Marché européen de l’électricité : pourquoi cette foire des prix ? [ par Thierry Masdéu]

Même si, en 2022, les énergéticiens convoqués à Bercy se sont fait tirer les oreilles, les renouvellements des contrats d’énergies continuent d’afficher des prix innasumables pour les entreprises. Un contexte qui s’est déjà traduit, pour nombre d’entre-elles par des arrêts temporaires de production jumelés à du chômage partiel ou, plus grave encore, par des cessations d’activités. Une conjoncture qui, selon des experts en économie, ne devrait guère s’améliorer au cours des deux prochains trimestres. Comment en est-on arrivé là ?

Suivant les règles européennes, la France a dû progressivement lâcher son monopole d’État sur le marché des énergies électriques et gazières pour l’ouvrir à la concurrence. Dès le 1er août 2000, cette libéralisation a permis aux entreprises de résilier leurs engagements chez les opérateurs historiques, EDF ou GDF. Un vent de liberté s’instaure et souscrire chez de nouveaux fournisseurs des contrats “en offre libre”, aussi dénommés “en offre de marché” devient une possibilité. Une tangente qui, à partir du 1er juillet 2007 s’est généralisée pour le marché des particuliers avec, pour ceux qui en font la demande, l’obtention de contrats “aux tarifs réglementés”.

Sur ce nouveau marché, devenu commun, les prix de gros de l’énergie divergent et notamment pour l’électricité, dont les coûts de production varient suivant le rendement des procédés. Hydrauliques, renouvelables, nucléaires et thermiques, avec des centrales alimentées en combustibles fossiles comme le charbon, le fioul ou le gaz naturel. Ces dernières, plus coûteuses, sont majoritairement mises à contribution, comme c’est le cas actuellement, lorsque la demande est très élevée. Raison pour laquelle sur le marché européen de l’électricité, le prix de vente est corrélé à celui du gaz.

Le piège de la loi NOME et du dispositif ARENH

Dans ce flux de prix en compétition qui surfent entre l’offre et la demande, les énergéticiens publics ou privés des États membres ne sont pas tous logés à la même enseigne. Pour rappel, la France, avec son parc nucléaire surdimensionné et une production électrique toujours réservée, a permis à son opérateur historique d’assurer la continuité d’un prix compétitif au MWh. N’ayant pas accès à la production nucléaire française, les concurrents d’EDF ont été contraints de se fournir ailleurs avec des prix de marché très volatiles.

La Commission européenne va rapidement remettre en cause ces modalités françaises et le 7 décembre 2010, la loi NOME (Nouvelle organisation du marché de l’électricité) vient mettre un terme à ce protectionnisme. Ainsi, depuis le 11 juillet 2011, EDF à l’obligation de vendre à ses concurrents pour le marché français, jusqu’à un quart de l’électricité nucléaire qu’elle produit, avec un plafond annuel qui est passé, au 1er avril dernier, de 100 térawattheures (TWh) à 120 TWh (alors que bon nombre de réacteurs étaient à l’arrêt). Affichée au prix de 42 € le MWh au 1er janvier 2012, cette tarification qui permet l’application sur les factures du dispositif “Arenh” et qui devait être rehaussée d’au moins 7,50 € au 1er janvier 2023, reste encore à ce jour au même prix par décision du Sénat. À noter que la loi prévoit l’arrêt de ce dispositif en 2025, dont les syndicats du secteur énergétique demandent aux autorités d’en interdire l’accès aux fournisseurs ayant réalisé des superprofits.

Aujourd’hui et après une année d’incertitude passée avec la guerre en Ukraine, les embargos sur les produits pétroliers et gaziers provenant de Russie, la moitié des réacteurs du parc nucléaires français à l’arrêt et une sècheresse historique qui a impacté l’hydroélectricité, les énergéticiens ont pris des mesures pour protéger leurs activités financières. Car, dans ce marché où cohabitent plusieurs prix de gros, il est possible d’acheter de l’électricité qui, rappelons-le, ne se stocke pas, à plus ou moins long terme, au jour même, à la veille pour le lendemain, à un mois, voire même à une année. Un terreau boursier très opaque et risqué, propice à toutes les spéculations, voire aux abus de fournisseurs d’énergies envers les PME, comme on le constate depuis quelques mois, et dont certains ne sont que de simples revendeurs.

Le cas de l’Espagne et du Portugal

Dans ce dédale de tarifications, l’Espagne et le Portugal ont même demandé et obtenu de la Commission européenne, en juin dernier, une dérogation sur une année pour s’affranchir du marché européen de l’électricité. Faisant valoir l’isolement géographique de leur péninsule qui a son propre marché de l’électricité et leur peu de dépendance aux importations du gaz russe. Un répit pour ces deux États membres qui peuvent désormais fixer eux-mêmes le prix de leur électricité. Pour faire face à court et moyen terme à cette crise énergétique, les ministres de l’Énergie des États membres sont parvenus à un accord, le 19 décembre dernier, avec la mise en place, d’un “mécanisme temporaire de correction du marché”.

Cette mesure, qui vise à limiter les prix du gaz, sera activée lorsque, pendant trois jours ouvrables, le prix du MWh dépassera les 180 € sur le marché de gros de la plateforme néerlandaise “Title Transfert Facility” (TTF) et que l’écart entre le TTF et le prix mondial du gaz naturel liquéfié (GNL) sera supérieur à 35 €. Dans ce cas, les transactions concernant uniquement les contrats à terme seront interdites sur, au minimum, 20 jours ouvrables. Un mécanisme accordé parmi d’autres, qui sera opérationnel le 15 février prochain et ne s’appliquera pas aux contrats de gré à gré, ni aux échanges journaliers et infra-journaliers. Une complexité qui risque encore de renforcer l’incompréhension des marchés, alors que le prix de gros du GNL s’échangeait la semaine dernière aux alentours des 72,75 € le MWh, son plus bas niveau depuis le début de la guerre en Ukraine…

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