. En Allemagne, un changement radical aligné avec la politique énergétique du pays s’est opéré. Les fournisseurs nationaux, E.on puis RWE, se sont scindés en deux : une première moitié de l’entreprise gère ainsi les activités "historiques", sur lesquelles les investissements sont amenés à décroître, tandis qu’une deuxième moitié s’occupe des activités "régulées", bénéficiant des taxes payées par les consommateurs finaux pour développer des activités sur le long terme. Une grande visibilité est ainsi offerte aux investisseurs sur la partie régulée. Au Royaume-Uni, l’Etat joue également son rôle : les "Contracts for Difference" permettent aux investisseurs d’avoir un prix de vente garanti sur les marchés, le différentiel étant compensé par un fonds dirigé par l’Etat. En complément, les garanties du Trésor britannique pour les réacteurs nucléaires prévus à Hinkley Point donnent un exemple de garantie de financement pour les conglomérats souhaitant investir.

La France en porte-à-faux

En France, il règne une situation hybride qui gagnerait à être clarifiée : la taxe payée par le consommateur, la nouvelle "CSPE/TICFE" (Contribution au service public de l'électricité/ Taxe intérieure sur la consommation finale d'électricité), ne permet pas de couvrir l’ensemble des investissements, ni même les seuls investissements liés aux énergies renouvelables, dont la dette de 5 milliards d’euros, que l’Etat s’est engagé à rembourser en 2013, tarde à se solder. En parallèle, les champions nationaux, et EDF en particulier, font face à un mur d’investissements lié à des projets menés à l’étranger, à la modernisation du parc de production et au maintien en condition des réseaux. Compte tenu des prix de marchés bas, aucune major européenne ne pourrait d’ailleurs y faire face. La concurrence sur le marché a pu s’ouvrir grâce aux investissements historiques qu’il devient difficile d’entretenir : dans ce contexte, les prix de vente seuls ne suffisent plus pour garantir au consommateur de demain qu’il disposera d’une électricité décarbonée disponible à tout moment.

L’étau se resserre ainsi entre la volonté de préserver le pouvoir d’achat des consommateurs, la limitation des taxes pour le contribuable et la nécessité de réaliser de nouveaux investissements à très long terme. La question reste donc ouverte : quel modèle la France voudra-t-elle adopter pour garder son système stratégique de production d’électricité ? L’Etat français et les principaux acteurs du marché doivent rapidement prendre des mesures pour débloquer cette situation à risque. Ils peuvent pour cela s’inspirer des exemples du Royaume-Uni et de l’Allemagne, qui sont riches en enseignements et illustrations pour nous aider à définir le modèle de demain.

Nicolas Goldbeg, analyste chez Colombus Consulting

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