Une quinzaine de «marché unique» de l électricité dans l Union européenne?

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1 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 pp Une quinzaine de «marché unique» de l électricité dans l Union européenne? Jean-Michel Glachant Des réformes concurrentielles secouent comme jamais toutes les industries électriques européennes. Non seulement dans les 15 pays de l Union européenne, mais aussi audelà : que ce soit en Norvège ou en Suisse, ou dans les pays candidats à l adhésion (Pologne, Hongrie, Tchéquie, etc.). Au deuxième semestre de 1996, l adoption de la directive 96/92 sur la réalisation du «marché intérieur de l électricité» a marqué un tournant dans les politiques de libéralisation du secteur électrique en Europe. Jusqu alors les politiques de réforme concurrentielle électrique n avaient émergé que dans quelques pays isolés : Grande-Bretagne et Norvège au début des années 1990, Finlande et Suède en 1995 et Avec l entrée en vigueur de la directive, en février 1999, et les mouvements parallèles en Norvège et en Suisse, il y aura désormais un ensemble de dix-sept pays ouvrant simultanément leurs secteurs électriques à la concurrence. Ce marché européen en gestation représente un potentiel de près de TWh de consommation, soit 5 fois la consommation de l Allemagne, avec presque 400 millions de consommateurs domestiques. En mettant à part les cas de la Norvège et de la Suisse, qui ne sont pas membres de l Union européenne, quelle est la consistance de ce nouveau secteur électrique concurrentiel en Europe? Y a- t-il unification autour d un même modèle ou, au contraire, persistance d une diversité non-négligeable? Quels sont les effets structurels catalysés par les politiques de libéralisation électrique en Europe? En fait, cinq ans après l adoption de la directive 96/92, le «Marché Intérieur» européen de l électricité n est pas un marché unifié et homogène. Chaque pays semble y cultiver à sa manière sa variété préférée de «Marché Unique». Et nul ne saurait dire avec précision quand et comment la variété des régimes nationaux de réforme pourrait s effacer derrière la montée des harmonisations ou des convergences paneuropéennes. Ce texte (1) rend compte de la diversité observée en en proposant une lecture (2). Pour une analyse plus académique, nous 8 Dossier

2 Glachant - L électricité dans l Union européenne renvoyons à des travaux antérieurs (Finon, 1997 ; Glachant, Staropoli, 1999 ; Glachant, Finon, 2000 ; Bergman, 2000 ; Glachant, 2000-b) ou à paraître (Finon, 2001 ; Glachant, 2001 ; Glachant, Finon, 2001). Notre lecture part d un constat : l expérience des réformes nous a montré (3) que la construction de systèmes électriques concurrentiels n est pas un processus linéaire et que les réformes se réalisent dans un espace à trois dimensions (Glachant, 1999 ; Glachant et Lévêque, 1999 ; Glachant, a ; Glachant, 2000-c). Une première dimension des réformes concurrentielles est d ordre légal et réglementaire : c est le changement des lois et des règlements applicables à l exercice des métiers, aux droits d accès et au fonctionnement général des marchés électriques. Une seconde dimension, tout aussi importante, est donnée par l aménagement opérationnel des infrastructures techniques et commerciales de ces métiers et de ces marchés. Enfin la troisième dimension, éminemment stratégique, touche aux actifs industriels et capitalistiques : c est l adaptation des structures industrielles, du portefeuille d activités et des formes de propriété des entreprises. En pratique, c est seulement la combinaison de ces trois dimensions qui détermine la forme effective d une réforme électrique concurrentielle pour chaque pays ou pour chacune des zones de l ensemble européen. C est parce que les mécanismes concurrentiels ne sont en fait que la résultante de trois dimensions différentes de transformation que le potentiel de diversité des réformes électriques est aussi élevé. Dans le secteur électrique, en effet, il ne suffit pas de déclarer «ouverte» la compétition pour que des mécanismes concurrentiels vertueux s imposent partout. D une part, en raison de l absence d infrastructures alternatives pour le transport et la distribution de l énergie électrique, cette industrie conserve les fortes caractéristiques d «imperfection» des industries de réseaux traditionnelles, à savoir : le monopole naturel (par économies d échelle et économies d envergure), plus la spécificité des actifs (au sens d O. Williamson 1985 et 1996). D autre part, l absence de stock d énergie électrique et la gestion «en flux tendus» de l équilibre production consommation se combinent avec l existence de puissantes externalités (congestions) entre les utilisateurs pour conserver une rationalité économique au maintien d autorités centrales de coordination. Enfin, en raison de l importance qu avaient prises dans les anciens systèmes électriques les liaisons verticales ou horizontales spéciales ou exclusives entre les maillons successifs de l industrie (production, transport, distribution, vente) et avec leurs sources d énergie primaire (gaz, charbon, nucléaire), il existe dans ce secteur à la fois de nombreux pôles de pouvoir de marché et d importantes asymétries stratégiques entre les différents acteurs industriels et financiers. Le constat auquel aboutit ce texte est que la convergence européenne des réformes électriques n est pas réalisée et n est pas encore prévisible. Le texte est organisé en cinq parties. La première partie décrit les changements opérés sur les cadres légaux et réglementaires et montre qu en définitive, bien que les transpositions nationales aient été moins divergentes que prévu, une seule des grandes composantes de transposition de la directive européenne a fait l unanimité des principaux pays européens. La deuxième partie traite des conditions d accès physique aux marchés nationaux (existence d interconnexions avec les autres pays, traitement des accès pendant les congestions) et des conditions d accès commercial (modalités de fonctionnement des marchés de gros et des marchés de détail). Elle souligne la fragmentation technique et commerciale de l Europe électrique, non seulement pour les Îles et les péninsules, mais aussi sur la «plaque européenne» (Benelux - Allemagne - France). La troisième partie présente l adaptation des structures industrielles et capitalistiques. Elle montre l existence d au moins deux Europe électriques différentes avant que les réformes ne commencent : une Europe du Nord et du Centre Est beaucoup plus dé-intégrée et très marquée par la propriété publique régionale ou locale ; une Europe de l Ouest et du Sud beaucoup plus concentrée et très influencée par des monopoles ou quasi-monopoles nationaux. Elle présente ensuite les différents types nationaux d accès industriel et capitalistique aux marchés électriques européens. La quatrième partie soumet les réformes électriques européennes à un indicateur simple de leur convergence : les prix de gros et les prix de détail, et constate que ces prix de l électricité ne convergent ni en l an 2000 ni au début de Enfin, une cinquième partie examine les principaux opérateurs à l œuvre sur les marchés électriques européens et évalue leurs asymétries de taille et d envergure géographique ou professionnelle. LE CHANGEMENT DES CADRES LÉGAUX ET RÉGLEMENTAIRES Les compromis inscrits en 1996 dans la directive européenne 96/92 reflètent l ampleur des désaccords qui se sont exprimés pendant les nombreuses années de négociation entre la Dossier 9

3 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 Commission européenne, les États membres et le Parlement européen (le «Livre Vert» de la Commission lançant la réforme de l énergie date de 1988 ). C est pourquoi la directive 96/92 va offrir d emblée de nombreuses modalités différentes de mise en œuvre pour plusieurs des éléments clefs de la réforme concurrentielle. A priori, avec une telle variété des choix possibles, la diversité potentielle des transpositions de la directive par les 15 États membres apparaissait extrêmement élevée (Hancher 1997). Cependant, déjouant les pronostics certaines transpositions nationales ont généralement convergé vers les mêmes options que ce soit pour l entrée en production, pour l accès des tiers au réseau (4) et pour l éligibilité des consommateurs (5), options qui étaient réputées plus concurrentielles (Bergman 2000). Pour les modalités de l entrée en production, on prévoyait, en 1997, qu au moins 6 pays de l Union (avec 650 TWh de consommation) choisiraient la modalité de l appel d offres plutôt que la modalité de l autorisation (6). En fait, en 1999, l on n y retrouve plus qu un seul pays (le Portugal, avec 33 TWh). Pour les modalités d accès des tiers au réseau (ATR), on prévoyait, en 1997, qu au moins 6 pays (930 TWh de consommation) préféreraient la modalité de l accès négocié entre le transporteur et les opérateurs plutôt que la modalité de l accès réglementé par une autorité publique (7). En fait, en 1999, l on n y retrouve plus que trois pays (Allemagne, Grèce, Danemark : 580 TWh). D autre part, l encadrement de l ATR par la modalité d acheteur unique (8) était envisagé, en 1997, pour au moins 6 pays (1 280 TWh de consommation intérieure, plus de la moitié du marché intérieur de l Union). En 1999, l on n y retrouve plus que trois pays (Allemagne, Italie, Portugal : 800 TWh) n appliquant que partiellement la modalité d acheteur unique. Au total, parmi les neuf pays de l Union européenne d une taille électrique moyenne ou grande (consommation nationale égale ou supérieure à 70 TWh), l Allemagne est la seule, avec son régime d ATR négocié et son acheteur unique au niveau local, qui se démarque du nouveau standard européen de fait (qui est la modalité d autorisation pour l entrée en production + la modalité d ATR réglementé pour l accès aux réseaux). En ce qui concerne maintenant le degré d ouverture des marchés nationaux, la majorité des pays ont décidé de dépasser les minima de clientèle éligible fixés par la directive (26 % en 1999, 29 % en 2000 et 33 % en 2003). Quatre pays (Grande-Bretagne, Suède, Finlande et Allemagne : 1050 TWh) affichent d emblée 100 % d ouverture, de même que la Norvège à l extérieur de l Union. Sept autres pays ouvrent audessus des minima, soit dès 1999, soit d ici 2003 (Autriche, Belgique, Danemark, Espagne, Italie, Luxembourg, Pays-Bas : 690 TWh). Le seul des pays européens moyens ou grands qui apparaisse en retrait est la France, tant pour l ampleur de l ouverture maintenue aux minima que pour le rythme : la transposition française n a pas respecté la date limite de février 1999 et la loi n a été adoptée qu en février Mais la directive offre encore d autres possibilités aux autorités nationales pour contourner les effets de la concurrence et limiter l uniformité du fonctionnement du marché européen. Il s agit, par exemple, du soutien aux sources nationales d énergie (comme le charbon et la lignite, en Espagne, ou en Allemagne 7 milliards de DM/an ) ou des aides pour «coûts échoués» {stranded costs (9); près de 8 milliards $ annoncés en Espagne}. En définitive, si l on élargit la comparaison entre pays à d autres critères importants des réformes, comme les modalités de séparation entre les métiers concurrentiels et les métiers en monopole naturel (c est l unbundling), comme le régime de propriété et d exploitation des réseaux de transport, ou comme la nature de l autorité publique chargée de la tutelle de la réforme électrique, la diversité effective des réformes nationales apparaît à nouveau assez élevée. Il est révélateur à cet égard de comparer les réformes des neufs plus grands états électriques d Europe (8 membres de l Union, représentant près de 90 % de la consommation électrique des 15 États membres, plus la Norvège). On peut considérer comme «pionnières» les trois réformes nationales qui ont été conçues précocement, avant l accord européen sur la directive 96/92, et qui ont été mises en œuvre volontairement, en dehors de toute obligation issue de la directive européenne (cf. le «Groupe 1» du tableau n 1). C est le cas en Angleterre (10) (réforme mise en œuvre en avril 1990), en Norvège (janvier 1991) et en Suède (janvier 1996). On remarquera que les pays pionniers, qui sont des réformateurs volontaires et précoces, présentent tous trois des dispositions assez semblables sur la plupart des grandes questions : régimes de l éligibilité, de l entrée en production, de l accès au réseau, de l unbundling ; constitution du gestionnaire du réseau de transport et de l autorité compétente pour les accès aux réseaux. La deuxième vague de pays est constituée de l Espagne, de l Allemagne et des Pays-Bas (cf. le «Groupe 2» du 10 Dossier

4 Glachant - L électricité dans l Union européenne Tableau n 1 - La carte des réformes concurrentielles en juin 2000 Éligibilité Entrée en production Accès aux réseaux Unbundling Gestionnaire Réseau Transport Autorité compétente Accès aux réseaux Groupe 1 Angleterre 100 % Autorisation ATR réglementé Complet (T) Juridique (V) Intégré Prop-Exp Autorité indépendante Groupe 1 Norvège 100 % Autorisation ATR réglementé Complet (T) Comptable (V) Intégré Prop-Exp Autorité indépendante Groupe 1 Suède 100 % Autorisation ATR réglementé Complet (T) Juridique (V) Intégré Prop-Exp Autorité indépendante Groupe 2 Espagne 54 % Autorisation ATR réglementé Complet (T) Juridique (V) Intégré Prop-Exp Autorité indépendante Groupe 2 Allemagne 100 % Autorisation ATR négocié Comptable (T) Comptable (V) Régionaux et Intégrés Prop-Exp Autorité de concurrence Groupe 2 Pays-Bas 32 % Autorisation ATR réglementé Juridique (T) Juridique (V) Exp. Indep, Prop. par producteurs Service spécial Autorité de Concurrence Groupe 3 Belgique 33 % Autorisation ATR réglementé Juridique (T) Comptable (V) Exp. Indep, Prop. par producteurs 5 Autorités indépendantes Groupe 3 Italie 35 % Autorisation ATR réglementé Juridique (T) Juridique (V) Exp. Indep, Prop. par producteur Autorité indépendante Groupe 3 France 30 % Autorisation ATR réglementé Gestion (T) Comptable (V) Exp. Indep, Prop. par producteur Autorité indépendante Abréviations : (T) pour transport, (V) pour ventes d énergie ; (Prop) pour propriété, (Exp) pour exploitation. Sources : Commission européenne, Glachant 2000-a. N.B. : La plupart des tableaux ont été réalisés par N. Chauvet au centre ATOM de l Université Panthéon-Sorbonne. Dossier 11

5 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 tableau n 1). Ce sont des réformateurs motivés et assez diligents. En effet, ayant entrepris leur réforme nationale après la publication légale de la directive européenne (en février 1997), ils n ont pas attendu l expiration du délai de transposition de deux ans. Cependant, aucun de ces trois pays n a reproduit en entier le dispositif de réforme déjà en vigueur chez les pionniers. Ces trois pays diffèrent aussi entre eux ; les Pays-Bas et l Allemagne s écartant de l Espagne par le régime d éligibilité, d ATR, ou d unbundling, par la constitution du gestionnaire de réseau ou de l autorité compétente pour l accès aux réseaux. Enfin, la troisième vague est celle des réformateurs les plus tardifs : la Belgique, l Italie et la France ne sont parvenues à réformer qu après extinction du délai légal de février 1999 (cf. le «Groupe 3» du tableau n 1). Aucun de ces trois pays plus tardifs n a d ailleurs reproduit en totalité le dispositif de réforme des pays pionniers, ni aucune autre des trois variétés nationales des réformes de la deuxième vague. En définitive, il n y a donc qu une seule des grandes composantes de réforme électrique qui a fait d emblée l unanimité des neuf pays : c est le régime d entrée en production par la modalité d autorisation. L AMÉNAGEMENT DES INFRASTRUCTURES TECHNIQUES ET COMMERCIALES Si les nouvelles dispositions légales et réglementaires définissent les règles du jeu générales applicables aux réformes concurrentielles de l industrie électrique, ce sont les aménagements des infrastructures techniques et commerciales qui en donnent les supports concrets. En pratique, une entrée effective sur les marchés nationaux dépend directement des conditions d accès physique (existence d interconnexions avec les réseaux d autres pays européens ; traitement des accès pendant les congestions des réseaux), et des conditions d accès commercial (règles de fonctionnement interne des marchés de gros et des marchés de détail). La mise en œuvre de réformes concurrentielles sur une échelle paneuropéenne dépend tout d abord de l ouverture physique des réseaux nationaux de transport. Certes, l harmonisation à l échelle européenne des principes pour les règles d accès et les tarifications de l usage des réseaux est en cours de finalisation par les gestionnaires des réseaux de transport en liaison avec la Commission européenne (cf. les «Forum de Florence»). Mais il existe aussi une contrainte proprement physique, qui est celle de la capacité de transport entre les États membres. En pratique, du fait de capacités insuffisantes d interconnexion, il ne pourra pas exister de «marché intérieur» européen unifié, et sept pays de l Union se séparent d emblée du bloc continental pour former cinq sous-ensembles européens physiquement autonomes : Irlande (17 TWh), Grande- Bretagne (333 TWh), péninsule ibérique (200 TWh), Grèce (40 TWh) et Scandinavie (325 TWh). Au sein du bloc continental (9 pays, TWh), il n existe aucun autre pays physiquement isolé ou autonome puisque, vers l an 2003, la taille nominale (11) des interconnexions intra-européennes Suisse comprise atteindra 35 % à 40 % de la pointe nationale pour les deux pays les moins ouverts {Italie (12), France}, 65 % pour l Allemagne, et plus de 100 % pour chacun des six autres pays plus ouverts (Suisse comprise). À titre de comparaison, la Norvège et la Suède ont pu fusionner leurs marchés nationaux en un marché de gros unique de l électricité (géré par une même société commune, Nord Pool) avec un coefficient de connexion physique inférieur à 15 % de leurs pointes nationales. Au-delà de l aménagement des infrastructures techniques traditionnelles (les réseaux de lignes et de stations reliant physiquement les centrales de production aux points de livraison chez les consommateurs), la réforme concurrentielle est aussi dépendante des infrastructures commerciales. En effet, de nouvelles infrastructures d intermédiation sont nécessaires pour mettre en relation une pluralité de vendeurs et d acheteurs autour de différentes variétés de fourniture. Ces infrastructures commerciales ont pour fonction de traiter les nouveaux types d offres ou de demandes émergeant dans des systèmes électriques concurrentiels. Un premier genre de ces nouvelles infrastructures commerciales est le «marché de gros multilatéral» qui organise une confrontation régulière et transparente des offres et des demandes pour de grandes quantités de fournitures très standardisées. Ce nouveau type d infrastructure commerciale étend la concurrence en l uniformisant, car elle donne à tous les opérateurs des informations quotidiennes identiques sur les volumes et les prix. Elle facilite ainsi un accès égal aux transactions effectuées chaque jour et pour différentes échéances. À côté des échanges à court terme d énergie (marché «Day Ahead» au Jour J - 1, marché «Hour Ahead» ou «marché d ajustement» au Jour J), un compartiment de ces marchés de gros multilatéraux peut être réservé à la couverture des risques de variation de prix qui recourt à des échanges de contrats à 12 Dossier

6 Glachant - L électricité dans l Union européenne terme (marché des «futures»). D autre part, en marge de ces marchés, ou à partir d eux, des négociants («traders», le plus connu étant l Américain Enron) peuvent s intercaler entre les producteurs d électricité et les acheteurs, et étendre la concurrence entre offreurs d énergie au-delà du cercle limité des producteurs (en pratiquant l achat/vente spéculatifs et/ou la gestion de portefeuilles énergétiques). Enfin, des courtiers privés («brokers») peuvent aider à apparier des offres et des demandes non nécessairement standardisées sur des petits marchés non organisés («hors cote» : «Over The Counter», OTC). Les marchés de gros organisés (Pools, Bourses) existent déjà depuis plusieurs années au sein de trois des sous-ensembles européens (Angleterre, Espagne et Scandinavie). Au sein du bloc continental, une première bourse d énergie (l APX) s est ouverte à Amsterdam à l été 1999 (de grandes compagnies électriques belge, suédoise et espagnole en étaient actionnaires). En Allemagne deux bourses régionales concurrentes ont ouvert à l Ouest et à l Est (Leipzig). Celle de l Ouest (Francfort : EEX) accueille des électriciens suisses. En France et en Italie, respectivement, un projet de bourse et un projet de pool sont en active préparation en ce milieu de l année En l absence de tels marchés organisés dans d autres régions du continent, il existe quelques indices de prix qui donnent la tendance des marchés «gris», plus informels, comme ceux du centre de l Europe (indice suisse SWEP, indice allemand CEPI). Un second genre d aménagement des infrastructures commerciales des systèmes électriques concurrentiels est la création d un marché de détail «organisé». En effet, l ouverture réglementaire de la concurrence par éligibilité à 100 % de tous les consommateurs ne résout pas les difficultés transactionnelles que rencontrent les consommateurs domestiques et les petits consommateurs professionnels (en Allemagne, seuls 1 à 2 % des consommateurs ont effectivement changé de fournisseurs, et il semble qu aucun n a choisi de fournisseur à l extérieur du pays). Comment ces consommateurs peuvent-ils changer de fournisseur alors qu ils restent physiquement connectés au monopole du réseau de distribution de l opérateur historique qui garde toujours la responsabilité physique de leur livraison en énergie? En pratique, les marchés de détail concurrentiels «organisés» fonctionnent comme des dispositifs d assignation, de mesure et de contrôle des droits de propriété à partir de réseaux dédiés d information (collecte, codage, stockage et échange d informations entre les participants). Ces marchésréseaux d information établissent et font circuler les mesures physiques et commerciales des flux de fourniture, et en tissent des liens de responsabilité commerciale et financière entre des millions de clients-consommateurs et des dizaines de fournisseurs différents gérant des comptes d accès aux réseaux électriques et aux marchés de gros. Ces marchés de détail concurrentiels organisés ne sont opératoires à ce jour qu à la périphérie de l Union européenne (en Grande-Bretagne et en Scandinavie), où ils insufflent une dynamique concurrentielle supplémentaire aux réformes électriques. On y prépare «l achat d électricité sur Internet» du XXIe siècle. Nous pouvons maintenant comparer les dispositifs d infrastructures techniques et commerciales supportant les réformes des neuf plus gros pays électriques européens. En termes d interconnexions physiques, il est saisissant de constater que les trois réformateurs pionniers (Angleterre, Norvège et Suède) ne sont pas fortement reliés aux autres pays européens. Le fonctionnement de leurs marchés nationaux reste physiquement séparé du fonctionnement des autres marchés européens. En fait, ces pays pionniers ont donc réformé «en vase clos». De plus, bien que la Suède partage effectivement le même marché de gros que la Norvège (le Nord Pool), les congestions sur le réseau de transport provoquent pendant 40 % à 60 % du temps horaire un éclatement volontaire du marché de gros nordique en sous-marchés locaux et dont les règles opératoires diffèrent (redispatching par counter trading en Suède (13) ; market splitting en Norvège (14)). Enfin, les règles «centralisées» de marché de gros pratiquées en Angleterre, d avril 1990 à fin mars 2001 (15), n ont jamais eu cours en Norvège, ni en Suède, où toutes les compagnies électriques demeurent maîtresses de l ordre de mérite de leurs unités de production. En effet, sur le marché multilatéral «centralisé» anglais, la participation aux enchères était obligatoire pour tous les acheteurs et vendeurs d énergie physique, et c est le gestionnaire du marché qui sélectionnait, à partir de la procédure d enchères, chacune des unités de production autorisées à produire. Tandis que sur les marchés multilatéraux «facultatifs», acheteurs et vendeurs demeurent libres de participer ou non au marché centralisé, et les producteurs retenus par les résultats des enchères effectuent euxmêmes le choix des unités qui produiront la fourniture électrique. Dans le deuxième groupe, celui des réformateurs diligents, la faiblesse des interconnexions met à part l Espagne comme un nouveau cas de «réforme en vase clos». Au contraire, les deux autres pays, Pays-Bas et Allemagne, sont connectés l un à l autre Dossier 13

7 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 Tableau n 2 - Accès physique et accès commercial aux 9 grands marchés européens Interconnexions Gestion des congestions Marché de gros Marché de détail 1 Angleterre marché local redispatching centralisé, obligatoire concur. réglem. (1999) 1 Norvège marché régional market splitting centralisé, facultatif concur. réglem. (1997) 1 Suède marché régional redispatching centralisé, facultatif concur. réglem. (1999) 2 Espagne marché local redispatching centralisé, facultatif monopole 2 Allemagne marché paneuropéen redispatching bilatéral + bourse «privée» concurrence négociée 2 Pays-Bas marché paneuropéen redispatching bilatéral + bourse «privée» monopole 2 Belgique marché paneuropéen redispatching bilatéral monopole 2 Italie marché paneuropéen market splitting bilatéral (+centralisé en projet) monopole 2 France marché paneuropéen redispatching bilatéral (+ bourse en projet) monopole Sources : Commission européenne, Glachant 2000-a, données nationales et à d autres pays européens. Les Pays-Bas et l Allemagne présentent aussi un profil similaire sur d autres dispositions d accès (gestion des congestions, marché de gros). Cependant, à l origine, les modalités de fonctionnement de leurs marchés de gros se distinguaient nettement de celles des trois pays pionniers et de l Espagne. En effet les bourses d Amsterdam et de Francfort (ou de Leipzig) ont été créées comme des bourses «privées», c.a.d. des bourses non harmonisées avec tous les dispositifs de gestion des réseaux par les Gestionnaires de Réseau de Transport. Alors que dans les pays pionniers (Angleterre, Norvège et Suède), c étaient les gestionnaires des réseaux de transport qui avaient créé et qui géraient les Pools électriques, facilitant ainsi la réalisation physique sur les réseaux des transactions commerciales nouées sur le marché de gros. D ailleurs, aux Pays-Bas, la difficulté à coordonner la «bourse privée» avec la gestion physique du réseau de transport (contraint par ses capacités disponibles et ses règles de sécurité) a amené récemment le gouvernement à nationaliser le réseau de trans- 14 Dossier

8 Glachant - L électricité dans l Union européenne port, et cette nouvelle entreprise publique de transport à racheter l ex-«bourse privée». En Allemagne, qui est moins contrainte par les goulets d étranglement de ses réseaux de transport, plusieurs Gestionnaires de Réseau de Transport (GRT) différents opèrent chacun sur une base régionale, ce qui supprime l homogénéité de mise en œuvre des transactions opérées sur les deux bourses allemandes. En pratique, sur les marchés de gros des Pays-Bas et d Allemagne, les flux d échange ne se coordonnent donc pas autour de règles commerciales standardisées par une place centrale de marché. La même remarque s applique au marché allemand concurrentiel de détail qui s en tient à des règles d échange non uniformes : des règles «négociées» entre les vendeurs et les gestionnaires des réseaux locaux (plusieurs centaines). Les pays tardifs du troisième groupe (Belgique, France et Italie) n ont pas encore achevé la mise en place initiale de tous les nouveaux dispositifs. L on peut quand même constater que tous les trois appartiennent à l espace électrique fortement interconnecté du «marché paneuropéen». Cependant les difficultés du transport à l intérieur de la péninsule italienne ont amené le GRT d Italie à recommander l éclatement du marché national pour la gestion des congestions (market splitting). D autre part, ces trois pays n envisagent pas de reproduire les modèles anglais ou nordique, ni de recourir tous les trois aux mêmes modalités de marché de gros (ouverture prochaine de marchés organisés «Day Ahead» et d ajustement (16), en liaison avec leurs GRT, en France et en Italie avec un «acheteur unique» italien pour l approvisionnement des clients non éligibles, mais pas d ouverture en Belgique). Ces différences initiales entre les pays tardifs devraient être entretenues par l inégalité des pouvoirs d attraction des bourses «privées» ou des marchés «gris» qui opèrent à leurs frontières, à partir des Pays- Bas, de l Allemagne, ou de la Suisse. L ADAPTATION DES STRUCTURES INDUSTRIELLES ET CAPITALISTIQUES Parallèlement aux changements légaux et réglementaires et à l aménagement des infrastructures techniques et commerciales, on voit s affirmer deux autres dimensions majeures de mise en œuvre des réformes concurrentielles : les restructurations industrielles, et l activation d un «marché du capital». Deux raisons principales l expliquent. D une part, les caractéristiques de la concurrence électrique effective dépendent aussi directement des structures industrielles et financières que des règles des marchés et de leurs infrastructures techniques et commerciales. D autre part, pour des motifs autant économiques que commerciaux, les compagnies électriques n envisagent pas de pénétrer durablement un marché étranger sans y posséder d actifs de production ou de commercialisation (à moins de se spécialiser dans le conseil ou le «trading» comme le fait souvent Enron). En ce qui concerne l intégration verticale ou horizontale des métiers par les entreprises électriques, il existait déjà, avant les réformes, deux types différents d industries dans les dix-sept pays de l Europe «occidentale». À l Ouest et au Sud d une ligne Édimbourg - Bruxelles - Rome - Athènes, 8 pays pratiquaient les plus fortes intégrations verticales et horizontales de l industrie électrique européenne, jusqu au monopole national unique. Parmi eux, à ce jour, on ne compte encore que deux réformes imposant par «volontarisme concurrentiel» une déintégration industrielle importante aux opérateurs historiques (ces deux pays sont l Angleterre et l Italie). Une autre Europe électrique existait au Nord et à l Est de la ligne de partage Edimbourg - Athènes. On y trouvait neuf pays présentant les industries les plus déconcentrées verticalement et horizontalement (avec plusieurs dizaines de firmes électriques dans chaque pays). Or, dans la plupart de ces pays, la réforme concurrentielle a suscité une vague de concentrations horizontales et verticales sans précédent, en particulier pour les entreprises qui y étaient déjà des «champions locaux» (tout spécialement en Suède, en Finlande, et en Allemagne). La limite haute de ce mouvement de concentration semble déjà en vue en Suède, où les structures verticales et horizontales commencent à ressembler à celles de l Espagne (c est-à-dire trois grands opérateurs verticaux de taille inégale et un petit challenger) ; ou en Allemagne et aux Pays-Bas, où les 2/3 des grandes compagnies de production ont perdu leur indépendance dans les trente mois suivant l ouverture de la réforme. La formation ici de nouvelles firmes intégrées de grande taille, et là le maintien de quasi-monopoles nationaux, retentiront nécessairement sur le fonctionnement des nouveaux marchés électriques européens. Cependant les conséquences en seront très différentes selon la taille effective qu atteindra chacun de ces marchés concurrentiels encore en cours de formation. En effet, en Grande-Bretagne il existe une limite physique maximale à l extension du marché électrique concurrentiel : c est celle du marché britannique tout en entier (où l Écosse ajoute + 20 % au volume du marché anglo-gallois). En Espagne, Dossier 15

9 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 cette limite est l ensemble du marché ibérique (où le Portugal peut apporter + 20 % au volume du marché espagnol). Tandis qu en Suède, c est l ensemble du marché scandinave (+ 150 %, si on ajoute à la Suède ses trois voisins : la Norvège, la Finlande et le Danemark). Enfin, au sein du grand bloc continental paneuropéen de TWh (qui couvre l ancienne Europe des 6 du Marché Commun, plus l Autriche et la Suisse), ce sont les choix réglementaires des autorités et les aménagements effectifs des infrastructures techniques et commerciales qui fixeront la taille réelle d opération des marchés, c.a.d. l intensité effective de la concurrence et des «positions dominantes» des grands opérateurs (allemands : RWE, E.ON ; français : EDF ; ou francobelge : Electrabel-Tractebel-Suez-Lyonnaise). Cependant, la plupart de ces grandes manœuvres industrielles européennes n auraient pas vu le jour si le capital des entreprises était resté partout entre les mains des mêmes autorités publiques. En effet, aucun de ces dix-sept pays d Europe ne présentait un secteur électrique entièrement privé avant la décennie Ce sont donc principalement les privatisations qui ont ouvert un «marché du capital» où s alimentent les mouvements actuels de diversification sectorielle ou géographique, d intégration horizontale ou verticale, à partir d opérations de fusions et d acquisitions. Il faut distinguer ici encore plusieurs Europe électriques très différentes. Dans les pays du Nord et du Centre-Est, où les secteurs électriques sont déconcentrés, c étaient les collectivités publiques locales ou régionales qui possédaient le plus grand nombre des entreprises électriques. De ce fait, les décisions de privatisation y sont toujours plus décentralisées, plus difficilement contrôlables par les gouvernements, et offrent toujours des possibilités d entrée pour des compagnies étrangères intéressées. Par contre, dans les pays européens de l Ouest et du Sud, il n existait qu un petit nombre d entreprises publiques nationales, et la privatisation quand elle a lieu est plus facilement contrôlable par les gouvernements, s ils le souhaitent (choix des «noyaux durs», vente de «gré à gré», recours aux Golden Shares, etc.). Pour l instant, dans toute cette zone européenne Ouest/Sud, seule l électricité anglo-galloise a fait l objet d une entrée étrangère appuyée. Tandis qu en Belgique, le monopole privé national électrique et gazier a bien été absorbé par le groupe français Suez-Lyonnaise, mais avec maintien du management belge aux commandes du pôle énergie. On constate cependant, jour après jour, qu un marché européen du capital s insinue dans toutes les places électriques ouvertes aux fusions-acquisitions (jusqu en Espagne et en Italie, en Tchéquie, en Hongrie et en Pologne). Enfin, en plus des fusions - acquisitions proprement dites, se multiplient d autres formes de rapprochement des entreprises : alliances en capital, avec participations minoritaires, participations croisées, ou filiales jointes (joint ventures) ; ou, plus généralement encore, par accords de coopération (une des clefs de la concentration dans les pays à forte distribution municipale comme la Suède et l Allemagne). Si nous comparons maintenant les conditions d accès industriel et capitalistique aux marchés nationaux dans les neuf plus grands pays électriques d Europe, nous constatons que ces modalités d accès sont fortement hétérogènes (cf. tableau n 3) dans tous les pays et quel que soit leur ordre dans la réforme. Pays pionniers En Angleterre {10 % (17)}, où l essentiel de l industrie a été privatisée, les deux premiers producteurs couvraient près de 80 % du marché national à l ouverture de la réforme mais, sous la pression répétée du régulateur et du gouvernement, ils se retrouvent dix ans plus tard en dessous de 30 % de parts de marché. De plus, l intégration verticale avec la distribution leur a été constamment refusée jusqu à une période récente, tandis qu au contraire les compagnies des réseaux de distribution étaient autorisées à ré-intégrer en production filialisée jusqu à 15 % de leurs ventes. C est cette régulation asymétrique de l intégration verticale entre production et distribution qui a créé le secteur dit de la «production indépendante» en Angleterre. En Écosse, où l intégration verticale complète des deux opérateurs historiques régionaux a été conservée jusqu à aujourd hui, ce secteur «indépendant» n existe pas. Enfin, le gouvernement britannique ne protégeant plus, à partir de 1995, les entreprises électriques des prises de contrôle capitalistique, amicales ou hostiles, la majorité des distributeurs anglais sont passés sous contrôle étranger ; les producteurs se trouvent également affectés. En Norvège (5 %), où la privatisation n a pas été recherchée, les deux premiers producteurs, qui sont deux entreprises publiques d État, n ont jamais atteint 50 % du marché national. Elles n ont pas cherché à concentrer davantage la production ni à dominer les activités de distribution, bien que l intégration verticale production-distribution soit autorisée et largement pratiquée par de nombreux autres opérateurs norvégiens. Cependant, au cours des deux dernières années, le premier pro- 16 Dossier

10 Glachant - L électricité dans l Union européenne Tableau n 3 - Accès industriel et accès capitalistique aux 9 grands marchés européens Concentration Production Intégration P-D Propriété dominante Privatisations Angleterre < 50 % (C 2 ) restreinte ( ) privée (P-T-D) > 90 % (P) Norvège < 50 % (C 2 ) libre Suède 70 % (C 2 ) libre publique d État (P-T), pub. locale (D) publique d État (P-T), pub. locale (D) < 10 % (P) < 10 % (P) Espagne 75 % (C 2 ) libre privée (P-T-D) > 90 % (P) Allemagne 70 % (C 2 ) libre Pays-Bas < 50 % (C 2 ) libre privée ou mixte (P-T), pub. locale (D) privée (P), pub. locale (D) (1) > 50 % (P) > 75 % (P) Belgique > 95 % (C 1 ) libre privée (P-T), publique locale ou mixte (D) > 90 % (P) Italie 75 % (C 1 ) restreinte (2001-?) publique d État (en privatisation) (P-T), publique d État ou > 33 % (P) France 90 % (C 1 ) libre publique d État (P-T-D) < 10 % (P) P : Production ; T : Transport ; D : Distribution Note : (1) Le réseau de transport des Pays-bas, jusqu alors propriété commune des producteurs, vient d être nationalisé. Sources : Glachant 2000-a, données nationales, rapport d activité. ducteur public norvégien a multiplié les accords et alliances avec les groupes des deux premières sociétés de distribution. La pénétration du capital étranger a été pratiquement interdite jusqu en 1998 et continue d être impossible en production. Seuls les suédois sont entrés récemment dans la distribution norvégienne mais en partenariat local (la propriété publique locale ne permet pas les prises de contrôle hostiles). En Suède (6 %), les privatisations ont fait un bond en 2001 (avec le basculement de Sydkraft). À l ouverture de la réforme, les deux premiers producteurs suédois (Vattenfall, publique d état, et Sydkraft, alors entreprise mixte locale) présentaient une concentration «à l anglaise», avec près de 70 % des parts de marché en production. Cependant, ni le régulateur ni le gouvernement n ont agi pour réduire ces positions, ni pour dissuader ces deux leaders nationaux de concentrer d avantage l industrie suédoise par leurs achats de compagnies publiques locales, notamment en distribution. Comme en Norvège, la propriété publique locale dominante ne permet pas en Suède les prises de contrôle hostiles. Dossier 17

11 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 On observera que la compagnie publique d état finlandaise a réalisé une percée notable dans la production et la distribution suédoises avec environ 15 % du marché (18), tandis que la compagnie publique d état suédoise opérait une percée symétrique en Finlande. Enfin, en 2001, le contrôle majoritaire de la compagnie du Sud Sydkraft est passé entre les mains de l Allemand E.ON, tandis que Vattenfall réalisait une grande percée allemande (en rassemblant les opérateurs historiques intégrés de Hamburg, de Berlin et de l ex-rda). Pays de la deuxième vague de réformes En Espagne (8 %) les accès industriel et capitalistique sont réduits. Hors transport, il n existait que quatre compagnies significatives, toutes privées et toutes verticalement intégrées. Lors de la privatisation d Endesa, l État-actionnaire s était refusé au démembrement et les deux leaders (Endesa et Iberdrola) contrôlent de ce fait les 3/4 de la production et 80 % de la distribution. Au début de 2001 l échec de la fusion des deux leaders espagnols en une société unique, l impossible prise de contrôle du 4 e (Hidrocantabrico) par l Américain TXU, puis par l Allemand RWE, et enfin par EDF ou le Portugais EDP, a confirmé que l entrée capitalistique reste délicate à opérer en Espagne. La mise en vente récente par Endesa de l équivalent de 5 % du marché national servira de nouveau test de cette relative fermeture. Au contraire, les Pays-Bas (4,5 %) et l Allemagne (plus de 22 %) apparaissent beaucoup plus ouverts, malgré l importance de la propriété publique, en raison des rivalités irréductibles entre les entreprises régionales ou locales. Le gouvernement néerlandais a échoué dans sa politique de concentration de la production pour créer un «champion national» et, moins de deux ans après le début de la réforme, trois des quatre grands producteurs néerlandais étaient déjà passés sous contrôle étranger (notamment le franco-belge Electrabel et l allemand E.ON). Le seul grand producteur néerlandais maintenu (Essent) est intégré en distribution, et vient également de percer dans la distribution en Allemagne. En outre, bien que la restructuration de la distribution néerlandaise ne soit pas encore officiellement ouverte, Endesa a déjà pris pied à Eindhoven et cherche à s étendre davantage. En Allemagne, le processus de concentration horizontale et verticale de la production, du transport et de la distribution est irrésistible. Trois des neuf opérateurs historiques verticalement intégrés ont disparu dans des fusions nationales volontaires, notamment pour propulser les deux plus grands groupes allemands avec environ 70 % de la production commercialisée (RWE avec VEW ; Preussen Elektra avec Bayern Werk, renommés E.ON). Deux autres opérateurs historiques ont perdu leur indépendance en se rapprochant de compagnies étrangères (avec le Suédois Vattenfall à Hambourg, avec le Français EDF dans le Bade-Wurtemberg). Les deux derniers opérateurs historiques (Bewag et Veag) étant en cours de rapprochement avec l axe Vattenfall Hambourg. Il ne reste donc plus aujourd hui que 4 acteurs parmi les 9 opérateurs historiques d avant la réforme. Enfin, parmi les nombreuses compagnies locales, publiques ou mixtes, qui effectuent le 1/3 de la distribution d électricité, plusieurs attendent un «chevalier blanc» étranger, comme le confirment les entrées récentes d Electrabel, de TXU et du Néerlandais Essent. Pays de la troisième vague Si en Italie (12 %) le gouvernement n interdit pas à l Enel privatisée de combiner la propriété du transport (mais pas son exploitation) avec la propriété et l exploitation de la production et de la distribution, c est sous la contrainte de désinvestissements massifs en production (environ le 1/3 du parc de production d Enel), plus des désinvestissements en distribution, (les négociations ayant déjà avancé avec ACEA la compagnie municipale de Rome). Ces opérations de grande envergure modèleront une nouvelle carte industrielle mais sous une configuration provisoire en raison des multiples conditions imposées aux acheteurs potentiels par le gouvernement italien (dont le décret anti-edf de mai 2001 n était que l un des aspects). En Belgique (3,5 %), le producteur privé dominant Electrabel (plus de 90 % du marché national), filiale du groupe Suez-Lyonnaise, n a pas été démantelé, mais son petit confrère public pourrait être proposé à une alliance ou à une privatisation. En distribution, Electrabel possède des participations en capital dans 80 % des compagnies mixtes locales de distribution (les autres étant entièrement publiques), et exploite des contrats exclusifs de fourniture valables jusqu en 2006 ; mais plusieurs villes flamandes comptent bien s émanciper au plus vite de la tutelle du grand groupe franco-belge, et leur gouvernement régional prépare une accélération du passage à la concurrence de détail. En France (18 %), le producteur public dominant EDF assure environ 95 % de la distribution et environ 90 % de la production. Dans la production l espagnol Endesa est entré dans le capital du producteur thermique public SNET (filiale des Charbonnages de France), et Electrabel a conclu un accord avec 18 Dossier

12 Glachant - L électricité dans l Union européenne la Compagnie Nationale du Rhône. Pour obtenir le feu vert de la Commission européenne à son entrée dans l Allemand ENBW, EDF met aux enchères MW «virtuels» pesant 42 TWh réels (équivalent au 1/3 du marché français des clients éligibles et à 10 % du marché français total). Air Liquide ou Gaz de France s essaient à la production décentralisée en partenariat avec des grands clients industriels. En distribution, par contre, aucun distributeur non nationalisé (Grenoble, Metz, etc.) n a encore rendu public de nouveaux projets d alliance avec des compagnies concurrentes d EDF, mais Electrabel a naturellement accès au réseau des partenaires de sa filiale française directe Elyo. En définitive, il n y a donc aucun des neuf pays européens examinés qui présente une ouverture complète sur chacune des dimensions professionnelles de l accès aux marchés (technique, commercial, industriel ou capitalistique). Les marchés les plus ouverts commercialement (Angleterre, Norvège et Suède) ne sont pas les plus ouverts techniquement. Tandis que les pays les plus ouverts techniquement (Pays-Bas, Allemagne, Belgique, France) ne sont pas les plus ouverts commercialement. Bien sûr, il existe des voies d accès industriel et capitalistique qui permettent de contourner certaines des difficultés d accès technique ou commercial, comme le montrent l exemple de l Angleterre et ceux des Pays-Bas et de l Allemagne. Mais globalement, ce sont toujours l hétérogénéité et la fragmentation des marchés nationaux qui dominent. UN INDICATEUR DE LA NON-CONVERGENCE EUROPÉENNE : LES PRIX DE L ÉLECTRICITÉ La fourniture électrique étant un produit de base fortement normalisé (une «commodité»), elle se prête bien au commerce de gros à partir de bourses. C est ce qui permet de comparer les prix d une place européenne à l autre, sous l hypothèse commode, bien qu inexacte, de conditions identiques de fourniture et de service. La comparaison des prix européens confirmait encore, au début de l année 2000 et au début de l année 2001, l absence de convergence en matière de prix (19). Tout d abord les prix de gros pratiqués en janvier 2000 étaient encore très sensiblement différents {cf. Tableau 4 (A)}. Entre les trois pays pionniers (Angleterre, Norvège et Suède) l écart maximal était de 150 %. Entre Norvège et Suède, pourtant membres du même marché de gros (Nord Pool), l écart était encore supérieur à 22 %. Entre les deux pays documentés pour la deuxième vague (Espagne et Pays-Bas) l écart était de 40 %. Enfin, entre les deux pays documentés pour la troisième vague (France et importations suisses dans le Nord de l Italie) l écart était de plus de 20 %. En ne retenant que les pays interconnectés de la zone paneuropéenne (Pays-Bas, France et Italie) l écart s affichait à 76 %. Ensuite, les prix pour une fourniture industrielle moyenne (2 GWh/an) étaient encore bien loin de converger. Entre les Tableau 4 (A) - Prix de l électricité en Europe en janvier 2000 (en Euros/MWh) Allemagne Angleterre Belgique Espagne France Italie Norvège Pays-Bas Suède Prix de gros de l électricité Fourniture Indus. (2 GWh/an) Fourniture Dom. (3,5 MWh/an) Ecart Prix Dom. Prix Indus nd 38,7 nd 32, ,5 (5) 15,3 (6) 45 18,7 (7) 64,5 (1) 65,8 (2) 73,4 63,6 56,5 (3) 69,7 35,5 50,2 37,4 121,8 (1) 110,2 (2) 117,1 89,5 92,6 (3) 151,1 71,1 91,3 66,2 57,3 (1) 44,4 (2) 43,7 25,9 36,1 (3) 81,4 35,6 41,1 28,8 Notes : (1) à Düsseldorf ; (2) à Londres ; (3) à Paris ; (4) EEX-Francfort pour août 2000 ; (5) sur le SWEP suisse ; (6) à Oslo ; (7) à Stockholm. Sources : Eurostat (consommations domestiques Dc et industrielle Ie) ; Marchés de gros (successivement EEX, NGC, OMEL, SWEP, NordPool, APX, NordPool), France Barème du Système Transitoire Heures de Pointe d Hiver, Italie du Nord prix de gros du SWEP suisse. Dossier 19

13 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 pays pionniers (Angleterre, Norvège et Suède) l écart maximal était de 85 %. Cependant, entre Norvège et Suède, membres du même marché de gros (Nord Pool), l écart n était plus que de 5 %. Entre les pays de la deuxième vague (Espagne, Allemagne et Pays-Bas) l écart maximal était de 28 %. Enfin, entre les pays de la troisième vague (France, Belgique et Italie) l écart était de 30 %. En ne retenant que les pays les mieux interconnectés de la zone paneuropéenne (Pays-Bas, Allemagne, Belgique et France), tous membres de «l Euroland», l écart maximal passait à 46 %. Les prix pour une fourniture domestique moyenne (3,5 MWh/an) divergeaient entre les neuf pays, avec un écart maximal de 65 % entre les 6 pays situés sur le continent européen. L exception, à nouveau, est en Norvège et Suède dont l écart se limitait à 7 %. D autre part, la taille de la marge entre le prix de la fourniture industrielle et le prix de la fourniture domestique marquait elle aussi des différences sensibles entre les pays. Entre les trois pays pionniers l écart maximal sur l épaisseur de la marge était de 54 %. Entre Norvège et Suède, l écart était encore de 24 %. Entre les pays de la deuxième vague l écart maximal était de 120 %. Enfin, entre pays de la troisième vague, l écart était de 125 %. En ne retenant que les pays les mieux interconnectés de la zone paneuropéenne, membres de «l Euroland», l écart maximal était encore de 59 %. En conclusion, quel que soit l indicateur retenu, l on ne constatait pas en janvier 2000 de convergence européenne en matière de prix (cf. Tableau N 4 (A)). À l exception toutefois de la Suède et de la Norvège où les prix des fournitures aux consommateurs industriels et domestiques ne reproduisaient pas les différences plus grandes constatées entre les prix de gros. Si l on se tourne maintenant vers le premier mois de l année 2001 (cf. Tableau 4 (B)), les écarts de prix de gros apparaissent encore très sensibles. Entre les trois pays pionniers (Angleterre, Norvège et Suède) l écart est de 80 %. Faute de données, on ne peut préciser l écart entre la Norvège et Suède, membres du même marché de gros (Nord Pool). Entre les trois pays de la deuxième vague (Allemagne, Pays-Bas, et Espagne) l écart maximal est de 40 %. Enfin, entre les deux pays documentés pour la troisième vague (France et importations suisses dans le Nord de l Italie) l écart est de 20 %. En ne retenant que les pays interconnectés de la zone paneuropéenne (Allemagne, Pays-Bas, France et Italie) l écart s affiche à 40 %. Ensuite, les prix pour une fourniture industrielle moyenne (2 GWh/an) sont encore bien loin de converger. Entre les pays pionniers (Angleterre, Norvège et Suède) l écart maximal est de 112 %. Entre la Norvège et la Suède, membres du même mar- Tableau 4 (B) - Prix de l électricité en Europe (Gros : en janvier 2001, Détail : en juillet 2000, en Euros/MWh) Allemagne Angleterre Belgique Espagne France Italie Norvège Pays-Bas Suède Prix de gros de l électricité nd (5) 20 (6) (7) Fourniture indus. (2 GWh/an) 86,3 (1) 67,1 (2) 76,1 63,6 54,6 (3) 78,5 31,6 nd 38,8 Fourniture Dom. (3,5 MWh/an) 115,3 (1) 105,8 (2) 116,8 89,5 91,2 (3) 161,3 65,6 nd 65,2 Écart Prix Dom. - Prix Indus. 29 (1) 38,7 (2) 40,7 25,9 36,6 (3) 82,8 34 nd 26,4 Notes : (1) à Düsseldorf ; (2) à Londres ; (3) à Paris ; (4) EEX-Francfort pour août 2000 ; (5) sur le SWEP suisse ; (6) à Oslo ; (7) à Oslo. Sources : Eurostat (consommations domestiques Dc et industrielle Ie) ; Marchés de gros (données Financial Times Energy, Heren, Platts), France Dire d expert, Italie du Nord prix de gros du SWEP suisse. 20 Dossier

14 Glachant - L électricité dans l Union européenne ché de gros (Nord Pool), l écart est de 23 %. Pour les pays de la deuxième vague (Espagne, Allemagne et Pays-Bas), on ne peut hélas faire aucun commentaire (le prix allemand officiel ne reflète pas les prix effectivement payés par les clients industriels, et il n y a pas de prix néerlandais). Entre les pays de la troisième vague (France, Belgique et Italie) l écart est de 44 %. Enfin, entre pays de l Euroland hors Allemagne et Pays-Bas, l écart maximal est également de 44 % Les prix pour une fourniture domestique moyenne (3,5 MWh/an) divergent entre les neuf pays, avec un écart maximal de 80 % entre les 6 pays situés sur le continent européen. En Scandinavie (Norvège et Suède), au contraire, l écart se réduit à 6 %. D autre part, la taille de la marge entre le prix de la fourniture industrielle et le prix de la fourniture domestique marque elle aussi des différences sensibles entre les pays. Entre les trois pays pionniers l écart maximal sur l épaisseur de la marge est de 47 %. Entre Norvège et Suède, l écart est encore de 29 %. Entre l Allemagne et l Espagne, pays de la deuxième vague, l écart atteint 20 %. Entre pays de la troisième vague, l écart est de 126 %. En ne retenant que les pays membres de «l Euroland», l écart maximal sur la marge entre prix industriel et prix domestique est de 220 %. Enfin, et pour conclure, il existe deux autres manières très synthétiques d exprimer la fragmentation du marché intérieur européen en sous-marchés nationaux ou locaux. D une part, en partant des indices de prix de gros de court terme (20) publiés par les bulletins d information des traders (comme «European Power Daily» de Platts), on peut exprimer chaque prix de gros national de court terme en pourcentage d un indice européen des prix de gros de court terme. Pour janvier 2001, (en attribuant la valeur 100 à l indice «Pan-European Power» de Platts) les résultats sont que les prix de gros de court terme locaux ou régionaux se dispersent entre 71 % et 128 % de la moyenne européenne (cf. Tableau 4 (C)). D autre part la mise aux enchères, par les gestionnaires des réseaux de transport, des capacités de transit des lignes d interconnexion les plus congestionnées permet de constater la valeur économique que les professionnels attribuent à la séparation physique du «grand marché intérieur européen» en sous-marchés locaux ou nationaux (cf. Tableau 4 (D)). Sur ces lignes congestionnées, pour obtenir un droit d accès annuel permanent au marché situé du «mauvais côté» de la congestion, les professionnels placés du «bon côté» ont proposé par enchères un péage pesant l équivalent de 12 % à 45 % du prix Tableau 4 (C) - Indice des prix de gros de l électricité européens en janvier 2001 Allemagne Angleterre Belgique Espagne France Italie Norvège Pays-Bas Suède Prix de gros en Euros/MWh 25 Euros 36 Euros nd 29 Euros 25 Euros 30 Euros 20 Euros 35 Euros 20 Euros En % de l indice PEP de Platts 88,6 % 127,6 % nd 103 % 88,6 % 106,4 % 70,9 % 121,1 % 70,9 % Note : Prix de gros moyen européen de l électricité = «Pan European Power Index» de Platts en janvier 2001 = 28,2 Euros/MWh Sources : Power in Europe ; PLATTS 2001 Ainsi, quel que soit l indicateur retenu, l on ne constate pas en janvier 2001 de convergence européenne générale en matière de prix (cf. Tableau n 4 (B)). À l exception toutefois de la France et de l Allemagne pour les prix de gros, puis de la Suède et de la Norvège pour les prix aux consommateurs domestiques. moyen européen de l électricité en gros de court terme. Dans le sens inverse, en partant du «mauvais côté» de la ligne congestionnée pour arriver au marché situé du «bon côté», la valeur économique du droit d accès chute jusqu à deux millièmes ou 0,3 millième du prix moyen européen de l électricité en gros de court terme. Dossier 21

15 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 Tableau n 4 (D) - Valeur de l accès aux interconnexions saturées en Europe en 2000 ou début 2001 d Allemagne vers Pays-Bas des Pays-Bas vers l Allemagne de Belgique vers les Pays-Bas des Pays-Bas vers la Belgique de France vers Angleterre Péage pour accès Euros/MWh 12,6 Euros 0,07 Euro 3,54 Euros 0,01 Euro 6,77 Euros En % de l indice PEP de Platts 44,7 % 0,25 % 12,5 % 0,035 % 24 % Note : Prix de gros moyen européen de l électricité = «Pan-European Power Index» de Platts en janvier 2001 = 28,2 Euros/MWh. Sources : Power in Europe ; PROSPEX 2001 ; PLATTS DES OPÉRATEURS ÉLECTRIQUES DE TAILLE ET D ENVERGURE INÉGALES Avant même de connaître la forme définitive ou la taille et les règles effectives de chacun des marchés concurrentiels européens, quelques-unes des entreprises électriques ambitieuses se soucient déjà d atteindre une «dimension européenne» : celle qui leur permettra d agir simultanément sur plusieurs marchés nationaux. Sur les dix-sept pays européens considérés, il semble que neuf pays ne possèdent aujourd hui aucune compagnie capable d opérer à cette échelle. Tandis que les huit autres pays n aligneraient au total qu une dizaine d entreprises susceptibles d atteindre cette dimension. Cependant, sur la «plaque européenne» (formée par les neuf pays les mieux interconnectés du bloc continental) on trouve déjà à l œuvre les six plus grandes des compagnies candidates à la «dimension européenne». La diversification en dehors de l industrie électrique est devenue un axe stratégique majeur pour plusieurs raisons différentes, mais convergentes : recherche de nouveaux pôles de croissance en raison des faibles perspectives d évolution de la demande d électricité ; recherche d offre de nouveaux services à plus forte valeur ajoutée (multi-sites, multi-énergies, multi-services) ; recherche d économies d échelle et d économies de gamme (logistique, marketing, etc.) entre différentes activités de services ; mais aussi recherche de positions fortes en amont des nouvelles filières de production électrique (comme la filière du gaz). Le fait que plusieurs industries de réseau se trouvent libéralisées en même temps ouvre largement l éventail des nouvelles recombinaisons possibles (Chauvet 2000). C est pourquoi un bon nombre d entreprises électriques européennes testent aujourd hui le concept de «groupe global», multi-énergies ou multi-services, en offrant du gaz et des produits pétroliers, des télécoms, de l eau et de la «propreté urbaine», etc. Par ailleurs, plusieurs opérateurs extérieurs au secteur électrique y tentent aujourd hui leur entrée, pour des raisons un peu symétriques à celles des électriciens, par exemple le distributeur de gaz britannique Centrica, ou les pétro-gaziers norvégien (Statoil), espagnol (Repsol - Gaz Natural), ou franco-belge (Total - Fina - Elf). Enfin, dans un pays de petite taille comme la Finlande, il y a eu fusion de tous les champions nationaux de l énergie (pétrole, gaz, électricité et chaleur) en une seule entité : le groupe multiénergies Fortum. Il est intéressant maintenant de comparer directement entre eux les opérateurs électriques réputés capables d atteindre la «dimension européenne». Leur diversité n est pas moindre que celle des modèles nationaux de réforme concurrentielle. La taille et l envergure des compagnies électriques européennes varient beaucoup, même si l on n examine que la dizaine des entreprises les plus importantes. Une première surprise vient des trois pays pionniers. Les réformes de ces pays n ont pas produit d entreprises de premier rang à l échelle européenne, sinon Vattenfall. Les deux anciens champions nationaux britanniques, National Power et PowerGen, ne sont plus que 9 e et 10 e européens en volume de 22 Dossier

16 Glachant - L électricité dans l Union européenne Tableau n 5 - Les premiers électriciens européens Ventes Elec. (TWh) Capitalisation boursière (milliards Euros) Intégration P+D Intégration P+T Cash flow (milliards Euros) Rentabilité du capital (%) Endettement (% Fonds propres) EDF oui oui 7 6 % 55 % (3) RWE (RWE-VEW) (RWE) oui oui 4,3 9,2 % (-52 % pour E.ON (VEBA-VIAG) 185 (4) 46,2 (Eon) oui oui 6,9 8% 3% ENEL oui oui 5 11 % 70 % Electrabel-Tractebel ,5 (Electrabel) oui oui (en 2000) 3,3 6,6 % 40 % Vattenfall 90 - oui non 0,8 8% 90 % Endesa 74 21,1 oui non 3,2 8,1 % 82 % Iberdrola 62 13,3 oui non 1,6 7,4 % 62 % National Power 50 (1) 7,0 (2) oui non 1,1 9,7 % 99 % Power Gen 45 (1) 6,0 oui non 0,7 8,8 % 94 % Scottish Power 40 17,2 oui oui 1,2 17,9 % 94 % Notes : (1) estimation des ventes en Grande-Bretagne après les derniers désinvestissements d environ 20 % pour chacun ; (2) donnée de juin 2000 ; en octobre 2000 National Power s est scindé en deux entreprises distinctes Innogy et International Power ; (3) en ajoutant la valeur des concessions à celle des capitaux propres d EDF ; (4) Hors filiale néerlandaise et hors rachats de PowerGen par E.ON. Sources : Rapports annuels des entreprises, notes de BBL, Financial Times Yearbooks. ventes (dix fois plus petit que le premier), 8 e et 11 e par le cash flow, et au dernier rang de la capitalisation boursière. National Power, en panne de valorisation boursière, s est encore rapetissée elle-même en se scindant en une compagnie opérant exclusivement en Grande-Bretagne (Innogy) et une compagnie internationale. Tandis que PowerGen négocie son absorption par l allemand E.ON. Il n y a pas d entreprise norvégienne susceptible d apparaître parmi les douze premières européennes. Le seul champion nordique à l échelle européenne, Vattenfall, 6 e européen en volume de ventes et 10 e par le cash flow, a grandi en Allemagne et atteint ainsi le double de la taille de l actuel 7 e européen (Endesa). D autre part, les entreprises des pays pionniers sont également les plus endettées du classement. Elles ont à peu près épuisé leur potentiel de financement de croissance par l endettement (le plafond conventionnel d endettement est à 100 % des fonds propres dans le secteur électrique). En définitive, les plus grandes des entreprises électriques européennes (7 sur les huit premières en volume des ventes et en cash flow) viennent des pays de la deuxième vague de réforme (Allemagne avec E.ON et RWE-VEW ; Espagne avec Endesa et Iberdrola) ou des pays de la troisième vague (France : EDF ; Belgique : Electrabel- Tractebel ; Italie : Enel). Le potentiel de croissance par endettement est absolument exceptionnel pour les deux allemandes, et encore substantiel pour les deux francophones. Tandis que les désinvestissements d environ 1/3 envisagés pour Enel redonneraient une marge de manœuvre appréciable à cette entreprise plus endettée que les quatre autres grandes européennes. En outre, en France, Allemagne, Italie et Belgique, les entreprises sont toujours propriétaires des actifs des réseaux de transport. Ce qui constitue une importante réserve de valeur (par ex. 12,5 milliards d euros au bilan d EDF). Enfin, si l on fixe à 100 TWh la taille minimale pour figurer parmi les acteurs de premier rang, il apparaît qu en l absence de fusion des Espagnols Endesa Iberdrola, le club des grandes entreprises «de dimension européenne» ne comporterait donc que six membres. Les trois dernières entreprises, toutes britanniques, n atteignant plus que la moitié de cette taille (cf. Tableau n 5). Si les premières entreprises électriques européennes diffèrent par leur taille, elles diffèrent aussi par leur envergure. Dossier 23

17 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 Certes, au sein du secteur électrique, elles combinent toutes aujourd hui la production avec une présence dans les réseaux de distribution et la vente directe aux clients finals industriels et domestiques. Mais la moitié environ de ces entreprises ne possèdent plus d actif majoritaire dans les réseaux de transport (cf. Tableau n 5). D autre part, le critère de l importance des activités électriques dans l ensemble de leurs activités découpe au moins deux types distincts d entreprises (cf. Tableau n 6). Les électriciens «purs» sont désormais la minorité (EDF, Vattenfall, National Power et PowerGen). Mais ils font des efforts appuyés pour diversifier leurs activités : introduction d EDF dans les métiers «services énergétiques» de Dalkia ; investissements de Vattenfall dans les infrastructures de communication en fibre optique ; entrée de PowerGen dans la vente de gaz. Après l Enel (entrée dans les Télécoms, l Eau et le Gaz), Endesa et Iberdrola ont eux aussi réaffirmé leur volonté de développement dans le gaz (objectif de 25 % du marché espagnol en association avec l Eni) et dans la téléphonie (objectif de 10 milliards d euros d investissements nouveaux). D autres groupes de services diversifiés, énergétiques et non-énergétiques, sont déjà à l œuvre sur le continent (E.ON et RWE ; Electrabel-Suez-Lyonnaise) et dans les Iles britanniques (Scottish Power ; rachat de Thames Water par RWE). Dans leurs activités énergétiques, ces groupes diversifiés combinent tous électricité et gaz, tandis qu E.ON et RWE opéraient aussi dans le secteur pétrolier (avant les derniers désinvestissements annoncés), et que RWE s affirme comme le premier trader européen de charbon. Enfin, si l internationalisation des activités est déjà une réalité pour la plupart des dix plus grands électriciens, cette internationalisation diffère nettement entre eux par son intensité et par son assise européenne. Les espagnols Endesa et Iberdrola présentent effectivement une grande assise internationale, mais uniquement en Amérique latine, leur expansion en Europe étant encore très modeste. De même les Britanniques National Power, PowerGen et Scottish Power restent sous-représentés en Europe relativement à leurs autres internationalisations. Jusqu à l année 2000, les deux géants allemands E.ON et RWE étaient à la fois moins internationalisés que les autres et sous-représentés dans les autres pays d Europe. Ce trait était encore plus accentué pour l Enel, à la seule exception de sa tentative récente d entrée dans l eau britannique. En définitive, au début de 2001, seuls deux électriciens, EDF et Electrabel-Tractebel, présentaient à la fois une forte implantation internationale dans Tableau n 6 - Envergure des électriciens européens (en % et en milliards d euros) Activités Élec. autres énergies autres activités Activités nationales Activités internationales E.ON (VEBAVIAG) 19 % (6,7) 14 % (4,8) 67 % (23,3) nd nd RWE (RWE-VEW 31 % (15) 69 % (33) 63 % (30,5) 37 % (17,5) ENEL 65 % (13,6) 35 % (7,3) nd nd Electrabel-Tractebel 67 % (11) 11 % (1,8) 22 % (3,6) Tac. (78 % du bilan) Tractebel (22 % du bilan) Vattenfall 93 % (3,4) 7 % (0,2) 75 % (2,7) 25 % (0,9) Endesa 96 % (9) 4 % (0,3) 69 % (9,1) 31 % (4) Iberdrola 99 % (6) 1 % (0,6) nd nd National Power 95 % (4,7) 5 % (0,3) (62 % capac. prod) (38 % capac. prod) PowerGen nd (83 % capac. prod) (17 % capac. prod) ScottishPower 77 % (7,1) 23 % (2,1) 87 % (8,1) 13 % (1,2) EDF 98 % (27,7) 2 % (0,5) 82 % (26,2) 18 % (5,9) Sources : Rapports annuels des entreprises, notes de BBL, Financial Times Yearbooks. 24 Dossier

18 Glachant - L électricité dans l Union européenne l Union européenne et en dehors de l Union. Cependant, si E.ON ajoute les actifs britanniques et américains de PowerGen à ses percées en Suède (groupe Sydkraft) et aux Pays-Bas, il créera ainsi le troisième groupe à la fois «européanisé» et «mondialisé». Dans ce classement, le Suédois Vattenfall, qui a centré tout son développement international sur l Europe du Nord et de l Est, apparaîtrait déjà comme le quatrième et, pour l instant, le dernier, des grands groupes électriques bien «européanisés». Il ressort de ce rapide tour d horizon d une dizaine de grands groupes que la majorité des principaux acteurs électriques d Europe sont encore loin d avoir achevé leurs redéploiements stratégiques en réponse à l ouverture récente des nouveaux «marchés intérieurs» européens. D autres mouvements massifs et de nombreux rééquilibrages sont encore à venir. À cet égard, l électricité se trouvera mêlée aux différents mouvements stratégiques attendus dans le secteur international des «Utilities». En effet, selon les analystes financiers, 90 % des 150 plus grandes Utilities mondiales cotées en bourse n avaient pas atteint la taille internationale critique en l an 2000 et constituaient des cibles toutes désignées pour les restructurations à venir. Le plus grand nombre de ces cibles se situent en Europe. Il en va de même pour les plus grands chasseurs. Au début de l an 2000, la capacité d achat d actifs par les neuf premiers prédateurs européens hors EDF (notamment E.ON, RWE, Enel et Endesa) avait été évaluée à 170 milliards d euros. Au début de 2001, ces données doivent certainement être revues à la hausse puisque la seule «force de frappe» des trois compagnies Enel, E.ON et Endesa a été estimée autour de 120 milliards d euros. En conclusion, tandis que les marchés nationaux d Europe ne se sont pas encore fondus dans un grand marché intérieur harmonisé, la formation et le déploiement des grands acteurs paneuropéens viennent tout juste de commencer. La partie de la «convergence européenne» n est donc pas jouée : elle ne s achèvera qu au-delà de l horizon visible aujourd hui. Jean-Michel Glachant Professeur de sciences économiques à la Faculté de Sceaux, Université de Paris XI ; membre du laboratoire ADIS ; ancien directeur du centre ATOM (Université Panthéon-Sorbonne) 192, rue Raymond Losserand Paris téléphone : télécopie : BIBLIOGRAPHIE BBL Asset Management, Investment Notes, Bruxelles, Avril BERGMAN L. et v.a., A European Market for Electricity?, CEPR, Londres, CHAUVET N., Convergence Gaz - Électricité, Revue de l Énergie, n 521, 2000, pp Commission des Communautés européennes (2000), State of implementation of the EU Electricity Directive 96/92 EC,. Country by country overview. State of play by the end of May Commission des Communautés européennes, Completing the Internal Energy Market, March Financial Times ( ), Energy Yearbook Power. FINON D., La concurrence dans les industries électriques : l efficacité au prix de la complexité transactionnelle et réglementaire?, Économies et Sociétés, série «Économie de l énergie», n 5-6, 1997, pp FINON D., «Introducing Competition in the French Electricity Supply Industry : institutional destabilisation of the integrated organisational model» in Glachant J-M. et Finon D. (eds), Electricity in Europe in the XXI Century : What Performances and What Game Rules?, 2001, (à paraître chez Edward Elgar). GLACHANT J-M. (s.l.d.), L évaluation des performances des industries de service public en Europe. Le secteur de l électricité, rapport pour le Commissariat Général du Plan, GLACHANT J-M., Les réformes de l industrie électrique en Europe, Ed. du Commissariat Général du Plan, juin 2000-a. GLACHANT J-M., Les pays d Europe peuvent-ils reproduire la réforme électrique de l Angleterre? Une analyse institutionnelle comparative, Économie et Prévisions, n 145, 2000-b, pp GLACHANT J-M., Attractiveness and Accessibility of 16 Electricity Markets in Western Europe, European Conference, Dossier 25

19 Flux n 44/45 Avril - Septembre 2001 International Association for Energy Economics, Bergen (Norway), Aug.-Sept, 2000-c, (sous presse aux éditions de l Académie des Sciences de Russie). GLACHANT J-M., «The Making of Electricity Markets in Europe» in Glachant J.M. et Finon D. (eds), Electricity in Europe in the XXI Century : What Performances and What Game Rules?, 2001, (à paraître chez Edward Elgar). GLACHANT J-M. et FINON D., Why do the European Union s electricity industries continue to differ?, in C. Ménard, ed., Institutions, Contracts and Organizations, Edward Elgar, 2000, pp GLACHANT J-M. et FINON D., Electricity in Europe in the XXI Century : What Performances and What Game Rules?, 2001, (à paraître chez Edward Elgar). GLACHANT J-M. et LÉVÊQUE F., Points d entrée de la régulation du Gestionnaire du Réseau de Transport de l électricité en France, étude réalisée pour le Service de l Electricité du ministère de l Industrie, GLACHANT J-M. et STAROPOLI C. (1999), Comparing Institutions : The Creation of Wholesale Electricity Markets in Europe, 74th Annual WEA International Conference, San Diego, juillet ; 4th ISNIE International Conference, Washington, septembre. HANCHER L., Slow and Not So Sure : Europe s Long March to Electricity Liberalisation, The Electricity Journal, november 1997, pp HUCKLE R., Profiles of Key European Multi-Utilities, Financial Times Energy, OXERA, Energy Liberalisation Indicators in Europe, UK Department of Trade and Industry & Ministry of Economics Affairs, The Netherlands, October PLATTS, European Power Daily, Power in Europe PROSPEX Research Ltd (2001), European Power Trading 2001, London, February. TAIT B. (1999), European Power Trading, Financial Times Energy. NOTES (1) Une version préliminaire de ce travail a paru dans Enerpresse, n des 31 mai et 1er juin 2001, une autre encore plus ancienne devait paraître à la fin de l année 2000 dans les Annales des Mines, série Réalités Industrielles. (2) Je remercie chaleureusement Nicolas Chauvet et le Centre ATOM pour l aide apportée au second semestre 2000 dans le rassemblement de données utilisées dans ce travail. (3) Depuis 1995 j ai successivement étudié en profondeur les réformes électriques anglaise, norvégienne, suédoise et californienne en combinant pour chaque pays études de terrain et collectes de documents. Au cours de l été 2001, j ai commencé l étude de la réforme allemande. (4) L expression «Accès des Tiers aux Réseaux», ou ATR, désigne le fait que des opérateurs (producteurs ou revendeurs) ne possédant pas de réseaux de transport (réseaux à haut débit d énergie à grande distance) ou de réseaux de distribution (réseaux à plus faible débit d énergie arrivant jusqu au consommateur final) ont néanmoins un droit d accès aux réseaux existants pour approvisionner leur propre clientèle. (5) Un client est dit «éligible» quand il reçoit le droit de s approvisionner sur un marché concurrentiel en choisissant librement son fournisseur. (6) La procédure d «appel d offres» donne aux autorités publiques la maîtrise de l évolution du parc national de centrales électriques sous condition d un mécanisme concurrentiel pour les réponses aux appels d offres (analogue au mécanisme des appels d offres des marchés publics). Au contraire, la procédure d «autorisation» remet l initiative et la responsabilité de la conception des nouvelles centrales aux opérateurs, sous réserve du respect de conditions énoncées ex ante par les pouvoirs publics qui délivrent les autorisations de construire et d exploiter. (7) L accès est «réglementé» quand les principales conditions contractuelles et tarifaires de l accès aux réseaux sont fixées par une autorité publique de tutelle. L accès est dit «négocié» quand ces conditions sont conçues directement par les exploitants des réseaux. (8) La modalité d «acheteur unique» de la directive européenne place un intermédiaire entre les producteurs ou vendeurs extérieurs au réseau et les consommateurs ayant accès au marché concurrentiel de l énergie électrique. Mais cet intermédiaire a l obligation d exécuter tous les contrats d approvisionnement passés directement entre des «tiers aux réseaux». (9) En principe, des actifs peuvent être reconnus comme «échoués» quand une réforme concurrentielle rend impossible d en recouvrer le coût auprès des consommateurs. En pratique, l usage de la notion de «coûts échoués» a pu être assez élastique, notamment en Grande-Bretagne, en Espagne et en Californie. A contrario, la France a refusé de reconnaître le caractère de «coûts échoués» aux équipements échoués du «surgénérateur» nucléaire Superphénix. (10) Le réforme électrique concurrentielle des années 1990 au Royaume Uni n était pas uniforme. En particulier, l Écosse et l Irlande du Nord n ont pas été soumises au même régime que l Angleterre et le Pays de Galles. De ce fait, le fameux marché de gros concurrentiel appelé «Electricity Pool» n opérait qu en 26 Dossier

20 Glachant - L électricité dans l Union européenne Angleterre et Pays de Galles. L Écosse avait conservé un système d intégration verticale sans marché de gros organisé, et l Irlande du Nord appliquait un système d acheteur unique «strict» (avec monopole d achat d un revendeur unique) qui a finalement été refusé par la directive européenne de (11) Cette ouverture reste «nominale» parce que l ouverture effective d un réseau dépend des règles d exploitation choisies par les gestionnaires des réseaux de transport, notamment des règles de sécurité. (12) Cependant en Italie, seul le Nord (Turin, Milan, Venise) est directement interconnecté aux pays voisins. Si l on entre plus profondément dans le pays (Rome, Naples), celui-ci devient une longue péninsule étroite et faiblement interconnectée, exposée à des congestions sévères et parfois à des «black out». (13) Le «redispatching» consiste en ce qu en cas de congestion le gestionnaire du réseau de transport se substitue aux producteurs pour modifier la répartition de la production entre les centrales connectées à son réseau et les interconnexions à d autres réseaux. Quand ce redispatching s effectue par «counter trading», cela signifie que le gestionnaire du réseau de transport utilise un marché d offres des producteurs «à la hausse / à la baisse» pour modifier la répartition de la production. (14) Le «market splitting» consiste en ce qu en cas de congestion le gestionnaire du marché de gros, de concert avec le gestionnaire du réseau de transport, éclate le marché global en sous-marchés situés de part et d autre des principales congestions récurrentes du réseau, et établit de nouveaux équilibres Offre/Demande, en volume et en prix, pour chacun de ces sous-marchés. (15) Le marché de gros est «centralisé» soit parce qu il est lié au Gestionnaire du Réseau de Transport (cas du Nord Pool), soit parce qu il est rendu obligatoire pour tous les achats et ventes en gros d électricité physique (c était le cas en Californie pour les opérateurs historiques avant la fermeture du CAL.PX au début de 2001). Mais la variante anglaise du marché concurrentiel centralisé était une variante encore plus forte de centralisation. En effet, d avril 1990 à mars 2001, c était le programme de calcul du gestionnaire du marché de gros (également filiale du gestionnaire du réseau de transport) qui établissait directement, à partir des enchères de J - 1, l ordre de marche de chaque unité de production d Angleterre et du Pays de Galles pour chacune des 48 demi-heures de chaque journée. À la fin mars 2001, le gouvernement et le régulateur ont supprimé ce marché unique et obligatoire d Angleterre et du Pays de Galles, et lui ont substitué un nouveau système de marchés de gros (NETA : New Electricity Trading Arrangement) constitué d une part, de J 28 jusqu à J - 1 et au Jour J (- 4 heures avant la production effective), de plusieurs bourses d électricité concurrentes et d initiative privée, et d autre part d un «Balancing Market» de demi-heure en demi-heure tenu au Jour J (- 3 heures et demie) par le Gestionnaire du Réseau de Transport. (16) Un marché «Day Ahead» est un marché organisé standard (Pool ou Bourse privée) où l on confronte les offres et les demandes avec 24 heures d avance sur la réalisation physique : «la veille pour le lendemain». Un marché «d ajustement» (Balancing Market) est un marché organisé très spécial qui est géré par le gestionnaire du réseau de transport, son principal usager, pour acheter deux ou trois heures à l avance les hausses ou les baisses de production nécessaires à l équilibre et à la sécurité du réseau. (17) 10 % signifie 10 % de part de marché dans l Union Européenne. (18) alors que l allié suédois d EDF ne pèse pas plus de 5 %. (19) Selon les milieux professionnels (industriels et régulateurs), les prix de gros de court terme se sont nettement rapprochés sur la «plaque européenne» au cours du printemps et au début de l été 2001, mais l absence de confirmation par des sources statistiques officielles ne nous permet pas d évaluer l importance ni la solidité de cette nouvelle évolution. Il faut également remarquer que plusieurs opérateurs industriels ne croient pas en la robustesse des indicateurs de prix de court terme sur les marchés de gros continentaux. (20) Ces prix de gros de court terme sont des prix horaires ou semi- horaires, c est-à-dire le prix d une fourniture électrique pour une seule heure ou une seule demi-heure, sans garantie sur l évolution du niveau de prix pour l heure ou la demi-heure suivante. Quand les marchés sont très «étroits», comme les nouveaux marchés britanniques, ces prix de court-terme peuvent fluctuer très fortement. Dossier 27

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