L’industrie face aux prix de l’énergie – Les marchés européens sont-ils en défaut ?

Préface

La montée des tensions puis l’éclatement de la guerre en Ukraine ont provoqué une crise énergétique majeure en Europe, rappelant les mauvais jours des chocs pétroliers des années soixante-dix. Fort malheureusement, en France, cette situation s’est doublée d’un malencontreux hasard de calendrier, puisque la moitié environ du parc électronucléaire aura été indisponible cette année pour diverses raisons de maintenance, plus ou moins anticipables.

Les ménages et les entreprises de France et d’Europe se retrouvent donc en proie à une inflation soudaine des prix de l’énergie, qui se transmet tout au long des chaînes de valeur, et face à un risque sérieux de pénurie au tournant de l’hiver 2022-2023.

Dans ce contexte tendu, le fonctionnement du marché européen de l’électricité a très vite été désigné comme un fardeau particulièrement lourd pour les entreprises et les ménages français, les contraignant en quelque sorte à partager avec leurs voisins les mérites du nucléaire – dont les usagers français ont soutenu l’investissement pendant de longues années, et surtout à prendre une part imméritée au tribut que représente désormais en Europe le prix du gaz et de l’électricité fabriquée à partir de gaz. La tentation devenait grande, dans la presse comme à l’Assemblée, de proposer une sortie du marché européen de l’électricité voire sa reconstruction à partir d’une page blanche. La présente étude de La Fabrique de l’industrie permet d’y voir plus clair, grâce à un travail original d’analyse de données.

En tout premier lieu, il apparaît que l’envolée de la facture énergétique des industriels français en 2022 aura relevé pour moitié de problèmes domestiques et notamment de l’indisponibilité du parc nucléaire. Disons-le franchement : les ménages comme les entreprises se seraient bien passés de ce particularisme tombant au plus mauvais moment, qu’il était sans doute possible d’éviter.

En second lieu, le doublement de la facture énergétique des entreprises industrielles observé en un an – ce qui est considérable – n’est pas lié à l’interconnexion des marchés européens. Le fait que les marchés européens de l’électricité soient interconnectés est même plutôt un atout, à la fois une source de résilience en cas de pénurie et un gisement d’exportations dans les meilleurs jours, qu’il serait mal avisé de remettre en cause.

Cette inflation indésirable nous parvient en réalité par deux autres canaux. Le plus important quantitativement tient à l’organisation des chaînes de valeur industrielles, fragmentées sur toute l’Europe et au-delà. La moitié de la dépense énergétique de l’industrie provient en effet de la fabrication de pièces détachées et autres consommations intermédiaires à l’étranger. En particulier, l’électricité que nous importons est deux fois plus souvent encapsulée dans des biens industriels que sous forme d’électrons traversant nos frontières. À cela, il n’existe que des réponses de long terme : la reconstruction d’une souveraineté industrielle française et la solidarité entre États membres européens pour sortir collectivement de la dépendance gazière à l’égard de la Russie.

La seconde servitude réside dans le système de fixation des prix de l’électricité en vigueur dans tous les pays d’Europe, pourtant l’objet d’un consensus scientifique et technocratique depuis plusieurs décennies. Tout le temps où le marché de l’électricité était à l’équilibre voire surcapacitaire, cette tarification au coût marginal a fait la preuve de son efficacité pour minimiser le coût total d’approvisionnement tout en rémunérant les moyens de production les plus efficaces, et notamment les moins émetteurs en carbone. On peut toutefois se demander si un tel pilotage par les prix, et assez vite par les prix journaliers, n’a pas conduit mécaniquement à une raréfaction des investissements, tant du côté des industriels consommateurs que du côté des producteurs d’électricité, qui bénéficient de moins en moins d’une lisibilité de long terme. Il se révèle, de plus, profondément déstabilisant dans des crises comme celle que nous connaissons actuellement.

Une réflexion nous semble donc nécessaire, de manière générale sur les meilleurs moyens de nous abstraire de notre dépendance aux mix énergétiques étrangers, et en particulier sur les mérites et les limites de ce système de tarification. En tout état de cause, il est urgent pour tous les acteurs produisant et utilisant de l’énergie de retrouver un cadre lisible et simple. Toute réforme porte en germe des évolutions futures qu’il convient de bien anticiper. Il ne s’agit donc pas de faire table rase du passé mais sans doute d’envisager des ajustements significatifs et clairvoyants, qui permettront de mieux concilier le nécessaire respect de la concurrence entre acteurs économiques et la garantie à long terme d’une souveraineté industrielle et énergétique en France et en Europe. Pour la France, la meilleure protection contre les éventuelles dérives du marché européen reste à terme la construction d’une capacité de production d’électricité décarbonée – énergies renouvelables et surtout nucléaire, pilotable et compétitif – qui permette de s’affranchir, sauf exceptions, du recours aux importations.

Pierre-André de Chalendar et Louis Gallois, Coprésidents de La Fabrique de l’industrie

Résumé

Les prix du gaz ainsi que les coûts de production des centrales électriques à gaz ont presque quadruplé en Europe entre la mi-2021 et la mi-2022. Dès les premiers signes de cette inflation, certains observateurs regrettaient déjà que le prix de marché de gros de l’électricité facturé aux industriels français soit exagérément déterminé par des paramètres étrangers–et notamment par les coûts de production des centrales à gaz européennes–et ne reflète pas suffisamment le faible coût de production de l’électricité française, en particulier quand elle est d’origine nucléaire ou hydraulique.

Ils mettaient plus particulièrement en cause deux caractéristiques du marché européen de l’énergie : l’interconnexion entre pays voisins, d’une part, qui peut donner l’impression d’un marché unique où aucun État ne serait souverain, et le système de fixation du prix au coût marginal de la dernière centrale appelée, d’autre part, qui fait que le mégawattheure peut coûter très cher à tous les consommateurs en période de tension même quand la majorité des capacités de production continuent d’afficher des coûts de fonctionnement raisonnables.

Cette étude vient faire la lumière sur différents paramètres de la situation, qu’il est utile de connaître avant de se prononcer.

Les coûts énergétiques indirects renchérissent les biens manufacturiers partout en Europe

Nous montrons tout d’abord, à partir d’estimations originales basées sur les flux d’intrants entre secteurs manufacturiers, qu’un peu plus de la moitié de l’énergie nécessaire à la production industrielle française est consommée hors du territoire, tout au long des chaînes de valeur européennes et mondiales. L’industrie française est donc non seulement soumise à l’accroissement des prix de l’énergie en France mais aussi et surtout à l’inflation de ses achats de biens intermédiaires du fait de la crise énergétique, autrement dit à l’augmentation de ses dépenses indirectes d’énergie. Entre le printemps 2021 et le printemps 2022, la facture énergétique totale des industriels français et européens, comprenant leurs achats directs et indirects d’énergie rapportés à leur chiffre d’affaires, a grosso modo été multipliée par deux.

Dans le cas particulier de l’industrie française, les dépenses indirectes d’énergie s’élevaient en 2019 à 4,1 % du chiffre d’affaires, à ajouter aux 2,6 % de dépenses directes. Cela représentait une dépense totale de 6,7 %, l’un des taux les plus bas d’Europe. Depuis, et plus précisément sur la période comprise entre la mi-2021 et la mi-2022, cette dépense totale a subi un accroissement représentant huit points de pourcentage du chiffre d’affaires de 2019, donc un peu plus qu’un doublement. Ce phénomène s’observe dans les mêmes proportions, à partir de niveaux différents, pour toutes les industries européennes. En somme, la crise énergétique a considérablement alourdi les coûts énergétiques subis par les industriels français tout en maintenant leur écart relatif dans ce domaine face à la majorité de leurs concurrents européens.

La prise en compte de l’effet indirect du prix de l’énergie révèle également que tous les secteurs sont affectés : non seulement les industries connues pour être intensives en énergie, mais également de nombreux secteurs en aval de la chaîne de valeur industrielle. Cette augmentation de la dépense totale d’énergie explique pour moitié environ l’évolution constatée des coûts de production sur la même période. Un premier enseignement que l’on peut tirer de ce tableau statistique est que toute initiative nationale pour contenir l’augmentation des prix de l’énergie dans l’industrie n’aurait, par construction, qu’une efficacité partielle si elle n’était pas menée à l’identique ailleurs en Europe.

Si l’on s’intéresse plus particulièrement au marché de l’électricité, difficilement exportable, les industriels sont là encore affectés par les prix constatés dans les différents pays européens en raison des flux de produits intermédiaires. Ainsi, près d’un tiers de l’électricité nécessaire à la production des biens en France est consommée et facturée à l’étranger. Si les industriels français sont touchés par les variations de prix à l’étranger, c’est d’abord par ce canal du commerce international plutôt que via les interconnexions européennes des réseaux électriques nationaux, qui représentaient respectivement 74TWh et 30TWh importés en 2019.

La flambée des prix de l’électricité occasionne un désavantage compétitif en France à l’égard de l’Allemagne, après plus d’une décennie favorable

Les prix de l’électricité aux industriels ont été moins élevés en France qu’en Allemagne pendant les quatorze années précédant la crise énergétique–sauf pour les très gros consommateurs industriels, dont les prix tendaient à se rapprocher grâce aux exemptions appliquées en Allemagne. Cependant, depuis la crise, les prix français se sont envolés plus encore qu’en Allemagne : la hausse récente des prix de gros de l’électricité sur le marché français s’explique pour moitié par le contexte international (l’augmentation du prix du gaz en Europe) et pour moitié par des facteurs nationaux (l’indisponibilité pénalisante du parc nucléaire et une anticipation, jugée extrême par la Commission de régulation de l’énergie, CRE, et par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE, d’un risque de pénurie pendant l’hiver 2022-2023). L’Allemagne, qui ne subit que le premier de ces deux effets, connaît une augmentation moitié moindre de ses prix de gros. Lesconsommateurs français ne seraient pas dans une situation énergétique plus favorable si la France se déconnectait du marché européen.

D’ailleurs, dès 2016 et jusqu’en 2021, les prix hors taxes et hors acheminement de l’électricité–appelés « coûts de fourniture » même s’ils comprennent la marge des producteurs– étaient déjà plus élevés en France qu’en Allemagne, la première étant progressivement pénalisée par l’indisponibilité du parc nucléaire, et la seconde étant avantagée par le financement hors marché de son parc d’EnR (qui restait nettement plus cher que les prix de marché de l’époque) et par les faibles coûts du charbon. L’avantage susmentionné sur les tarifs de l’électricité aux industriels en France n’était déjà plus dû à un mix énergétique intrinsèquement compétitif mais à une taxation nettement moins lourde. En 2022, en raison de l’envolée des prix de gros, les coûts de fourniture sont devenus tellement élevés en France que cette fiscalité accommodante n’a pas suffi à maintenir un avantage pour les clients industriels.

L’interconnexion européenne des marchés de l’électricité est globalement bénéfique

A contrario, l’interconnexion des marchés européens n’est pas responsable de la hausse du prix de l’électricité en France. Les trois quarts du temps, ce prix dépend des coûts de production des installations domestiques et, quand ce sont des installations étrangères qui le déterminent, le surcoût par rapport aux dernières centrales domestiques appelées est très faible ; c’était du moins le cas jusqu’en 2021. Ajoutons que l’interconnexion permet habituellement à la France d’exporter son excès de production électrique vers ses voisins et, durant les épisodes récents de pénurie d’offre, d’en importer pour répondre aux pointes de consommation sans endurer de rupture d’approvisionnement. Enfin, en l’état actuel du parc, ces pics de demande ne peuvent être satisfaits que par une centrale à énergie fossile, dont les coûts de production sont équivalents qu’elle soit située en France ou en Allemagne.

Un système de fixation de prix controversé

Reste alors la question de la fixation du prix du mégawattheure au coût marginal de la dernière centrale appelée. Ce mécanisme, directement inspiré du fonctionnement naturel des marchés, doit-il être complété, maintenant que les EnR à coût marginal nul occupent une place importante dans le mix électrique européen ? Doit-il également être encadré en période de crise, autrement que par un plafond très élevé, récemment bloqué à 4000€/MWh ? D’aucuns diront qu’il l’est déjà, les opérateurs historiques étant mis à contribution pour financer le bouclier tarifaire, maintenir le dispositif de l’Arenh (accès régulé à l’électricité nucléaire historique) et subventionner le déploiement des énergies renouvelables. On peut également rappeler que, avant la crise, le consensus portait plutôt sur le fait que les prix de l’électricité étaient globalement trop faibles pour inciter à investir dans de nouvelles centrales, notamment celles destinées à ne fonctionner que quelques jours par an pour répondre aux pointes de demande (certaines ont d’ailleurs été fermées). A contrario, les entreprises consommatrices soulignent le risque industriel que représente, dans ce contexte de crise que seule l’Europe traverse, un système de tarification fondé uniquement sur des arbitrages à court terme, nuisant à la stabilité et à la lisibilité de leurs choix d’investissement. D’autres critiques ajoutent qu’un marché ainsi piloté par des signaux à court terme ne peut fonctionner que s’il se trouve surcapacitaire et qu’il conduit mécaniquement à une extinction des investissements dans de nouvelles capacités de production–les principales constructions récentes (EnR allemandes, Hinckley Point ou encore Landivisiau en Bretagne) ayant été décidées sur la base de tarifications hors marché. Ces réflexions sont en cours et cette Note ne prétend pas apporter de réponse définitive sur l’opportunité et les manières de réformer le fonctionnement du marché européen. Chaque réforme porte en germe des conséquences à long terme qu’il faut savoir anticiper.

Les électro-intensifs français tirent aujourd’hui un bénéfice important de l’Arenh, qui souffre cependant de plusieurs limites importantes

Notons enfin le cas particulier des très gros consommateurs industriels. Pour ces derniers, les prix de l’électricité en France et en Allemagne se rejoignaient avant la crise grâce aux exemptions accordées en Allemagne. Mais, en 2022, à cause de la flambée du prix du gaz en Allemagne et grâce au mécanisme de l’Arenh en France, les industriels français fortement consommateurs ont bénéficié d’un écart de coût important en leur faveur (qui ne vaut évidemment pas vis-à-vis des concurrents extra-européens). Les industriels ont besoin de prévisibilité sur les prix de l’électricité, et l’Arenh s’est révélé décisif en la matière. Son plafond actuel n’est plus suffisant pour satisfaire les besoins croissants d’électricité. Pourtant, son coût pour EDF, et plus globalement pour le financement de la production électrique, rend son prolongement très incertain, au-delà de son échéance légale de la fin 2025, à plus forte raison parce que les concurrents de l’opérateur historique sont, en nombre, les premiers bénéficiaires de ce tarif plafonné. En l’état, le marché de l’électricité français ne propose plus aux industriels de fourniture à coût fixe qu’à horizon de deux-trois ans. Une réflexion sur les moyens de sécuriser à long terme leur approvisionnement s’avère nécessaire.

Remerciements

Nous tenons à remercier chaleureusement toutes les personnes que nous avons rencontrées ou interrogées dans le cadre de ce travail, pour le temps qu’elles nous ont accordé et pour leurs compléments d’analyse, toujours enrichissants. Nous remercions tout parti­­culiè­re­ment Jean-Paul Aghetti (Exeltium), Nicolas de Warren (Uniden), Antoine Dereuddre et Ivan Faucheux (CRE), Valérie Faudon (SFEN), Maxime Gerardin (France stratégie), Jean-Louis Ricaud (Assystem) et Marie-Solange Tissier (Corps des mines), pour leur relecture attentive et leurs commentaires. Nous remercions enfin toute l’équipe de La Fabrique de l’industrie pour son soutien déterminant dans la construction de cet ouvrage.

Introduction

Alors que la France investit depuis longtemps dans la production d’une électricité bas carbone (hydraulique, nucléaire puis énergies renouvelables), dont le coût de production est inférieur à celui d’une centrale à énergie fossile (au moins dans les deux premiers cas), le prix de l’électricité payé par les consommateurs et les industriels français a récemment fortement augmenté. Le prix de gros à échéance journalière de l’électricité en France est en effet passé de 58€/MWh en moyenne au 1er semestre 2021 à 229€/MWh au 1er semestre 2022 (Nord Pool, 2022). Ces quasi-quadruplées s’expliquent surtout par l’envolée du prix du gaz en Europe, en raison de la guerre en Ukraine, et par la faible disponibilité du parc nucléaire. Or, la lutte contre le changement climatique implique une électrification de plus en plus importante des procédés industriels. Cela suppose l’accès à une électricité décarbonée, stable, abondante et à un prix compétitif.

Avant même que l’invasion russe ne tende davantage encore les cours des biens énergétiques, certains observateurs remettaient en cause le système de tarification de l’électricité aujourd’hui en vigueur en Europe1.

Depuis 2006 en effet, l’interconnexion des réseaux électriques nationaux et le couplage progressif des marchés visent à faire converger les tarifs, qui demeurent cependant chacun fixés sur des bases nationales, tout en réduisant pour tous le risque de pénurie. Dans chaque pays, le prix du kilowattheure est déterminé par le coût marginal de la dernière centrale appelée, qu’elle soit domestique ou étrangère, sachant que les centrales ayant le coût marginal de production le plus faible sont appelées en premier. Or, les centrales appelées à la marge en France sont souvent des centrales à gaz : soit parce que nous importons de l’électricité d’un de nos voisins dont les mix électriques sont relativement plus carbonés, soit parce que nous sollicitons des turbines à combustion domestiques. En outre, le prix d’appel des STEP hydroélectriques est lui-même influencé par le prix du gaz puisque c’est ce dernier qui justifie le recours au turbinage. On mesure dès lors à quel point le prix de l’électricité en France reflète très souvent le coût de production d’une centrale à gaz, lui-même presque proportionnel au prix du gaz.

Certains reprochent à ce marché européen de l’électricité d’être inadapté en période de crise ; d’autres vont jusqu’à le considérer intrinsèquement anachronique, voire inepte. Les critiques majoritaires portent aujourd’hui sur le système de fixation des prix, mais le principe des interconnexions entre pays européens a également été pointé du doigt dès les premiers mois de la crise. Ces critiques montaient déjà en intensité quand le prix spot du mégawattheure s’approchait du seuil symbolique des 100€ sur le marché de gros ; maintenant qu’il a dépassé celui des 1000€, cette thèse a naturellement fait de nombreux émules. À l’heure où nous achevons cette étude, le 1er septembre 2022, les exécutifs français et européens ont d’ailleurs convoqué des réunions d’urgence pour « réparer le marché européen de l’énergie ».

Pour le gouvernement ainsi que pour plusieurs observateurs français, une réforme du marché européen permettrait de tirer plus directement parti des atouts du parc électro- nucléaire français. À l’opposé de ce diagnostic, l’Agence européenne de coopération des régulateurs d’énergie (ACER) a mis en lumière, dans son dernier rapport, les bénéfices de ce système : grâce aux interconnexions, la France a importé de l’électricité pour répondre à sa demande alors qu’elle subissait une baisse importante de la disponibilité de son parc.

À l’heure où notre pays s’apprête à investir dans le renouvellement de ses moyens de production d’électricité, il convient de se demander quels sont les effets de son mix électrique sur la compétitivité de son industrie. Cette étude permet notamment de dissocier les impacts respectifs de la hausse généralisée des prix de l’énergie et ceux du mix électrique français sur les tarifs imputés aux industriels. Elle examine dans un premier temps la hausse récente de la facture énergétique des industriels. Dans un second temps, elle analyse les prix de l’électricité payés par les industriels en Europe et leurs déterminants.

• 1. Voir par exemple Percebois et Solier (2021).

Conclusion

Dans un contexte d’envolée des prix du gaz et de l’électricité depuis le début de la guerre en Ukraine, certains observateurs ont mis en cause l’interconnexion des marchés européens, craignant que les industriels français paient leur électricité à un prix plus élevé que s’il avait reposé uniquement sur les coûts de production domestiques, et notamment ceux d’une centrale nucléaire.

Il est incontestable qu’une centrale nucléaire soit aujourd’hui nettement plus compétitive qu’une centrale au gaz, mais le mix électrique français ne se réduit pas à son parc nucléaire, du reste insuffisamment disponible cette année, ne serait-ce que parce que des moyens de production plus flexibles resteront toujours indispensables.

Si les industriels français ont longtemps bénéficié de contrats de long terme compétitifs et ainsi d’un prix de l’électricité moins élevé que leurs homologues européens, ce n’était plus tant, depuis 2016, en raison d’un mix énergétique intrinsèquement plus favorable que grâce à une fiscalité plus accommodante. Dans le même temps, la France a bénéficié des interconnexions pour exporter sa production électrique excédentaire et pour se couvrir, lors des pics de consommation hivernaux, contre les risques de délestage.

La crise énergétique de 2022 a bouleversé la situation, entraînant un doublement de la facture énergétique pour la plupart des industriels dans toute l’Europe, doublement qui explique à lui seul la moitié de l’inflation constatée des coûts de production. Cette inflation énergétique se propage bien davantage via les échanges internationaux de biens intermédiaires que via les importations directes d’électricité aux frontières.

Cette crise est en réalité la conjonction de plusieurs événements décorrélés. Certains, comme la guerre en Ukraine ou l’envolée du cours du pétrole, génèrent des effets ressentis au moins dans toute l’Europe. D’autres, comme l’indisponibilité du parc nucléaire français et l’anticipation, pour partie jugée irrationnelle, d’une pénurie dans le courant de l’hiver 2022- 2023, sont propres à notre pays. La comparaison avec la situation allemande nous enseigne que ces deux familles de causes pèsent chacune d’un poids comparable dans l’envolée du prix du mégawattheure sur le marché de gros en France, jusqu’à des niveaux jugés extrêmes par le régulateur.

Nos choix nationaux de mix électrique, y compris en matière de maintenance et de renouvellement, comme d’architecture de marché s’avèrent donc déterminants dans les niveaux de prix constatés, tout comme l’ont été les bouleversements géopolitiques en Europe. A contrario, les coûts de production des centrales étrangères appelées pour répondre à nos pics de demande n’ont pas joué un rôle décisif dans l’envolée du prix du mégawattheure vendu aux industriels.

Les sites industriels très gros consommateurs d’électricité représentent un cas particulier. Bénéficiant de l’Arenh – même si celui-ci a été conçu à d’autres fins – et de son effet stabilisateur tout à fait décisif, ils ont vu apparaître en 2022 un très net avantage en France par rapport à l’Allemagne. En d’autres termes, le mix électrique d’un pays comme la France se révèle être un atout non pas in abstracto mais dans un cadre réglementaire et géopolitique particulier et avec une ampleur hétérogène selon les catégories d’acteurs. La réflexion sur la stratégie de fourniture des différents consommateurs, autrement dit sur l’architecture de marché, ne peut se faire que dans une optique de risque partagé et de recherche d’un optimum social.

POINTS DE VUE

Jean-Paul Aghetti, président d’Exeltium

Le travail effectué par les deux auteurs constitue une remarquable contribution s’agissant de la problématique énergétique et de son impact sur la production industrielle nationale.

Pendant de longues décennies, les coûts du système électrique français (production, transport et garantie de la sécurité d’approvisionnement) ont constitué un facteur significatif de compétitivité de l’industrie. Ces coûts s’articulaient avec les deux chantiers immenses menés par EDF, à savoir l’équipement hydroélectrique des années 1950 et l’équipement électronucléaire des années 1970-1980.

Ces coûts se déclinaient à travers des contrats à long terme d’approvisionnement en énergie électrique ou bien des tarifs réglementés de vente, qui donnaient par exemple des signaux forts pour certaines à saisonnaliser leur industrie. Ainsi, l’électrométallurgie a fonctionné pendant près de trois décennies sept à neuf mois par an, en réduisant ou en arrêtant sa consommation hivernale.

La fin de tarifs réglementés de vente (décembre 2015) et des contrats historiques (2016 pour le dernier d’entre eux) a modifié de façon considérable le cadre préétabli. Ainsi, l’avènement d’un prix « unique » édicté par le marché de gros, sans distinguer l’effet volume et la durée d’engagement, et basé sur le prix marginal d’une centrale, a complètement bouleversé l’équilibre des forces de négociation qui avait prévalu pendant une courte période (1999-2002).

Au tout début de la transposition de la directive électricité de 1996, avec l’éligibilité directe des sites qui consommaient plus de 100 GWh par an en février 1999, seules les négociations bilatérales entre producteurs prévalaient sans qu’il y ait une moindre cotation disponible.

C’est l’avènement des bourses qui a complètement modifié le paysage concurrentiel, étant entendu qu’il y a eu deux phases bien distinctes : le marché de la veille pour le lendemain day-ahead courant 2000 et les produits à terme forward en 2002.

Actuellement, si les sites industriels bénéficient de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), son volume réduit par l’écrêtement et surtout sa fin programmée en décembre 2025 ne concourent pas à la prévisibilité et à la compétitivité indispensables au maintien des activités électro-intensives sur le sol national.

En revanche, une formule type consortium Exeltium adossée à un contrat de long terme peut constituer une solution salutaire au renouveau d’une certaine industrie.

Marie-Solange Tissier, ingénieure des Mines honoraire

Le marché électrique européen a été bâti il y a une vingtaine d’années et est essentiellement fondé sur la nécessité d’accroître la concurrence entre les producteurs. Les échanges entre pays se font grâce aux interconnexions, au prix de la dernière centrale appelée, la plus chère au coût marginal de production de court terme. Aujourd’hui c’est pratiquement toujours le gaz qui est appelé, et ses prix flambent compte tenu de la guerre en Ukraine.

Mais le principe même de ce choix, justifié pour indiquer à un instant donné quelles centrales existantes doivent être appelées, est tout à fait contestable dans la fixation des prix de gros pour inciter aux investissements efficaces. Dès l’origine, des économistes avaient mis le doigt sur l’instabilité de ce système qui ne permettait pas de financer les investissements de renouvellement ou de développement. C’est d’ailleurs ce que l’Europe a vécu depuis lors, puisque les seules constructions nouvelles l’ont été sous la seule condition d’une assurance, par les États, de prix et même parfois de quantités achetées ; et il faut constater qu’elles ont surtout essentiellement concerné des installations non pilotables, alors que le problème essentiel de l’électricité est de fournir instantanément ses clients à la pointe, pointe dont le niveau est aléatoire.

Ce système électrique européen ne peut pas permettre l’installation d’une industrie « normale » de l’électricité dans l’avenir. Il est donc essentiel qu’il soit réformé. La Commission européenne, après avoir résisté pendant des années, confortée longtemps en cela par les Britanniques disposant de leur gaz en mer du Nord et les Allemands disposant du gaz russe à relativement bas coût, vient de finir par admettre qu’il fallait réinventer le système. Bâtir aujourd’hui une nouvelle architecture intelligente est essentiel, et les consommateurs devraient y attacher la plus grande importance.

Par ailleurs, et dans la même logique, la Commission européenne a toujours témoigné de la plus grande suspicion envers les contrats de fourniture de long terme constituant selon elle un frein à la concurrence. Or, ce sont ces contrats qui, dans la plupart des régions du monde (voir comment travaille la Banque mondiale), permettent aux gros consommateurs de s’assurer la prévisibilité de leurs coûts. Dans le cas de la France, EDF – décidément la bête noire de la Commission – a en outre été soumise à une enquête fort longue et très soupçonneuse, qui devait prouver qu’elle procurait à ses clients des prix non économiques, et donc des aides, proches d’aides d’État compte tenu de son actionnariat : la concurrence entre les clients d’EDF et leurs homologues européens aurait été faussée. Dans ces conditions, pour faire cesser ce soupçon, il n’y a plus eu en France de conclusion de contrat de long terme de fourniture d’électricité. C’est pourtant la solution qui doit permettre aux producteurs électriques de financer de nouveaux projets et aux industriels de sécuriser leurs approvisionnements et leurs coûts. Ce sujet doit être abordé aujourd’hui de front !

Les deux points précédents ne permettent cependant pas de résoudre la crise des prochains mois. La production électrique française est insuffisante, dans la mesure où les centrales nucléaires sont aujourd’hui peu nombreuses à produire : les arrêts de tranche ne sont pas terminés, qu’ils soient réguliers ou de grand carénage, la fermeture de Fessenheim n’arrange pas la situation, et la découverte de fissures sur des équipements de sécurité arrête d’autres centrales. La France est obligée d’importer massivement du courant au prix du marché européen, celui piloté aujourd’hui par le gaz, très élevé. Le gouvernement doit donc trouver des solutions pour éviter des catastrophes, à la fois pour les particuliers et pour les industriels.

La solution apparemment prônée dans le travail de La Fabrique est la poursuite de l’Arenh. Rappelons que cette façon d’utiliser l’Arenh n’est guère que la continuation du Tarif réglementé et transitoire d’ajustement au marché (Tartam) que la Commission a jugé illégal et dont elle a obtenu la disparition. Il est peu probable qu’elle accepte bien longtemps l’utilisation faite aujourd’hui de l’Arenh. Historiquement, l’Europe a imposé à la France de mettre en œuvre un mécanisme pour augmenter la concurrence sur son marché ; et l’Arenh est née à la suite du rapport Champsaur qui proposait d’obliger EDF à vendre à prix coûtant, pendant une période transitoire, une partie de son électricité nucléaire pour permettre à des concurrents d’investir dans des installations de production capables de lui faire concurrence. Les industriels français ont, déjà à l’époque, demandé à bénéficier directement d’une partie de l’Arenh et la décision a été prise de ne pas le leur accorder, sans doute parce que cela aurait été refusé par Bruxelles.

Aujourd’hui les décisions de 2022 conduisent à une situation absurde : certes elles plaisent aux industriels, mais elles contraignent EDF à vendre à bas prix une quantité d’énergie plus importante que celle dont elle doit disposer pour ses propres clients et donc à racheter sur le marché, à des prix très élevés, celle qu’elle leur a promis (et dans ces conditions, elle ne peut conclure aucun contrat de long terme, ne sachant pas de combien d’électricité elle pourra disposer à l’avenir). Ceci conduit tout droit à la faillite de notre système électrique, au profit des industriels français à court terme, mais aussi des intermédiaires du monde de l’électricité et de l’ensemble de l’Europe. C’est une solution qui protège facialement le budget de l’État – encore qu’il lui impose de nationaliser EDF et de dédommager ses actionnaires privés. Mais l’Arenh qui n’a pas rempli ses objectifs doit cesser à la fin de la période transitoire pour laquelle elle a été décidée. Le contraire maintiendrait sans raison une dépendance de la France envers ses partenaires européens.

La raison voudrait que la situation actuelle de l’Arenh ne perdure pas en 2023, mais il faut certainement trouver une autre façon d’aider les gros industriels français, alors que les Allemands viennent d’annoncer un plan extrêmement volontariste de 200 milliards d’euros pour aider leurs nationaux, industriels et particuliers.

La question posée aujourd’hui est donc de rebâtir sur le fond le système électrique européen, seule solution pour permettre à l’Europe de bénéficier dans la durée d’une électricité de bonne qualité à des prix attractifs. Mais il faut également à court terme prendre les décisions transitoires les moins mauvaises qui permettent à tous les industriels français – électriciens ou autres – de survivre à la crise, et qui permettent aux collectivités et aux particuliers de la surmonter sans trop de dommages.

Ivan Faucheux, commissaire, et Antoine Dereuddre, chef économiste de la CRE

« On devrait dire que la vente au coût marginal est une politique d’investissement, et non pas une politique tarifaire. »

– Marcel Boiteux

En cette fin 2022 et pour la première fois, les prix de l’électricité du marché de gros français sont durablement les plus hauts d’Europe. Les pays dotés d’un parc plus carboné exportent vers la France une électricité moins chère. Cette situation aberrante – et amère – contraste de façon spectaculaire avec la période passée où les prix du marché français étaient plus bas que ceux de ses voisins et, en lien avec les choix d’investissement histo- riques, procuraient à l’économie française un avantage structurel indéniable, tant pour la compétitivité des entreprises que pour le pouvoir d’achat des consommateurs.

Plusieurs facteurs expliquent cette crise exceptionnelle, sur lesquels nous ne reviendrons pas ici tant ils sont évidents. Sans nier l’urgence de la situation, il nous paraît également nécessaire de nous tourner vers l’avenir un peu plus lointain et nous interroger sur les pistes possibles de réforme du marché pour que le mix électrique redevienne l’atout qu’il a longtemps été pour la France.

La réforme du marché de l’électricité, et plus largement les interventions publiques qui s’inscrivent dans un contexte actuel d’urgence, partent toutes du même constat que tout le monde répète à l’envi : « le marché ne fonctionne pas ». Et auquel on pourrait ajouter sans sarcasme : « le marché fonctionnera-t-il un jour ? ». La présente contribution, en regard d’une note très riche et embrassant tous les enjeux de la question du mix énergétique français comme facteur de compétitivité de l’industrie, s’attache surtout à poser quelques jalons d’une réflexion sur le fonctionnement du marché, non seulement comme facteur de fixation des prix mais également comme outil d’orientation et de déclenchement des investissements.

Tout d’abord le caractère non stockable ou difficilement stockable de l’électricité, les délais et les coûts de construction des moyens de sa production, et les pertes significatives qui sont attachées à son transport sur de longues distances (jusqu’à 1 % tous les 100 km), posent un enjeu particulièrement crucial sur la capacité à investir dans le bon mix de production, au bon endroit et au bon moment, pour un profil de consommation anticipé. Ainsi, parmi les fonctions fondamentales attendues d’un marché efficace, pour les producteurs, l’envoi de signaux d’investissement sur le long terme est devenu critique dans le contexte de décarbonation et d’électrification de l’économie. En effet, les moyens de production décarbonés reposent avant tout sur de l’amortissement de coûts fixes sur des durées longues. La capacité à financer ces investissements par des emprunts, qui nécessitent des garanties fortes sur les prix, est un facteur majeur de baisse des coûts complets (ou LCOE). À cet égard, le constat d’un marché qui n’a pas pu ou su envoyer les bons signaux d’investissement à long terme est difficilement contestable. Pour les consommateurs, l’efficacité du marché se juge non seulement à l’aune du niveau absolu des prix, mais aussi – et pour l’industrie, surtout – sur leur stabilité et leur prévisibilité dans la durée, conditions de la confiance des investisseurs, donc du développement de l’activité économique.

Une des autres fonctions primordiales du marché, à court terme, est d’envoyer en quasi- temps réel les signaux économiques permettant d’allumer et d’éteindre des unités de production ou de consommation en fonction de l’équilibre entre l’offre et la demande. Le design de ce marché de court terme, qui est censé fonctionner sur le principe du coût marginal de la dernière unité appelée (sachant que cette unité n’est pas nécessairement de la production mais peut tout aussi bien être un effacement du côté de la demande qui permet de reboucler physiquement l’équilibrage du système) n’a, pour le coup, pas été pris en défaut. Aujourd’hui, il apparaît compliqué d’imaginer un système assurant l’équilibre à court terme entre l’offre et la demande d’électricité et qui ne repose pas sur un tel principe. C’est un principe qui n’est d’ailleurs inscrit dans aucune directive ou texte législatif ou réglementaire.

Ainsi, si l’on devait opposer les deux segments de marché, d’un côté, le segment des produits de court terme (essentiellement le sous-segment du day-ahead ou spot, mais aussi l’infra- journalier, l’ajustement et les réserves), qui apparaît suffisamment développé et liquide, forme un prix permettant de gérer les contraintes offre-demande, de congestion internationale et d’équilibrage. Néanmoins, la question du bon fonctionnement du marché spot reste posée en raison de l’influence que les prix des produits à terme peuvent exercer au travers des moyens de production basés sur des stocks (hydraulique lac…), dès lors que ces marchés à terme dysfonctionnent. De l’autre côté, le segment des produits de long terme (marchés des contrats pour livraison entre une semaine et plusieurs années : forwards, futures, options et PPA) reste insuffisamment développé, illiquide, voire inexistant à plus de trois ans.

En aval, sur le marché de détail, y compris le haut de portefeuille que constitue l’industrie, la demande pour des produits long terme redevient un enjeu de compétitivité sous deux réserves. La première est que l’électrification des procédés industriels est une conséquence naturelle, et sans option concurrente évidente, de la décarbonation : dans la plupart des scénarios, ce recours accru à l’électrification et l’augmentation corrélative des achats d’électricité dans la valeur ajoutée des entreprises sera incontournable. La seconde est bien évidemment liée à l’anticipation des prix et de leur volatilité sur le marché spot, à comparer aux perspectives offertes par les contrats de long terme. Par le passé, la demande des consommateurs pour des produits long terme est longtemps restée dormante. Parmi les raisons de cette absence d’appétence, l’existence d’un produit spécifique (l’Arenh que le rationnement à 100 TWh a brusquement conduit, ces dernières années, à rendre les produits qui le répliquent, comme les tarifs réglementés, les tarifs indexés et les offres de marché Arenh, « sensibles » au prix de marché court terme), mais également des marchés spot souvent plus intéressants que les produits long terme (comme en 2020), n’ont pas fait émerger de façon naturelle de tels produits. Il convient également de souligner que les mécanismes de soutien aux EnR ont de facto « sorti » du marché la possibilité de conclure des contrats long terme, l’État devenant l’acheteur, puis le garant financier du caractère long du produit.

Or, faute d’investissements massifs dans des moyens de production électrique, le système risque de se retrouver sous-capacitaire de façon structurelle. Il y a donc un alignement d’intérêts entre les consommateurs, notamment industriels, et les producteurs à faire émerger un tel segment de marché. Paradoxalement, cet alignement d’intérêts ne se traduit pas par l’émergence spontanée d’un marché de long terme. Au niveau national, la consommation annuelle d’électricité est connue très longtemps à l’avance (10 à 20 ans), avec un bon degré de confiance. Mais les fournisseurs n’ont, individuellement, aucun intérêt à couvrir leurs approvisionnements plus de deux ou trois ans à l’avance. D’une part, parce que leur portefeuille de clients dépend davantage de leur part de marché que de la demande totale et peut donc varier très rapidement au gré de la concurrence. D’autre part, parce que les appels de marge sur des contrats de très long terme sont difficilement supportables. Troisièmement et enfin parce que l’instabilité réglementaire incite à des stratégies de couverture à horizon limitée. La réforme du marché de l’électricité concernerait donc davantage l’émergence d’une nouvelle classe de contrats et d’actifs, qu’un changement du mode de fixation des prix sur le court terme.

L’acteur qui peut créer et animer un marché liquide d’une telle classe d’actifs est encore à imaginer. Deux hypothèses sont aujourd’hui sur la table. Une première est celle d’un acheteur public unique qui concentre les transactions de ces contrats de long terme en achetant directement auprès des producteurs et en les remettant directement aux fournisseurs. Une seconde est celle d’un marché organisé entre plusieurs producteurs, grands consommateurs, fournisseurs et acteurs de marché. Cela suppose d’une part que ces produits soient normalisés et fongibles entre eux, et d’autre part qu’émerge un « teneur de marché » capable d’assurer à tout moment la liquidité avec des ordres d’achat et de vente à prix très proches sur un même produit.

En termes d’orientation du mix énergétique, ces deux hypothèses conduisent à des conséquences et une répartition du risque différentes. La première conduit naturellement à ce que l’acheteur unique assume également une fonction de planification centralisée, décidant les investissements dans les différentes technologies de production, de stockage et de flexibilité, ou qu’il fasse appel à cette fonction de planification auprès d’un acteur par construction également public. Les erreurs de planification sont en principe portées par cet acheteur central mais en pratique payées par les consommateurs. La seconde hypothèse renvoie cette fonction à l’évolution et à la confrontation des offres concurrentes entre les différentes technologies et leur prix sur le marché de long terme. Elle est sans doute plus efficace et réactive sur le plan économique mais pose en parallèle une question de nature plus politique qu’il n’appartient pas au régulateur seul de trancher : celle de la capacité à décider de son mix énergétique, surtout quand cette question relève parfois de la souveraineté nationale (et pas uniquement dans les aspects économiques, mais également dans les aspects militaires pour ce qui concerne le nucléaire). À titre illustratif, si les prix de marché de long terme révèlent des coûts du nouveau nucléaire très supérieurs aux coûts des autres sources d’électricité (soit décarbonées, soit carbonées tout en intégrant le prix de long terme du CO2 qui émerge désormais sur le marché ETS), le maintien d’un programme ambitieux de construction de nouvelles centrales soulèvera des questions cruciales.

Dans tous les cas, il serait en parallèle indispensable de réguler les fournisseurs de façon prudentielle en vérifiant qu’ils disposent d’une couverture suffisante de produits de long terme à prix fixe pour l’approvisionnement de leurs clients. Cette régulation permettrait de s’assurer que les tarifs de détail resteraient compatibles avec l’objectif politique d’un prix maximum admissible.

La détermination du mix énergétique optimal en termes de coûts de production, et donc la capacité de ce mix à servir les enjeux de compétitivité d’une industrie appelée à s’électrifier dans le contexte de la décarbonation de notre économie, peut reposer sur des mécanismes d’un marché des contrats long terme. Son organisation, son extension, et ses modalités précises de fonctionnement restent encore à expertiser plus avant.

Nicolas de Warren, président de l’Uniden

L’hypercrise énergétique que nous vivons aujourd’hui est à la fois globale, puisqu’elle concerne toutes les énergies primaires (charbon, pétrole et dérivés, gaz) et secondaires (électricité, chaleur, carburants), et relativement locale puisqu’elle frappe avant tout l’Europe.

Dans ce contexte paroxystique, le seul marché de l’énergie qui soit vraiment organisé au niveau européen, celui de l’électricité, est encore jeune puisqu’il s’est construit par étapes sur les trente dernières années. N’est-il pas pour autant affecté par une sénilité précoce ? En effet, offre-t-il aux consommateurs la stabilité, la visibilité et la compétitivité requises et d’autre part est-il configuré pour répondre à ce qui est aujourd’hui le nouvel « impératif catégorique » de l’Europe, à savoir la neutralité carbone pour 2050 ? Autant de questions cruciales au moment où se rappelle – douloureusement – à nous une réalité incontournable, à savoir que l’énergie ne répond pas uniquement à des logiques économiques, mais aussi à une dimension géostratégique irréductible.

Le modèle électrique français – et sa configuration désormais singulière en Europe due à la prééminence d’un parc nucléaire construit historiquement sur le fondement politique d’une recherche d’indépendance sinon énergétique à tout le moins électrique – est-il encore un atout, dans la situation de marché de gros particulièrement chahutée que nous vivons actuellement, surtout au regard de l’objectif 2050 précité et des interrogations ci- dessus ? Cette question est centrale. Et au-delà, ce modèle est-il compatible, dans cette même perspective du rendez-vous du milieu de siècle – alors que désormais l’hypothèque de la prolongation et du renouvellement du parc nucléaire français a été levée, avec un marché de gros européen de l’électricité, tel qu’il a été construit par étapes depuis vingt-cinq ans ?

La réponse à cette question passe d’abord par la prise en compte de quelques données physiques générales incontournables.

La première est que l’électricité a une caractéristique singulière et fondamentale : elle ne se stocke pas et ne se stockera pas à l’horizon 2050, du moins dans des proportions suffisantes face aux besoins d’un marché de gros de l’espace économique européen d’une telle taille (3 600 TWh à ce jour). Et ce, quelles que soient les perspectives qu’ouvrent, au- delà des réservoirs hydrauliques qui sont sur notre continent sensiblement à leur maximum, le développement de modes de stockage de puissance et de l’hydrogène comme vecteur énergétique. L’équilibrage instantané entre l’offre et la demande sur l’ensemble du réseau restera ainsi une contrainte de base, rendue plus exigeante encore par l’avènement d’un continent très largement interconnecté, ce qui sera déterminant quant aux caractéristiques à attendre d’un marché optimisé.

La deuxième est que les besoins en électricité en France vont, du fait de la décarbonation massive des usages (mobilité, résidentiel, tertiaire, industrie), et sauf à renoncer à l’objectif de neutralité carbone en 2050, ce qui serait suicidaire pour la planète, être multipliés par 1,7 à 2,5 environ à cet horizon19, selon l’effort de sobriété et des sauts technologiques qui le sous-tendront. Par voie de conséquence, la capacité de production globale et les infrastructures devront répondre à cet accroissement considérable de la demande, de façon la plus coordonnée possible au niveau européen pour éviter des actifs échoués et le gaspillage d’un capital toujours contraint.

La troisième est que nous allons assister à une forte croissance de l’aléa de production électrique, les énergies renouvelables non pilotables devenant prédominantes dans le mix électrique européen, imposant notamment une flexibilisation de la demande afin d’y répondre. Cet aléa vient se cumuler avec un autre, également structurel : celui de la demande soumise à des effets de pointe et de saisonnalité, qui certes vont sans doute pouvoir être atténués – notamment à la pointe – mais ne pourront pas être effacés. La conjonction de ces deux sinusoïdes devrait se traduire in fine par une fiabilité élevée de fourniture en toutes circonstances.

Face à cela, le mix électrique français est-il encore un atout ? J’aurais tendance à suggérer de répondre à cette question en passant du mode interrogatif au mode impératif : il l’a été et il doit le revenir au plus vite, au regard des intérêts propres de la France (souveraineté énergétique, compétitivité de l’accès à l’énergie, performance économique et surtout véritable redéploiement industriel sur un socle historique stabilisé et développement de la nouvelle industrie au service d’une économie et d’une société durables) mais également de ceux de l’Europe auxquels il devra continuer à contribuer, dans la complémentarité et dans la cohérence.

Cela impose dès lors d’identifier les conditions de cet impératif. À court terme, il faut revenir au plus vite à un productible du parc nucléaire existant maximisé tant son retrait actuel contribue, à l’évidence, à l’explosion actuelle des prix de marché de gros et au maintien d’un spread France-Allemagne trop important pour ne pas affecter lourdement notre compétitivité. À moyen et long terme, il est nécessaire de poursuivre le développement rapide des EnR et de prolonger le parc nucléaire existant pour assurer un tuilage suffisant jusqu’à la mise en service attendue vers 2035 des nouvelles tranches nucléaires désormais lancées. À ces prérequis s’ajoute leur financement à même de garantir, d’une part, une visibilité de long terme sur un prix compétitif à ceux qui en ont impérativement besoin, à savoir les industriels électro-intensifs fortement exposés à la concurrence internationale, et d’autre part, un flux de revenus régulier et suffisant à EDF, lui permettant de couvrir ses charges d’exploitation – intrinsèquement faibles – mais surtout la charge de sa dette.

Mais se pose alors une question fondamentale, dont l’acuité est révélée par la crise actuelle : l’atteinte de ces objectifs critiques pour notre pays est-elle compatible avec le fonctionnement actuel du marché de gros européen de l’électricité ? À l’évidence non, car ne confondons pas fonctionnement et efficience. Techniquement parlant, le marché de gros fonctionne. Il assure l’équilibrage au quotidien (intraday et day-ahead) de la demande et de l’offre, fût-ce par des prix très élevés, ou à l’extrême inverse négatifs en cas d’excé- dent d’offre renouvelable non pilotable. En revanche, il n’est pas efficient au regard des trois exigences qu’il doit satisfaire : sécurité d’approvisionnement, compétitivité, et surtout signal prix de long terme suffisamment fort et régulier, seul à même d’enclencher les décisions de décarbonation de tous les acteurs, de l’acheteur d’un véhicule électrique à l’industriel gazo-intensif qui devra convertir son procédé industriel en mobilisant des dizaines, voire parfois des centaines de millions d’euros.

Dès lors, le débat s’installe entre deux écoles : ceux qui considèrent qu’intrinsèquement le marché ne peut pas répondre aux exigences précitées, du fait des caractéristiques propres de l’électricité qui ne sera jamais une commodité comme les autres mais demeurera une utilité devant servir le bien commun, et qui prônent donc le retour à une régulation la plus large possible ; et ceux qui laissent encore ses chances au marché de gros, considérant qu’il ne peut y avoir d’instrument plus efficace que celui du signal prix, a fortiori dans un espace économique à vingt-sept, trente ou quarante, et que donc les acquis de son intégration depuis vingt-cinq ans, notamment pour le très court terme, doivent absolument être préservés, en mettant par ailleurs l’accent sur une flexibilisation massive de la demande. On trouve chez certains l’idée – fructueuse – de construire un marché de gros hybride, où serait juxtaposé à ce compartiment de court terme un autre compartiment qui adresserait les signaux de long terme requis assis sur la réalité d’un mix électrique européen de plus en plus décarboné, complétés pour certaines catégories de consommateurs par des dispositifs contractuels robustes adressant cette même temporalité.

Débat complexe donc, car il touche à des fondamentaux économiques qui ne se modifient pas par une simple directive ou un règlement européen, mais qui doit être désormais mené rapidement, tant la crise actuelle en impose la nécessité vitale. Il requiert donc la mobilisation d’experts de tous horizons, économistes, pouvoirs publics, régulateurs et acteurs de marché, consommateurs, producteurs et fournisseurs.

L’on ne peut donc que se réjouir que Caroline Mini et Mathieu Bordigoni apportent ici leur contribution, charpentée et rigoureuse, à ce grand débat qui doit rapidement poser les fondements principiels du futur fonctionnement de ce que nous souhaitons que soit demain une véritable Europe de l’énergie, et notamment de l’électricité.

• 19. Selon l’étude Futurs énergétiques 2050 de RTE, publiée en octobre 2021.

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Annexes

Annexe I. Méthode de modélisation des consommations énergétiques

Principes et calculs à partir des tableaux entrées-sorties

L’analyse de l’effet des prix de l’énergie est généralement effectuée dans un cadre national, en considérant séparément les secteurs industriels de chaque pays. Si cette approche permet de cibler directement les secteurs à forte consommation énergétique, elle omet une partie du lien entre énergie et compétitivité pour le reste de l’industrie nationale.

La réalité économique et énergétique de l’industrie manufacturière est en effet plus que jamais tributaire de phénomènes européens et mondiaux, tant les chaînes de valeur sont fragmentées entre de multiples acteurs répartis à travers le monde. En conséquence, un industriel n’est pas seulement soumis aux variations des prix pour ses propres achats énergétiques, mais également à celles subies par ses fournisseurs de biens intermédiaires. Ceux-ci sont localisés dans différents pays et sont alors soumis aux prix de l’énergie en vigueur chez eux.

Afin de mieux saisir ces flux d’énergie indirects, à travers les chaînes de valeur industrielles, nous avons donc développé une approche plus complète, combinant les informations sur la consommation d’énergie de chaque secteur économique dans chaque pays avec les informations sur les flux d’échanges entre ces mêmes secteurs.

À partir des échanges de biens intermédiaires entre secteurs et entre pays, il est possible d’identifier une fonction de production pour chaque secteur industriel. Cette fonction comprend le montant des achats nécessaires pour la production d’une valeur d’un bien donné. Elle est alors couplée aux informations sur la consommation énergétique de ces intrants. Il est ainsi possible de suivre l’origine de consommation d’un produit énergétique et son cheminement à travers les chaînes internationales de production de biens industriels.

Sources des données

Cette étude intègre, par la méthode Multi-Region Input Output (MRIO) (Bordigoni 2012), les données sur les flux économiques entre secteurs économiques au sein et entre les pays provenant de la base OECD Inter-Country Input Output (ICIO Tables) (OECD, 2021).

Les autres données concernent l’énergie des secteurs industriels, et proviennent de l’Agence internationale de l’énergie (IEA). La première base de données est le World Energy Statistics (IEA, 2022b) qui fournit la consommation énergétique par secteur pour la plupart des pays dans le monde. La seconde base de données est Energy Prices (IEA, 2022a) qui décrit les prix de l’énergie à travers le monde, pour les clients résidentiels, entreprises ou industriels.

Toutes les données représentent l’année 2019.

Annexe II. Analyse des dépenses énergétiques sectorielles

La figure I détaille pour chaque secteur industriel, les coûts liés aux achats de produits énergétiques (hors matières premières) par rapport au chiffre d’affaires pour l’année 2019. La distinction est présentée entre les coûts directement pris en charge par l’industriel (en jaune) et les coûts liés à l’achat de biens intermédiaires (en gris).

On observe que les dépenses énergétiques rapportées au chiffre d’affaires sont un peu plus élevées en Allemagne qu’en France pour les secteurs intensifs en énergie situés en amont des chaînes de valeur. C’est le cas pour les secteurs des métaux de base : les dépenses énergétiques rapportées au chiffre d’affaires s’élèvent à 23 % en Allemagne contre 20 % en France.

Nous analysons plus particulièrement ensuite les dépenses directes et indirectes d’électricité en comparaison européenne pour deux secteurs en amont et deux secteurs en aval : la chimie et les métaux de base d’une part et l’agroalimentaire et l’automobile d’autre part.

Le secteur de la chimie en Allemagne présente des dépenses énergétiques plus élevées qu’en France, au Royaume-Uni et en Italie, notamment en raison de dépenses directes d’électricité plus élevées (figure II).

Le secteur des métaux de base (figure III) se distingue, quant à lui, par le poids prépondérant de l’électricité par rapport aux autres énergies, qu’il s’agisse des dépenses directes ou indirectes. La dépense énergétique totale est, là encore, la plus élevée en Allemagne ; contrairement au cas précédent, c’est en France qu’elle est la plus faible.

Pour les secteurs de l’industrie agroalimentaire (figure IV) et de l’industrie automobile (figure V), en aval des chaînes de valeur, on observe une dépense énergétique totale proche de 10 % du chiffre d’affaires.

Pour le secteur agroalimentaire, les niveaux relevés sont proches entre les quatre pays européens étudiés. Les échanges importants au sein de l’Europe, que ce soit de produits agricoles, de biens intermédiaires ou d’équipements, induisent des niveaux de dépendance énergétique très similaires.

L’industrie automobile allemande, pour sa part, est significativement moins sensible aux prix de l’énergie qu’en France, en Italie ou au Royaume-Uni. Cet écart peut s’expliquer par des produits à plus forte valeur ajoutée dans le secteur automobile allemand, entraînant une plus faible intensité énergétique rapportée au chiffre d’affaires.

Figure I. Dépenses énergétiques directes et indirectes rapportées au chiffre d’affaires par secteur industriel en France et en Allemagne en 2019

Sources : OECD (2022), calculs des auteurs. IEA (2022a, 2022b).

Figure II. Dépenses énergétiques rapportées au chiffre d’affaires pour le secteur de la chimie (2019)

Figure III. Dépenses énergétiques rapportées au chiffre d’affaires pour le secteur des métaux de base (2019)

Sources pour les figures II et III : OECD (2022), calculs des auteurs*.
*Based on IEA data from the IEA (2022a, 2022b). All rights reserved; as modified by La Fabrique de l’industrie.

Figure IV. Dépenses énergétiques rapportées au chiffre d’affaires dans l’industrie agroalimentaire (2019)

Figure V. Dépenses énergétiques rapportées au chiffre d’affaires dans l’industrie automobile (2019)

Sources pour les figures IV et V : OECD (2022), calculs des auteurs*.
*Based on IEA data from the IEA (2022a, 2022b). All rights reserved; as modified by La Fabrique de l’industrie

Annexe III. Liste des secteurs industriels

Figure VI. Secteurs industriels inclus dans l’analyse du chapitre 1

Source : OECD, Input-Output Tables, 2021.

Annexe IV. Mécanisme de tarification sur les marchés de gros

Le marché électrique repose sur un processus spécifique du fait des particularités physiques de l’électricité. En particulier, il est nécessaire de respecter à tout moment l’équilibre entre l’offre et la demande en électricité sur le système. Un écart entre les deux peut induire un déséquilibre croissant puis un black-out du système électrique. Par ailleurs, l’électricité n’est stockée que sur de faibles volumes et à des coûts élevés (par exemple via des batteries ou des stations de transfert d’énergie par pompage dans les barrages)20.

1. Caractéristiques d’un parc de production électrique

La définition du parc de production optimal a historiquement été établie pour un acteur centralisé. Les principes théoriques de tarification étaient alors équivalents à ceux d’aujourd’hui mais ils étaient mis en application par un acteur intégré, en situation de monopole sur son territoire national21. C’est désormais par les signaux-prix transmis par le marché électrique aux différents fournisseurs que les choix d’investissements sont réalisés.

Le coût d’une technologie de production électrique est déterminé par la combinaison de ses coûts fixes et de ses coûts variables. Le premier terme regroupe l’investissement dans les équipements de production ainsi que les coûts d’exploitation indépendants du volume de production. Des coûts fixes unitaires sont obtenus en rapportant la dépense d’investissement annualisée à la durée d’utilisation de l’outil pendant une année. Le second terme regroupe les coûts qui dépendent du volume d’électricité produit, par exemple l’achat de combustible.

La pertinence des différents moyens de production électrique dépend alors de leur durée d’utilisation. Une technologie comportant des coûts fixes importants relativement aux coûts variables, comme la production hydraulique ou nucléaire, est intéressante pour répondre à une demande régulière sur l’année, ce qui est typiquement le cas de la demande industrielle. C’est la production de base. Inversement, pour répondre aux demandes plus ponctuelles, durant les pointes de consommation par exemple, une technologie présentant de faibles coûts fixes et des coûts variables importants sera privilégiée, les centrales fonctionnant au gaz, au charbon ou au fioul.

2. Le mécanisme de fixation des prix vise à utiliser en premier les centrales ayant les coûts de production les plus bas

Sur le marché électrique, l’équilibre offre-demande se construit à court terme, en fonction des consommations et des capacités de production disponibles. Les producteurs définissent une offre de production à travers des propositions individuelles de volume et de prix de vente. Dans un marché idéal, ce prix de vente correspond à leur coût marginal de production, c’est-à-dire au coût de production d’une unité supplémentaire d’électricité comprenant les coûts du combustible, de l’usure et de la main-d’œuvre relative à la décision de production. L’ordre d’appel des différents moyens de production, appelé merit order, est ensuite déterminé selon les coûts marginaux de production croissants, sans tenir compte des coûts fixes unitaires. Dans cette progression des coûts marginaux les plus faibles aux plus élevés, l’hydraulique joue un rôle particulier d’équilibrage. De son côté, la production renouvelable intervient selon les conditions climatiques à un coût marginal faible, voire nul.

Les prix spot de l’électricité sont alors déterminés par le croisement de la capacité à payer des consommateurs avec le coût marginal de la dernière centrale appelée, celle qui permet de répondre à l’équilibre entre offre et demande électriques. Autrement dit, chaque unité d’électricité produite est payée au même prix, indépendamment de la source de production – comme dans de nombreux marchés d’ailleurs. La priorité est que toutes les centrales appelées produisent suffisamment pour répondre à la demande cumulée de tous les clients, afin de maintenir l’équilibre physique nécessaire au système.

3. Rentabilité des investissements électriques et limites du marché

Les prix spot de l’électricité, recalculés en permanence et à court terme, sont donc des coûts marginaux. Il reste cependant nécessaire de rémunérer les coûts fixes d’investissement des producteurs : c’est ce qui justifie l’existence d’une rente inframarginale, terme désignant l’écart, pour une centrale électrique et un instant donné, entre son propre coût marginal et le prix de vente de l’électricité sur le marché. En théorie, si la rente infra-marginale d’un moyen de production couvre moins (respectivement : plus) que ses coûts fixes, c’est que ce moyen de production est présent en trop grande (respectivement : faible) quantité sur le système électrique, incitant, que ce soit par le jeu du marché ou par l’action de l’acteur centralisé, à revenir vers le niveau de capacités optimal.

Ce principe de tarification incite ainsi théoriquement à la construction d’un parc de production optimal à long terme. Par exemple, la CRE (2021) indique qu’en France, entre 2008 et 2021, la moyenne des prix spot de l’électricité, très influencés par les coûts marginaux des centrales à gaz en CCGT, a été de 50 €/MWh, valeur proche du coût complet d’une centrale de base (nucléaire, hydraulique au fil de l’eau). En cette période d’envolée des prix de gros, les rentes inframarginales sont plus élevées et permettraient, pour peu qu’elles soient lisibles et prévisibles, de financer des investissements dans des moyens de production peu carbonés et à coûts fixes élevés.

Cependant, la dernière centrale appelée dans le merit order peut être utilisée pendant un temps très limité, durant lequel l’ensemble de ses coûts fixes, même faibles, doivent être financés. Une rémunération est alors nécessaire pour financer cette centrale qui permet l’équilibre global du système électrique ; c’est le rôle des prix de capacité.

Dans un marché idéal, les prix s’ajustent alors de manière à inciter à une réduction de la demande équivalente à la capacité maximale du parc de production et à un prix permettant de rémunérer la dernière centrale par le biais de la rente de rareté.

Figure VII. Mécanisme de fixation des prix selon le merit order

Source : Hansen et Percebois (2010), analyse des auteurs.

Cependant, les conditions de fonctionnement du marché électrique, nécessitant un équilibre permanent de l’offre-demande sous risque de voir l’ensemble du système électrique s’effondrer, ainsi que la difficulté pour la demande diffuse de réagir en temps réel à un signal-prix, ne permettent pas aux prix de monter à des niveaux suffisants pour assurer cette rente de rareté. Cela implique d’avoir des capacités de production disponibles pour répondre à la demande maximale, incertaine, sans avoir les moyens de rémunérer cette capacité. Dans l’exemple simplifié de la figure ci-contre, la courbe de la demande est en réalité proche de la verticale dans le court-terme, d’où la non-résolution de l’équation. Les producteurs d’électricité n’ont donc pas l’incitation suffisante pour mettre à disposition des capacités pour la seule pointe de consommation ; c’est le problème d’imperfection de marché appelé missing money.

C’est pour répondre à ce problème qu’un second marché existe pour le marché électrique, le mécanisme de capacité. Dans ce mécanisme – qui n’est pas harmonisé à l’échelle européenne, chaque fournisseur d’électricité doit disposer d’un montant de garanties de capacité permettant de couvrir la consommation électrique de ses clients pendant les périodes de pointe. Ces garanties sont acquises auprès soit de producteurs qui assurent la mise à disposition de capacités de production en échange du financement de celles-ci, soit d’opérateurs d’effacement qui valorisent une baisse de la demande chez les consommateurs.

a. Coût d’accès au réseau en France : les industries électro-intensives bénéficient d’un abattement jusqu’à 60 % du tarif d’utilisation du réseau public de l’électricité et jusqu’à 90 % pour les hyper électro-intensifs, en échange de la mise en place d’un objectif et de mesures de performance énergétique22.

Le coût du réseau calculé ici représente 10 % du coût du réseau indiqué pour un site industriel de 10 GWh, qui est égal à 18,70 €/MWh selon le rapport de l’Ofate en 2017. Nous avons également indiqué la limite supérieure de 5 €/MWh mentionnée dans le rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel électro-intensif en 2012.

b. La contribution au service public de l’électricité (CSPE) en France finance notamment le soutien aux énergies renouvelables et la péréquation tarifaire (Ofate, 2017). Elle est basée sur le taux réduit de 0,50 €/MWh pour les entreprises ayant des activités hyper électro- intensives (consommation d’électricité supérieure à 6 kWh/euro de valeur ajoutée) selon le rapport de l’Ofate en 2017. Nous avons indiqué la limite supérieure de 3,70 €/MWh mentionnée dans le rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation annuelle de 150 GWh en 2012.

c. La taxe sur la consommation finale d’électricité (TCFE ou TICFE) en France permet d’abonder le budget des communes et des départements. La valeur du taux de TCFE pour les puissances souscrites entre 36 et 250 kVA (0,25 €/MWh) provient du rapport de l’Ofate en 2017. Nous avons également indiqué la limite supérieure de 1 €/MWh mentionnée dans le rapport du Sénat pour un industriel électro-intensif soumis au risque de fuite de carbone et ayant une consommation supérieure à 3 kWh par euro de valeur ajoutée en 2018.

d. Coût de fourniture en 2021 : Eurostat. Coût de fourniture en 2022 : calcul des auteurs à partir de l’augmentation du prix de gros moyen de l’électricité sur la bourse Nord Pool entre le 1er trimestre 2021 et le 1er trimestre 2022.

e. La redevance de concession en Allemagne correspond à la redevance versée aux communes pour l’utilisation de la voirie publique (Ofate, 2017). La limite inférieure est issue du rapport de la DG Trésor (2013) (0,00 €/MWh). La limite supérieure (1,10 €/MWh) correspond à la valeur de la redevance indiquée dans le rapport de l’Ofate pour les gros sites ayant une puissance soutirée dépassant 30 kW au moins deux fois par an ou une consommation annuelle supérieure à 30 MWh en 2017.

f. Coût d’accès au réseau en Allemagne : nous avons appliqué un abattement de 90 % au niveau supérieur du tarif d’acheminement hors taxe (qui est de 42,70 €/MWh en Allemagne) pour un site industriel dont la consommation est de 10 GWh et un profil de consommation de 8 000 heures selon le rapport de l’Ofate en 2017. Un rapport de The Greens European Free Alliance (Matthes, 2017) au Parlement européen sur les coûts d’électricité des électro- intensifs en Allemagne (2017) indique que la plupart des consommateurs électro-intensifs payent un coût du réseau de 0,25 €/MWh.

g. La contribution tarifaire d’acheminement (CTA) en France permet de financer le régime spécifique d’assurance vieillesse des personnels du régime des industries électriques (Ofate, 2017). Les données sont issues du rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation de 150 GWh et un très gros site industriel électro-intensif en 2012 (entre 0,2 et 0,50 €/MWh).

h. Prélèvement EEG pour le soutien aux énergies renouvelables en Allemagne : les données sont issues du rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation de 150 GWh et un très gros site industriel électro-intensif en 2012 (0,50 €/MWh). Le rapport de The Greens indique toutefois que ce prélèvement est de 0,35 €/MWh.

i. Prélèvement cogénération en Allemagne pour le soutien aux installations de cogénération : la limite inférieure correspond au montant indiqué dans le rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation de 150 GWh et un très gros site électro-intensif en 2012 (0,25 €/MWh). La limite supérieure est le montant indiqué par le rapport de l’Ofate en 2017 (4,38 €/MWh).

j. Le prélèvement d’abattement réseau en Allemagne finance les abattements de coût du réseau pour les profils hors pointe et les électro-intensifs (Ofate, 2017). La limite inférieure correspond au montant indiqué dans le rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation de 150 GWh et un très gros site électro- intensif en 2012 (0,25 €/MWh). La limite supérieure est le montant indiqué par le rapport de l’Ofate en 2017 (0,38 €/MWh).

k. Prélèvement exceptionnel éolien offshore en Allemagne : la limite inférieure correspond au montant indiqué dans le rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation de 150 GWh et un très gros site électro-intensif en 2012 (0,00 €/MWh). La limite supérieure est le montant maximal légal indiqué par le rapport de l’Ofate en 2017 (0,25 €/MWh). Le rapport de The Greens indique que les industriels électro-intensifs béné- ficient d’un prélèvement de 0,25 €/MWh.

l. Le prélèvement pour les charges interruptibles en Allemagne finance la rémunération des clients interruptibles. Ce montant correspond à la valeur indiquée dans le rapport de l’Ofate en 2017 (0,06 €/MWh).

m. La taxe sur l’électricité en Allemagne permet d’abonder le budget général de l’État. L’intervalle correspond aux deux valeurs indiquées dans le rapport de la DG Trésor (2013) pour un gros site industriel ayant une consommation de 150 GWh en 2012 et un très gros site électro-intensif en 2012, n’ayant pas de taxe sur l’électricité (entre 0 et 10 €/MWh). Toutefois, le rapport de The Greens mentionne que les électro-intensifs sont entièrement exemptés de cette taxe.

Définition d’une entreprise électro-intensive

Une entreprise est dite électro-intensive si sa consommation d’électricité est supérieure à 2,5 kWh par euro de valeur ajoutée, si son activité appartient à un secteur dont l’intensité des échanges avec les pays tiers est supérieure à 4 % et si elle a eu une consommation annuelle d’électricité supérieure à 50 GWh.

Pour la plupart des secteurs de l’industrie manufacturière, le coût énergétique représente une part relativement faible des coûts de production (environ 2 %, dont 1 % lié au gaz). L’impact du coût énergétique est particulièrement important pour les entreprises industrielles électro-intensives qui sont concentrées dans quelques secteurs (sidérurgie, chimie, papier et carton) et plutôt en amont de la chaîne de fabrication. Les entreprises industrielles électro-intensives représentent 3 % des entreprises manufacturières françaises, 5 % de la valeur ajoutée et 50 % de la consommation électrique du secteur manufacturier. Le coût d’électricité de ces entreprises atteint en moyenne 5 % du chiffre d’affaires, soit près de cinq fois plus que la moyenne de l’industrie, et jusqu’à 20 % dans certains secteurs (DGE, 2013).

Les données obtenues sur Eurostat sont catégorisées par niveau de consommation. Les consommations des sites industriels, dans cette étude, ont été réparties en quatre catégories : de 2 à 20 GWh, de 20 à 70 GWh, de 70 à 150 GWh et plus de 150 GWh. Faute de pouvoir vérifier les trois conditions mentionnées ci-dessus, nous avons évité d’utiliser le terme « électro- intensif » et plutôt parlé de « gros consommateurs », « très gros consommateurs », etc.

Concernant les autres sources de données et les références de publications, nous avons repris le terme « électro-intensif » quand celui-ci est déjà mentionné.

• 20. Cette partie fait notamment référence à la publication de J.-P. Hansen et J. Percebois (2010).
• 21. Le système de tarification au coût marginal de la dernière unité appelée a été proposé par Marcel Boiteux dans le cadre d’un secteur national organisé autour d’un monopole d’État. Aujourd’hui, les marchés européens sont interconnectés et ouverts à la concurrence. Certains se posent la question de mener une réflexion pour savoir si ce système est toujours justifié d’un point de vue théorique. Le passage d’une tarification marginale pour un acteur régulé à un système de marché suppose un comportement « idéal » des acteurs producteurs et consommateurs.
• 22. Décret n° 2016 – 141 du 11 février 2016 relatif au statut d’électro-intensif et à la réduction de tarif d’utilisation du réseau public de transport accordée aux sites fortement consommateurs d’électricité.