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Approvisionnement électrique : l'Europe sous tension (auditions et déplacements)

 

Bourse de l'électricité Powernext - 1er février

M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général

M. Bruno Sido, président - Nous accueillons maintenant Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext.

M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext - Je vous remercie de votre invitation qui m'offre l'opportunité de mieux présenter le rôle et la contribution du marché organisé en matière de sécurité d'approvisionnement en France.

Nous sommes dans un contexte particulier où coexistent trois contraintes antagonistes que je vais résumer autour de trois axes : politique, temporel, économique. La première contrainte est celle de la compétitivité industrielle. Elle plaide pour les prix du kilowattheure et du CO2 les plus bas possible. C'est une problématique qui s'impose à court terme avec un focus national. La deuxième contrainte est la sécurité d'approvisionnement énergétique, qui milite pour un prix du kilowattheure suffisamment élevé pour maîtriser la demande et encourager les investissements nécessaires. Il s'agit d'une problématique de moyen et long terme et de dimension européenne. Enfin vient s'ajouter une contrainte récente, la lutte contre le changement climatique, qui tend à établir les prix du kilowattheure et du CO2 au niveau le plus élevé possible pour encourager les entreprises à basculer des technologies polluantes vers des technologies plus propres. Cette problématique s'inscrit sur le long et très long terme et sa portée est mondiale.

Résoudre ces trois contraintes constitue un défi inédit au plan politique. Les marchés doivent composer avec ces contraintes à partir des critères et des objectifs qui sont fixés par le politique. En France, cette problématique est exacerbée dans la mesure où nous héritons d'une politique tarifaire qui a conduit à une baisse des tarifs de l'électricité en euros constants de 24 % depuis dix ans. Depuis la rupture intervenue en 1997, l'écart n'a cessé d'augmenter entre l'indice général des prix et l'indice énergétique, qui regroupe les tarifs du gaz, du pétrole et de l'électricité. En Allemagne, les tarifs de l'électricité ont suivi progressivement les prix du marché, dans un contexte différent où la politique tarifaire permet de gérer la transition. La France est dans une situation atypique en Europe car elle connaît un décalage considérable entre les tarifs de l'électricité particulièrement bas, qui se sont trouvés petit à petit déconnectés de la réalité économique, et les prix du marché trop élevés.

Le marché organisé de l'électricité est né dans le cadre de la libéralisation voulue par les Etats membres de l'Union européenne avec la directive européenne de 1996, la loi française du 10 février 2000, la création de la CRE et l'autonomie de RTE. Je rappelle que, dans sa communication la plus récente, alors qu'elle fustige les dysfonctionnements du marché de l'énergie dans son ensemble, la Commission européenne, pour la première fois, mentionne que les marchés organisés, c'est-à-dire les bourses, peuvent jouer un rôle positif pour créer la confiance, pour limiter les risques de manipulation, pour permettre aux régulateurs de vérifier les mécanismes de formation des prix et d'échanger entre eux des informations pertinentes. Le rôle des marchés organisés devrait s'amplifier si le contexte général était celui d'une libéralisation suivie au même rythme par l'ensemble des Etats membres.

La bourse française de l'énergie et du CO2 a été créée en juillet 2001, en étroite coordination avec RTE, pour assurer la cohérence des règles du marché électrique avec les contraintes de gestion du réseau. Elle a pour actionnaires Euronext et les gestionnaires de réseau français, belge et hollandais qui assurent une neutralité à l'ensemble, des producteurs européens et des acteurs financiers du monde de l'énergie. Sa fonction économique première est de fournir des références de prix. Un marché d'équilibrage du gaz devrait bientôt être mis en place avec le concours étroit de GRTgaz. Trois références de prix ont d'ores et déjà été lancées :

- depuis novembre 2001, un marché pour livraison d'électricité sur chacune des 24 heures du lendemain, dit Powernext® Day-Ahead, permet de gérer les risques d'équilibrage ou de volume sur le réseau français. 30 térawattheures (TWh) ont été traités en 2006, soit une augmentation de 50 % par rapport à 2005. Ils ne représentent certes que 7 % de la consommation nationale globale mais, au regard de ce que le conseil de la concurrence appelle le marché réellement ouvert, « pertinent », ils constituent une part supérieure à 23 % de la consommation libre. Les acteurs ont pris l'habitude d'utiliser la plateforme du marché organisé qui assure un fixage quotidien, week-end et jours fériés compris ;

- depuis juin 2004, une référence de moyen terme a été lancée, Powernext® Futures, permettant de gérer le risque de fluctuation du prix de l'électricité d'un mois à trois ans. Ces produits s'adressent à des acteurs économiques qui veulent disposer d'un outil de gestion dynamique de leur risque électrique dans un horizon de court à moyen terme. Ils apportent de la fluidité, de la flexibilité dans la gestion des risques. C'est le deuxième marché le plus important en Europe après l'Allemagne. Sa progression a été de 33 % en 2006 par rapport à 2005. 83 TWh ont été traités en 2006, avec un coup d'arrêt très significatif depuis l'été 2006 à la suite de la mise en place du Tarif Réglementé Transitoire d'Ajustement du Marché (TRTAM) ;

- en juin 2005 a été créée, dans le cadre du protocole de Kyoto et en collaboration avec la Caisse des Dépôts, une référence de prix au comptant des quotas d'émission de CO2. Ce marché Powernext® Carbon a connu une expansion spectaculaire, avec près de 32 millions de tonnes échangées en 2006, dont un record de 5,8 tonnes pour le seul mois de décembre. Cette bourse française offrant un produit européen représente 75 % de part de marché parmi les bourses qui traitent de ce type de produit, notamment nos concurrents allemands et scandinaves.

Powernext® Day-Ahead organise une confrontation de l'offre et de la demande en centralisant les intérêts des acheteurs et des vendeurs. C'est un marché transparent avec un accès non discriminatoire. Il est multilatéral et anonyme. Il est encadré par une réglementation structurante reposant sur des règles de marché et une forte présence des autorités de régulation telles que la CRE et l'Autorité des marchés financiers (AMF). Les transactions sont totalement sécurisées à la fois avec LCH. Clearnet, qui est la chambre de compensation sur les marchés d'Euronext pour l'ensemble des transactions financières, et avec RTE, qui garantit les engagements physiques.

Qui peut devenir membre de Powernext® Day-Ahead ? Selon le principe général posé par la loi, « les personnes morales auxquelles leur loi nationale n'interdit pas d'acheter et de vendre de l'électricité peuvent devenir membre du marché ». Aujourd'hui, Powernext® Day-Ahead compte cinquante-six membres parmi lesquels les principaux producteurs d'électricité européens, des fournisseurs d'électricité, des institutions financières, des sociétés de négoce.

Powernext® Day-Ahead procède à la cotation de contrats portant sur la livraison d'électricité par heure ou par blocs horaires, la veille pour le lendemain, sur le réseau haute tension français géré par RTE. L'offre et la demande d'électricité sont confrontées tous les jours, 365 jours par an, à 11 heures, par un mécanisme de fixage. Powernext® Day-Ahead organise les échanges de mégawattheures en J-1 dans les meilleures conditions économiques possibles. L'électricité n'étant pas stockable, cette fonction facilite l'équilibrage du réseau et réduit, toutes choses égales par ailleurs, les risques de délestage.

Powernext® Futures est un segment de marché organisé aux règles strictes comme Powernext® Day-Ahead. Il compte vingt-six membres qui constituent un sous-ensemble des acteurs de Powernext® Day-Ahead ayant un intérêt spécifique sur le marché français, notamment pour la fourniture des besoins physiques de clients industriels. J'insiste sur une différence entre notre marché, qui est à livraison physique à terme, et les marchés à terme allemand et scandinave, par exemple, qui sont purement financiers. Tous les membres du marché Powernext® Futures sont responsables d'équilibre, ce qui interdit son accès à des structures purement financières. Marché très proche de la réalité économique, Powernext® Futures propose la cotation de contrats à terme portant sur la livraison physique d'électricité aux échéances suivantes : les trois prochains mois, les quatre prochains trimestres, les trois prochaines années, en base et en pointe. Il ne s'agit pas d'un fixage mais d'un marché où la négociation s'effectue en continu de 9 à 16 heures les jours de semaine hors week-ends. Les contrats équivalents chez EEX (Allemagne) ou NordPool (Scandinavie) sont des contrats à règlement financier, sans livraison physique.

Tout ce qui est traité sur le marché à terme n'a pas vocation à être systématiquement livré. Le marché à terme est un outil de couverture du risque. Néanmoins, 14 % des volumes échangés sur les 83 TWh sont allés en livraison en 2006, ce qui constitue un pourcentage relativement élevé. Alors que Powernext® Futures était parti au premier semestre sur une tendance de doublement des volumes, un coup d'arrêt s'est produit durant l'été à la suite de la mise en place du TRTAM, qui a provoqué une chute de 50 % des volumes échangés. Le TRTAM a sa logique mais, entre temps, le marché allemand continue de prospérer. Quand, début 2006, Powernext® Futures s'inscrivait sur une tendance de 120 TWh, plus de 1 000 TWh se négociaient sur le marché à terme EEX en Allemagne, alors que les consommations nationales française et allemande sont comparables.

Il existe donc un énorme paradoxe puisque le marché allemand, moins bien armé - pas de nucléaire, pas de régulateur sectoriel, quatre gestionnaires de réseaux au lieu d'un seul - que le marché français, est en passe de devenir le marché directeur de l'électricité en Europe. En conséquence, soit le processus de libéralisation du marché européen est stoppé, ce qui implique d'inventer un autre système ou de revenir au système antérieur, soit, si ce processus perdure, le marché français se balkanise en quelque sorte et est progressivement vassalisé par le marché allemand, qui va imposer son prix, extrait de centrales au charbon polluantes, comme la référence de prix en Europe. Sur les 1 000 TWh négociés sur le marché allemand, 300 sont traités sur la bourse elle-même et 700 le sont de gré à gré sans que le régulateur ne dispose de moyen de vérifier les informations, puis déversés dans la chambre de compensation. Il convient donc de se méfier de ce phénomène-là car la France risque de s'isoler alors que tout la prédestinait à jouer les premiers rôles en matière électrique, de la même manière que le deutschemark a été en son temps le marché directeur pour la constitution de la monnaie unique. Progressivement, les positions ouvertes se ferment en France et, dans le même temps, celles d'EEX (Allemagne) et Endex (Pays-Bas) continuent à augmenter. Cette situation est bien sûr de nature à nous inquiéter.

La panne du 4 novembre 2006 n'a eu aucun effet notable sur les prix parce que, sur Powernext® Day-Ahead, la négociation s'effectuant en J-1 pour une livraison au jour J, il était complètement impossible de prévoir la veille un incident technique de cette nature sur le réseau. Les prix du 4 novembre 2006 n'ont donc pas été affectés par la panne. L'heure 23 du 4 novembre, c'est-à-dire entre 22 et 23 heures, a été cotée à 43,007 euros le mégawattheure (MWh) et l'heure 24, c'est-à-dire entre 23 heures et minuit, à 39,008 euros le MWh. En moyenne, sur les samedis d'octobre, novembre et décembre, ces mêmes heures étaient cotées respectivement à 39,911 et à 36,379 euros le MWh.

Les prix du 4 novembre 2006 ont donc été légèrement supérieurs à la moyenne, ce qui s'explique tout à fait par le « coup de froid » enregistré au début du mois de novembre, le marché spot étant extrêmement sensible aux variations climatiques. Par définition, l'électricité ne se stocke pas et en France, la sensibilité au froid est particulièrement importante. Un degré de moins en hiver représente un accroissement de consommation équivalent à la production d'une tranche nucléaire. Un marché à moyen terme est beaucoup moins volatil qu'un marché à très court terme. Par conséquent, une référence de prix calée sur un marché à terme est, pour les industriels, plus intéressante qu'une référence de prix calée sur des marchés spot.

En revanche, des pics de prix ont été observés sur les fixings des jours suivants, à savoir 65 euros le MWh les 6 et 7 novembre contre un prix moyen de 45,32 euros le MWh en novembre. Sur l'heure 19, les prix ont atteint 198 et 202 euros le MWh respectivement les 6 et 7 novembre et ce, pour des quantités marginales. Ces pics de prix ont également été notés sur les marchés allemand et hollandais. Le simple effet climatique semble insuffisant pour expliquer un tel comportement des prix. La panne a certainement eu un effet psychologique, qui s'est cependant rapidement estompé. Un peu de nervosité de la part des opérateurs était assez compréhensible dans la mesure où l'incident du 4 novembre avait introduit une incertitude sur l'état des réseaux et sur la capacité de concertation des gestionnaires de réseau. Après une augmentation transitoire, les prix ont retrouvé leur niveau dès le 8 novembre et les volumes sont restés conformes à la moyenne. Aujourd'hui, Powernext® Day-Ahead s'inscrit dès le début d'année sur une tendance de 40 à 45 TWh par an. Les volumes continuent d'augmenter significativement et ont franchi un palier : en effet, le volume échangé sur ce marché se situe actuellement entre 100 et 130 gigawattheures (GWh) par jour, soit un rythme de plus de 40 TWh par an.

Le 21 novembre 2006, le couplage des trois marchés français, belge et hollandais a constitué une première inédite en Europe. Il est le fruit de trois ans d'efforts discrets entre trois bourses -APX (Pays-Bas), Belpex (Belgique) et Powernext®Day-Ahead (France)- en collaboration avec les trois gestionnaires de réseaux concernés -TenneT, Elia et RT-, et de la volonté d'optimiser les flux aux frontières. Le problème des interconnexions en matière de sécurité d'approvisionnement réside dans l'exploitation à un très faible pourcentage des capacités disponibles aux frontières. Malgré son parc nucléaire, la France est quelquefois obligée d'importer de l'électricité d'Angleterre, d'Allemagne ou encore d'Espagne. Par conséquent, elle ne peut avoir une vision sur la sécurité de son approvisionnement sans avoir une vision européenne. A défaut de pouvoir construire de nouvelles lignes, il est très important d'optimiser la gestion des capacités des réseaux existants. C'est le but du couplage de marché. Le 14 février 2007, veille du Conseil des ministres de l'énergie, une conférence de presse des trois ministres concernés aura lieu pour présenter cette étape majeure qui préfigure des avancées plus importantes en Europe.

Le couplage de marché donne un accès plus juste aux marchés en utilisant la capacité transfrontalière par les transactions qui lui accordent le plus de valeur et en réduisant des occasions d'exercice du pouvoir de marché. Il permet en outre un accès plus facile aux marchés par une simplification des opérations quotidiennes et l'élimination du risque opérationnel. Le couplage constitue une contribution évidente à la sécurité d'approvisionnement de l'électricité. Il est réalisé en étroite collaboration avec les gestionnaires de réseaux qui définissent les capacités fermes disponibles aux interconnexions. Au lieu de prévoir une marge supplémentaire qui ne serait in fine pas utilisée et constituerait un coût pour la collectivité, les capacités sont utilisées à 100 % et si elles sont suffisantes, c'est-à-dire s'il n'y pas de congestion, alors les prix des zones couplées s'égalisent. Le couplage de marchés a vocation à s'étendre et des projets sont en cours pour élargir le couplage des trois pays à la Scandinavie et à l'Allemagne.

M. Bruno Sido, président - En quoi l'existence de Powernext est-elle de nature à renforcer la sécurité de l'approvisionnement électrique de la France ? Faut-il autoriser cette spéculation, ce boursicotage sur l'électricité ?

M. Jean-François Conil-Lacoste - Mon sentiment est que les termes de spéculation et de boursicotage ne sont pas du tout adaptés à la réalité du marché Powernext®Day-Ahead. Le marché spot, de très court terme, fonctionne exclusivement avec des membres qui sont responsables d'équilibre auprès de RTE, procède d'un fixage pour chacune des vingt-quatre heures du lendemain, qui constituent de fait vingt-quatre micro-marchés différents. Ses acteurs ont un véritable besoin économique. Alors qu'autrefois, il n'avait qu'une seule interface, RTE se trouve, dans le cadre d'une logique de libéralisation, face à quelque quatre vingt responsables d'équilibre qui doivent vendre l'électricité en excédent ou acheter l'électricité qui leur manque la veille pour le lendemain. Rien de tel qu'un forum quotidien, transparent, non discriminatoire, pour faciliter ces échanges de manière multilatérale, anonyme et sécurisée.

C'est le moyen le plus démocratique, le plus sain et le plus efficace de confronter l'offre et la demande pour parvenir à un équilibre en termes de volume, quel que soit le prix. Lors de la canicule de 2003, il a fallu aller chercher les derniers MWh à 1 000 euros en France, à 2 000 euros en Hollande et à 3 000 euros en Allemagne pour éviter un délestage qui aurait coûté une fortune à la collectivité. Ainsi, des pics de prix peuvent survenir occasionnellement. Mais plus le gisement d'acteurs est important, plus les échanges sont faciles et plus les prix sont contenus. C'est en cela que le marché de très court terme apporte une contribution à la sécurité du réseau et facilite son équilibrage. Ce n'est pas un hasard si les gestionnaires de réseaux y ont été étroitement associés dès le départ.

En conséquence, je ne pense pas qu'il soit possible de parler de spéculation en ce qui concerne le marché de court terme. Le couplage des marchés est la preuve que c'est parce qu'il existe des bourses en Allemagne, aux Pays-Bas, en Belgique, que nous allons pouvoir développer par des mécanismes de marché une bien meilleure gestion de nos frontières, de nos interconnexions. Autrefois, il existait des contrats de long terme, sorte d'options qui étaient achetées et pas toujours exercées. Néanmoins, quand des pointes de consommation ne pouvaient pas être satisfaites par la production française, il ne s'avérait pas toujours possible d'importer les MWh disponibles chez nos voisins. Progressivement, nous optimisons ces flux transfrontaliers. Les marchés Day-Ahead facilitent ce fonctionnement puisque le couplage (ou enchères implicites) permet de négocier en même temps énergie et transport.

Nous verrons peut-être émerger progressivement en Europe, à l'instar de la plateforme scandinave d'échanges NordPool, une sorte de super bourse contrôlée de façon appropriée par les gestionnaires de réseaux. C'est la tendance vers laquelle nous devrions aller si nous parvenons à nous mettre d'accord sur des aspects de gouvernance au niveau européen. De nombreux forums traitent de ces aspects-là.

En réponse à la question posée, j'affirme qu'au niveau de l'équilibrage quotidien du réseau français, puis au niveau du rôle que nous jouons en matière de couplage de marchés, la bourse, et notamment Powernext, joue un rôle positif en matière de sécurité d'approvisionnement. Si elle n'existait pas, les échanges s'effectueraient de manière bilatérale, de gré à gré, en toute opacité, sans contrôle possible par la CRE et avec des enchères explicites aux frontières beaucoup moins efficaces que les enchères implicites. Je pense donc que nous opérerions alors un recul.

Concernant le marché à terme, la situation est la suivante. En Allemagne, le marché de gros traite 4 000 TWh parmi lesquels 400 seulement se négocient directement sur la plateforme EEX et sont véritablement transparents. 600 à 700 TWh sont traités en bilatéral de manière non transparente et viennent se déverser dans la chambre de compensation pour la sécurisation financière. Il existe donc, en Allemagne, un marché à la fois beaucoup plus puissant et moins transparent qu'en France. Au lieu de le rattraper, nous le laissons faire la course en tête et rester seul en lice. N'affaiblissons pas Powernext® Futures qui, par son principe de livraison physique et par ses structures, constitue un outil permettant à des industriels, à des fournisseurs, de gérer de manière dynamique et en responsabilité le risque électrique. Le marché à terme leur donne, pour la proportion souhaitée, la flexibilité de pouvoir entrer et sortir du marché en fonction des éléments dont ils disposent. De nombreux industriels le font directement sur de multiples produits : l'aluminium, le pétrole, les changes, les taux d'intérêt... Ils peuvent également passer par un intermédiaire spécialisé dont le métier consiste à leur proposer des produits structurés, correspondant à leur problématique et leur profil de consommation. Le marché à terme permet cette dynamique de gestion, cette liberté, cette flexibilité. En outre, n'oublions pas que sur tous les marchés, la spéculation met de l'huile dans les rouages et permet de banaliser les transferts de risques d'un agent économique à un autre, dès lors qu'elle vient appuyer des échanges commerciaux qui nourrissent la légitimité du marché.

En conclusion, Powernext® Futures n'est pas un instrument de spéculation mais a vocation à être un outil de dynamisation et de responsabilisation des acteurs qui sont exposés au risque de fluctuation des prix de l'électricité en Europe.

M. Michel Billout, rapporteur - Est-ce que l'existence en France de tarifs régulés, voire de tarifs de retour, n'est pas un handicap dans une course à l'énergie ?

M. Jean-François Conil-Lacoste - Incontestablement. Nous avons hérité d'une situation très difficile avec, d'une part, des tarifs qui ont décru de 24 % en dix ans en euros constants, d'autre part, des clients sortis du tarif qui se sont trouvés exposés à une hausse très importante des prix, même si ces derniers ont maintenant tendance à baisser. Il s'en est suivi un désavantage compétitif majeur pour les clients qui ont choisi de sortir du tarif par rapport à ceux qui y sont restés. J'aurais souhaité que le problème soit résolu en fixant un calendrier à longue échéance, pour faire en sorte que l'écart entre les prix de marché et les tarifs se réduise progressivement et pour gérer la transition. Les Allemands ont des tarifs qui suivent beaucoup plus étroitement les prix du marché.

La France était donc contrainte de prendre des décisions face à la situation que je viens de décrire. Toutefois, la mise en place de tarifs de retour tue la concurrence. En début d'année, la France s'est trouvée dans la situation quasiment ubuesque où quelques clients industriels qui n'avaient plus d'offres auraient dû se retourner vers RTE en dernier recours pour avoir des offres sur les mois à venir à un tarif potentiellement exorbitant. La mise en place d'un fonds de compensation s'avère très compliquée et a été revue à plusieurs reprises, encore récemment par le Conseil supérieur de l'énergie.

En conclusion, j'insiste sur le fait que l'existence de ces tarifs, tels qu'ils sont mis en oeuvre en France, pénalise le développement du marché de gros français et incidemment de Powernext® Futures, laissant le marché allemand, plus cher, s'imposer comme référence inéluctable. J'ai tendance à penser que le processus d'ouverture du marché français de l'électricité est stoppé au milieu du gué. EDF et ses concurrents doivent se contenter d'un marché libre d'environ 130 TWh, marché « pertinent » selon le Conseil de la concurrence. Ils doivent en revanche fournir les deux tiers de la consommation française à un tarif très nettement inférieur au prix du marché, et aux prix de vente de leurs concurrents sur leurs marchés domestiques. Nous avons raté l'opportunité, d'une part, de donner à EDF la capacité de mieux gérer sa marge en fonction de la particularité française qu'est le nucléaire, d'autre part, de faire en sorte que le marché français soit vraiment le marché le moins cher en Europe et le marché directeur. Si EDF et ses concurrents avaient eu l'ensemble du marché à leur disposition, comme c'est le cas en Allemagne, les prix français n'auraient pas nécessairement atteint le niveau des prix allemands. Les prix régulés, l'existence de tarifs, s'ils sont trop éloignés de la réalité économique, pénalisent le développement du marché, empêchent, toutes choses égales par ailleurs, la baisse relative des prix en décourageant la concurrence et envoient aux consommateurs le signal trompeur d'une énergie durablement bon marché.

M. Bruno Sido, président - Il me reste à vous remercier pour ce brillant exposé.