Il y a urgence à réformer le marché de l’électricité en Europe. Les mesures prises par la Commission pour faire face à la crise énergétique, comme fixer des objectifs de réduction de consommation et taxer les surprofits des électriciens, permettent aux États de limiter la casse. Mais leur effet reste limité sur les prix.
La sortie de crise n’est pas pour 2023. Les entreprises le savent. Pour preuve, en France, anticipant une baisse de la demande notamment dans l’industrie, les 87 fournisseurs d’énergie n’ont demandé que 148,9 TWh d’Arenh pour 2023, cette électricité nucléaire d’EDF à bas prix (42 euros), contre 160,36 TWh en 2022. Comme seuls 100 TWh sont disponibles à la vente, contre exceptionnellement 120 TWh l’année précédente, chaque demandeur n’aura que 67,4 % de ce qu’il a demandé contre 74,8 % en 2022, selon les calculs de l’Uniden, l’association des très gros consommateurs d’énergie. Le reste sera donc encore à aller sur les marchés de gros. Où les prix restent anormalement hauts.
Si les stocks de gaz sont suffisants pour passer l’hiver 2022-2023, rien n’est sûr pour l’hiver suivant. Et l’indisponibilité du parc nucléaire français risque de se prolonger. Pour éviter qu’une telle crise ne se reproduise, dans un contexte où il faut massivement remplacer les fossiles par de l’électricité bas carbone, la Commission européenne travaille à une réforme du marché de l’énergie, qui sera présentée mi-mars 2023, après consultation préalable lancée avant Noël 2022. «Elle va se concentrer sur quatre aspects », a expliqué Catharina Sikow-Magny, la directrice Transition verte et intégration du système énergétique à la direction générale de l’énergie de la Commission européenne, lors d’une audition au Sénat.
Financer des capacités de production et de flexibilité
La réforme devra déjà contribuer à dissocier les factures d’électricité des ménages et des entreprises des prix du gaz. Si les «contrats pour différence (qui assurent un tarif minimal et maximal d’achat au producteur, NDR) et les PPA (contrats bilatéraux entre producteur et consommateur) contribuent à cet objectif», la Commission étudie «d’autres pistes», prévient Catharina Sikow-Magny. L’une d’elles pourrait s’inspirer du «système grec à deux compartiments sur le marché de gros, le compartiment des centrales à coûts fixes d’exploitation, renouvelables et nucléaires, et le compartiment où le prix est fixé sur le "merit order" (le moins cher et moins carboné appelé en premier) pour les centrales à charbon et à gaz. Le prix de marché de gros serait ensuite une moyenne des deux prix», explique Jacques Percebois, professeur émérite à l’université de Montpellier et directeur du Centre de recherche en économie et droit de l’énergie (Creden).
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Mars 2026
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Février 2026
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La réforme visera aussi à «préserver une utilisation efficace des réseaux à travers l’Europe», pour produire toujours l’électricité la moins chère et maintenir l’équilibre, et à «développer les moyens de flexibilité, notamment l’effacement de consommation et le stockage». Ce qui devrait avoir un impact direct sur la consommation de gaz et sur le prix de l’électricité, pense la Commission. Certains proposent d’ailleurs de rémunérer les capacités de flexibilité, comme celles de production pilotable (gaz, nucléaire) aujourd’hui. La Commission veut aussi, toujours, protéger les consommateurs, qui devront pouvoir souscrire à des contrats à prix fixe, et investir plus facilement dans l’autoconsommation. Pour les plus vulnérables, «nous sommes en train de définir une consommation minimum qui devra être garantie à tout consommateur à un prix abordable», explique l’experte européenne.
Elargir les contrats long terme au nucléaire
Enfin, la réforme vise aussi et surtout à donner de la visibilité aux producteurs pour qu’ils investissent dans des nouvelles capacités de production d’électricité bas carbone et dans les outils de flexibilité, indispensable à la sortie des fossiles en Europe. Comment ? «L’amélioration des marchés à terme est un élément clé ainsi que la contractualisation des nouveaux projets énergie via des contrats stables», comme, là encore, «les contrats pour différence et les PPA», avance Catharina Sikow-Magny. Et pas uniquement pour acheter du solaire ou de l’éolien. «Les contrats de long terme doivent être élargis à d’autres sources d’énergie que les renouvelables», demande Laurent Ménard, directeur des affaires économiques et financières de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Sous-entendu, le nucléaire, relancé en France, mais aussi en Pologne, en République Tchèque, en Serbie, en Estonie...
«On a monté nos institutions en période d’abondance, voire de surabondance. Ce qui explique les limites du système actuel. On n’est plus dans cette situation. Aujourd’hui, il faut faire un travail qui n’a pas été fait, et bâtir un système qui envoie les bons signaux aux investisseurs car on a besoin de capacités de production supplémentaires», explique l’expert de la CRE. Pour y parvenir, le modèles dit "actifs base régulés" que tente de mettre en place le gouvernement britannique pour financer la construction des deux EPR de Sizewell C, dont EDF ne peut assurer la charge seul, semble une bonne piste. Reste à rassurer les investisseurs… et à convaincre l’Europe.
