Géopolitique et stratégies de l énergie en France et en Europe

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1 Centre de Recherche en Economie et Droit de l Energie Géopolitique et stratégies de l énergie en France et en Europe Jacques PERCEBOIS Directeur du CREDEN Professeur à l Université de Montpellier I Marcoule, Visiatome, 14 janvier 2010

2 SOMMAIRE Enjeux énergétiques: compétitivité, sécurité, durabilité I. Vers un épuisement des ressources fossiles? II. Existe-t-il une politique énergétique européenne? III. IV. La sécurité des approvisionnements en gaz naturel Quel devenir pour le nucléaire en France et dans le monde? V. Taxe carbone et énergies renouvelables? VI. Le rapport CHAMPSAUR et le débat sur le prix de l électricité VII. Quelles stratégies industrielles dans un contexte de libéralisation? Jacques Percebois / CREDEN / p. 2

3 STRUCTURE de la CONSOMMATION d ÉNERGIE PRIMAIRE (chiffres 2008, hors bois) MONDE (11000 Mtep) UE (27) (1850 Mtep) FRANCE (275 Mtep) TAUX DE DÉPENDANCE : 56 % Pétrole : 75 % importé Gaz naturel : 60 % importé Charbon : 40 % importé TAUX DE DÉPENDANCE : 51 % Pétrole : 99 % importé Gaz naturel : 95 % importé Charbon : 100 % importé

4 STRUCTURE de la PRODUCTION d ÉLECTRICITÉ (chiffres 2008) MONDE (18140 TWh) UE (27) FRANCE* (574 TWh) * Y compris l hydraulique * EDF assure 90 % de la production suivie de la CNR et d ENDESA

5 La CONCENTRATION des RÉSERVES et de la PRODUCTION (part en % des 3 premiers pays en 2007) Part dans la consommation mondiale d énergie en % Réserves prouvées Production en 2008 Pétrole 38 % 1 Arabie Saoudite 22 % 1 Arabie Saoudite 13 % R/P = 44 ans 2 Canada 14 % 2 Russie 13 % 3 Iran 10 % 3 Etats-Unis 8 % Sous-total 46 % Sous-total 34 % Gaz naturel 24 % 1 Russie 30 % 1 Russie 23 % R/P = 60 ans 2 Iran 15 % 2 Etats-Unis 20 % 3 Qatar 15 % 3 Canada 7 % Sous-total 60 % Sous-total 50 % Charbon 26 % 1 Etats-Unis 25 % 1 Chine 45 % R/P = 150 ans 2 Russie 16 % 2 Etats-Unis 21 % 3 Chine 12% 3 Inde 9% Sous-total 53 % Sous-total 75 % Uranium 7 % 1 Australie 26 % 1 Canada 25 % R/P = 85 ans (réacteurs 3 ème génération) 2 Kazakhstan 3 Canada 17 % 13% 2 Australie 3 Kazakhstan 19 % 13% Sous-total 56 % Sous-total 57 % Jacques Percebois / CREDEN / p. 5

6 Le prix du pétrole, prix directeur de l énergie I. Le prix du pétrole devrait augmenter car pression de la demande (Chine, Inde) et épuisement à terme (peak oil) mais -compter avec le progrès technique (exploration off-shore) -compter avec les économies d énergie (potentiel énorme; cf compteurs intelligents; on parle parfois de peak demand) II. Le prix du gaz naturel est lié au prix du pétrole (mais déconnexion aux USA du fait du potentiel de gaz non conventionnel) III. IV. Le prix du charbon est moins volatil que celui du pétrole et celui du gaz (marché du charbon vapeur et marché du charbon sidérurgique); forte demande en Asie. Le poids du fret maritime est important La compétitivité des renouvelables n est pas encore atteinte; nécessité de les subventionner Jacques Percebois / CREDEN / p. 6

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8 CONSTAT Il n existe pas de «politique énergétique commune» mais une politique de la concurrence appliquée à l énergie et un socle minimal de préoccupations communes à tous les Etats-membres reposant sur 3 piliers Sécurité Compétitivité Durabilité Principe Ouverture à la concurrence des industries de réseau en dissociant les activités régulées (monopoles naturels) et les activités non régulées (production, commercialisation) Fondement juridique Article 90 du Traité de Rome (1957) «Les entreprises chargées de la gestion de services d intérêt général sont soumises aux règles du présent traité, notamment aux règles de concurrence, dans les limites ou l application des ces règles ne fait pas échec à l accomplissement en droit ou en fait de la mission particulière qui leur a été impartie. La Commission veille à l application des dispositions du présent article et adresse les directives appropriées aux Etats membres» L ouverture se fait par étapes depuis 1986 Via des directives européennes (3 paquets) : éligibilité des consommateurs, séparation comptable puis juridique puis patrimoniale des activités de transport-distribution Jacques Percebois / CREDEN / p. 8

9 LES ATTENTES DE BRUXELLES AVEC LA LIBERALISATION DU GAZ ET DE L ELECTRICITE Transposer l expérience faite avec les télécommunications mais le contexte est différent: l ouverture à la concurrence s est faite dans un contexte de fort progrès technique dans le cas du téléphone (mobile); avec le mobile le monopole naturel a quasiment disparu. Seule subsiste la «boucle locale» à l époque et chaque opérateur peut financer son réseau (SFR, Bouygues, Orange). Dans le cas du gaz et de l électricité ce n est pas le cas (les réseaux demeurent des «infrastructures essentielles») L ouverture à la concurrence a été impulsée dans un contexte de surcapacité électrique et de bas prix du pétrole (20 $ en 2000) mais elle s est ensuite réalisée dans un contexte de capacités saturées et de prix élevés du pétrole et du gaz (à partir de 2004) Ce que l on attend de cette ouverture à la concurrence c est une convergence des prix de l électricité en Europe; mais il y a des congestions au niveau des interconnexions électriques et cette convergence implique qu à terme la structure du parc de production de l électricité converge également (chaque opérateur choisissant le moyen de production le moins coûteux). Or l optimisation des parcs électriques se fait dans certains pays sous une contrainte politique forte: le refus du nucléaire qui est la moyen le moins coûteux. Peut-on dès lors faire converger les prix en aval si en amont les parcs sont très différents? Ce que Bruxelles attend de cette libéralisation c est aussi un processus de restructurations industrielles qui permettront des alliances stratégiques entre opérateurs issus de pays différents (facteur d homogénéisation des conditions de vente) et cela conduira à l émergence de «champions européens» performants (refuser en revanche les champions nationaux) Jacques Percebois / CREDEN / p. 9

10 NATURAL GAS SUPPLY STRUCTURE in 2007 Algeria; 10% Others; 10% Domestic production; 39% Netherlands; 16% Egypt; 9% Norway; 22% Norway; 18% Russia; 23% Russia; 16% Algeria; 17% Others (including spot and national resources); 20% EU (27) FRANCE

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13 Jacques Percebois / CREDEN / p. 13

14 Un PRIX du GAZ CORRÉLÉ aux COURS des PRODUITS PÉTROLIERS Oct-99 Mar-00 Aug-00 Jan-01 Jun-01 Nov-01 Apr-02 Sep-02 Feb-03 Jul-03 Dec-03 May-04 Oct-04 Mar-05 Aug-05 Jan-06 Jun-06 Nov-06 Apr-07 Sep-07 Fuel oil 1% FOB Cargo NWE Average long term NWE gas price Source : Gaselys EUR/MWh

15 World Nuclear Power 372G W 748GW Two-fold Increase Western Europe Eastern Europe & Russia 48 GW 119GW GW 150GW North America Africa 83GW Asia 268GW 113 GW 175GW 2GW 14GW Latin America 4 GW 20GW [Source: IAEA, Energy, Electricity and Nuclear Power Estimates for the Period up to 2030, 2008 Edition]

16 INCERTITUDES SUR LA COMPETITIVITE DU NUCLEAIRE 1 Incertitudes sur la chaîne des coûts -prix de l uranium (3 pays détiennent prés de 50% des réserves 3 pays contrôlent 60% de la production mais le prix de l uranium ne représente que 5% du coût du kwh nucléaire; la livre d U valait 44 US$ en avril 2009 contre 140 début 2008 et moins de 40 début 2006); problème d épuisement réglé avec les réacteurs à neutrons rapides -coût du démantèlement des centrales. Quand faut-il démanteler? Tout de suite (recommandation de l ASN) ou attendre une baisse de la radioactivité? En France les dépenses de démantèlement sont estimées à 15% du coût d investissement initial. Les coûts sont très variables selon les pays ; en France la Cour des Comptes avait estimé à 72 milliards d euros les provisions d AREVA, EDF et le CEA pour le démantèlement des installations et le stockage des déchets (valeur brute en monnaie 2003, rapport de janvier 2005). La question est triple: 1-le montant des provisions est-il suffisant? 2-les fonds provisionnés sont-ils sécurisés? (nécessité d un comité de suivi); quid en cas de disparition d un opérateur ou de sa non solvabilité? 3-le transfert de responsabilité des industriels vers l Etat est-il souhaitable dans un contexte de libéralisation? (c est déjà le cas au RU) -coût de la gestion des déchets nucléaires: on estime que le coût de stockage des déchets radioactifs représente environ 6% du coût du kwh nucléaire (mais les chiffres varient de 14 à près de 58 milliards d euros selon les sources pour le stockage profond réversible durant un siècle). Le coût du stockage subira deux effets contraires: les nouvelles réglementations contribueront à la hausse des coûts tandis que l apparition de nouvelles générations de réacteurs plus efficaces contribuera à réduire le montant et le coût des déchets à stocker. Ne pas oublier qu il faut à la fois stocker les HAVL (stockage profond) et les FAVL (coût estimé dans ce cas à 300 millions d euros?) Jacques Percebois / CREDEN / p. 16

17 2 Incertitudes sur les alliances industrielles entre opérateurs présents dans le nucléaire (regrouper les «forces françaises»?) La concurrence promet d être rude; une façon de partager les risques c est de créer des consortiums. Le futur EPR de Penly réunira au minimum EDF, ENEL et GDF-Suez. A l international GDF-Suez, Total et Areva se sont alliés pour espérer construire des EPR à Abu -Dhabi; RWE et EON se sont associés au Royaume-Uni où ils seront en compétition avec un autre consortium constitué par GDF-Suez et Iberdrola Le problème sera de trouver les ressources humaines pour construire tous les réacteurs en projet Avec le départ de Siemens qui s est allié au avec russe Rosatom, «Areva a perdu un allié et gagné un concurrent» Faut-il encourager la création d un consortium «français» à l international? (opérateurs en concurrence: AREVA, TOSHIBA-WESTINGHOUSE, HITACHI- GENERAL ELECTRIC, ROSATOM-SIEMENS); cf échec récent à Abu Dhabi 3 Incertitude sur l acceptabilité sociale du nucléaire (refus des lignes à HT, refus des sites nouveaux, refus des sites de stockage? Le risque c est de devoir tout entreposer sur place ). L acceptabilité sociale du nucléaire semble bonne et s accroît en Europe mais elle est fragile (l assurabilité du risque nucléaire par les méthodes classiques est de fait impossible en cas d accident majeur; c est l Etat qui est «l assureur en dernier recours», comme avec les autres risques majeurs, dans la chimie ou ailleurs). Ne pas sous-estimer les retombées macroéconomiques de l industrie nucléaire (cf les «mesures d accompagnement» liées aux sites de stockage) mais la finalité première du nucléaire ce n est pas de créer des emplois, c est d abord de garantir un kwh compétitif et d assurer l indépendance énergétique de la France Jacques Percebois / CREDEN / p. 17

18 Incertitudes sur le coût du démantèlement des centrales France Allemagne Royaume Uni Etats Unis Réacteurs en activité Estimation du coût de démantèlement (hors gestion des déchets) 20 à39 milliards d euros selon la Cour des Comptes soit 15% du coût de l investissement 4 milliards d euros pour 5 tranches de 440 MW soit 28 milliards d euros au total 103 milliards d euros (longue période de «dormance») 300 millions de $ par réacteur soit environ 30 milliards de $ au total modalités Fonds dédiés Fonds dédiés Etat Fonds dédiés

19 Principaux opérateurs du nucléaire dans le monde (source IDE Le Figaro 2009) n 1 n 2 n 3 N 4 AREVA TOSHIBA WESTINGHOUSE HITACHI General Electric ROSATOM Chiffre d affaires 2007 en milliards d euros ,5 5,5 Part du marché mondial 2à à 25% 15 à 25% 10 à 15% 5 à 10% particularités EPR AP 1000 Réacteurs moyenne puissance Alliance avec l allemand SIEMENS

20 NUCLEAR WASTES VOLUME IN FRANCE (cubic meter) (Andra figures) Types of waste SL VLL/TFA VC Short lived and very low level SL LIL/FA VC Short lived and low or intermediate level LL LL/FA VL Long lived and low level LL IL/MA VL Long lived and intermediate level LL HL/HA VL Long lived and high level At the end of 2004 (first edition of inventory) 2010 (forecast) 2020 (forecast)

21 REPROCESSING OR DIRECT DISPOSAL IN THE WORLD Source: F. von HIPPEL, Carnegie Conference 2007 Countries that reprocess (installed capacity in GWe) France (63.4) Japan (44.3) Russia (21.7) Switzerland (3.2) China (6.4) India (3.1) Countries that have abandoned or have decided to abandon reprocessing (installed capacity in GWe) United States* (97.4) Germany**(20.3) Ukraine (13.1) U.K.**(11.8) Sweden (8.9) Spain (7.6) Belgium (5.8) Finland (2.7) Bulgaria (2.7) Slovak Rep. (2.5) Hungary (1.7) Countries that have never reprocessed (installed capacity in GWe) South Korea (16.8) Canada (12.9) Taiwan (4.9) Brazil (1.9) South Africa (1.8) Mexico (1.4) Lithuania (1.3) Argentina (0.9) Slovenia (0.7) Romania (0.6) Pakistan (0.4) *but reconsidering direct disposal ** reprocessing but moving to direct disposal

22 Problème de l information du public Une enquête du CREDOC faite début 2003 et citée dans le Rapport 2005 de la Cour des Comptes (page 212) montre que les Français «font le plus confiance pour fournir les informations les plus objectives sur la prise en charge des déchets nucléaires» par ordre décroissant (cumul de réponses) : -aux associations (consommateurs et environnement): 59% -aux chercheurs scientifiques: 29% - personne n est compétent : 26% -à la presse : 25% -à l Andra: 18% -au Gouvernement: 15% -aux élus locaux: 12% -à EDF: 10% Une analyse des réponses indique que les personnes âgées, les femmes au foyer, les nondiplômés, les titulaires des revenus les plus modestes font le plus confiance aux pouvoirs publics et à EDF; les catégories sociales plutôt favorisées (cadres, diplômés, revenus élevés) font plutôt confiance aux associations et à la presse.. Jacques Percebois / CREDEN / p. 22

23 L adhésion au nucléaire est en hausse dans le monde «Pensez vous que l énergie nucléaire joue un rôle important pour répondre au besoin électrique de votre pays?»; réponses positives en % sur un échantillon de personnes dans 20 pays ; source Les Echos, Accenture, novembre 2008 pays % INDE 93 CHINE 89 FRANCE 82 R.U. 82 U.S.A. 80 moyenne des 20 pays 74 ALLEMAGNE 65 ITALIE 65 ESPAGNE 64

24 ATOUTS DU NUCLEAIRE 1) La compétitivité du nucléaire est largement assurée dès lors que les externalités environnementales sont prises en compte 2) Le nucléaire contribue à la diversification du «mix énergétique» et donc à l indépendance énergétique de la France. Mais dépendance et vulnérabilité sont deux concepts qui ne se superposent pas. On peut être indépendant et vulnérable si les choix conduisent à des irréversibilités coûteuses (ne pas sous-estimer les coûts de l aval du cycle ) 3) Le nucléaire est un peu «la vitrine industrielle de la France» mais ne pas sous-estimer le pouvoir des concurrents (Rosatom-Siemens notamment) 4) La rareté actuelle du nucléaire en Europe crée toutefois une «rente nucléaire» en France; comment dès lors faire bénéficier le consommateur français de la compétitivité du nucléaire sans faire de la France le «château d eau nucléaire» de l Europe et tout en respectant les directives européennes? Jacques Percebois / CREDEN / p. 24

25 Place des ENR PUISSANCE ÉOLIENNE INSTALLÉE (au 01/01/2008 en MW) Pays Puissance Allemagne Espagne Danemark Italie France Royaume Uni Portugal Pays Bas Monde Source : EurObserv ER, montp1.fr, p. 25

26 Conclusions PRIX de RACHAT GARANTIS et CERTIFICATS VERTS en EUROPE Prix de rachat garantis* Certificats verts La plupart des pays européens dont la France, l Allemagne, l Espagne, le Danemark, France: 85,6 /MWh pour l éolien on shore et 135,8 /MWh pour l éolien off shore àcompter de Allemagne: 90 /MWh pour l éolien on shore et 150 /MWh pour l éolien off shore à compter de Royaume Uni Italie (en partie)* Belgique Pologne Suède * Projet de système de prix garantis * Prix de rachat garantis 10 ans minimum. Système généralement dégressif ensuite (après 10 ou 15 ans). montp1.fr, p. 26

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28 Les principaux systèmes d internalisation des externalités (cas des GES) Caractères NORMES ECOTAXES PERMIS D EMISSION Principe L Etat fixe des limites réglementaires d émissions Les producteurs paient une taxe proportionnelle à la quantité de pollution (avec translation sur le consommateur via le prix) L entreprise reçoit un quota de permis (gratuit) ou achète ce quota aux enchères (en 2013 dans l UE) Exemples Émissions de soufre en Europe TGAP en France (et projet de taxe sur le CO2 en France ou aux frontières de l Europe); distorsion de concurrence si taxe à 32 euros et permis à 15 euros) -Quotas de CO2 pour entreprises européennes depuis Quotas de dioxyde de soufre aux USA depuis 1990 Permis à 15 euros en juin 2009 Avantages -système équitable -transparence des règles -recettes fiscales pour l Etat -un bon signal est envoyé au consommateur (si sensibilité aux prix) -système incitatif (on peut vendre les quotas non utilisés et pénalité si on pollue trop, car obligation d en acheter) -les associations de consommateurs peuvent acheter des quotas pour faire monter le prix Inconvénients --pas d incitation à faire mieux que la norme --coûts de contrôle - système inéquitable car pénalise les consommateurs les plus modestes (ou prévoir une compensation) -distorsions des prix relatifs si la taxe est sélective -forte volatilité des prix --risque de manipulation des prix par certains opérateurs Jacques Percebois / CREDEN / p. 28

29 Les émissions de CO2 en France : qui est concerné par la taxe carbone? 1 Deux solutions étaient a priori concevables -Taxer le «contenu carbone» de la valeur ajoutée de chaque produit (mais difficile en pratique de suivre le cheminement d un produit ou d un service) --Taxer le contenu carbone des énergies (importées ou produites en France) qui sont utilisées par les entreprises et les ménages; cela concerne les seules énergies carbonées 2- En pratique la taxe carbone s appliquera aux seules énergies fossiles (pétrole, gaz, charbon), l électricité produite en France étant largement non carbonée (nucléaire et hydraulique) et l électricité importée aux heures de pointe étant déjà soumise au système des quotas européens de CO2 (éviter la «double peine»). Ce point est néanmoins controversé car il y a du CO2 dans le nucléaire (indirectement) et de plus cela peut inciter à un développement excessif du chauffage électrique au détriment du chauffage au gaz naturel (la moins polluante des énergies fossiles). Rappelons aussi que l électricité consommée aux heures de pointe est fortement carbonée car produite avec des centrales à gaz ou au charbon; c est en grande partie une électricité importée d Allemagne durant ces heures de pointe (400 heures de «super-pointe» et 1000 heures de pointe sur les 8760 heures de l année d où les 22 jours du tarif EJP (22x18 = 396 heures)) 3 Les ménages et les entreprises sont concernés (transports, industrie manufacturière, agriculture, pêche, bâtiment dans le secteur résidentiel et tertiaire) à l exception des gros industriels déjà soumis au système des quotas de CO2 (producteurs d électricité, cimentiers, industrie du verre, de la pâte à papier, sidérurgistes etc) En France ces industriels soumis aux quotas représentent 1/3 des émissions de CO2 (contre 50% en Europe) ; les émissions dites «diffuses» donc soumises à la taxe représentent les 2/3 des émissions de CO2 (contre 50% en Europe; cela s explique par le poids faible de la production d électricité dans ces émissions) Jacques Percebois / CREDEN / p. 29

30 Questions faisant débat 1 Le coût pour les ménages est évalué à environ 2,7 milliards d euros soit en moyenne 75 euros par an et par ménage; le coût pour l industrie est estimé à environ 270 millions d euros (les industriels les plus polluants étant soumis au système des quotas); le coût pour le secteur tertiaire est estimé à à 570 millions d euros, les activités les plus concernées étant celles des hôtels et restaurants; le coût pour l agriculture est évalué à 130 millions d euros et celui du secteur des transports étant estimé à un peu plus d 1 milliard d euros 2 Faut-il compenser une taxe de dommage? En théorie non mais si on veut éviter d alourdir le taux de prélèvement obligatoire il faut des compensations. Une telle taxe pose en effet 2 problèmes - Un problème d équité (les ménages ruraux ou péri-urbains les plus modestes) -- Un problème de compétitivité pour les entreprises industrielles et de service dans un contexte de crise économique 3 Comment compenser le surcoût? - un «chèque vert» aux ménages les plus touchés -des exonérations fiscales ou de cotisations sociales pour les entreprises 4- Quels risques? --risque de lobbying débouchant sur des exonérations de plus en plus nombreuses qui videraient le système de son intérêt --risque d un système à 2 vitesses: un prix des quotas différent du taux de la taxe ce qui conduirait à des distorsions de concurrence Jacques Percebois / CREDEN / p. 30

31 Les CHANGEMENTS de 1999 à 2009 SCHÉMA CLASSIQUE entreprise publique intégrée SCHÉMA DÉRÉGULÉ et DÉ-INTÉGRÉ souvent avec privatisation P PRODUCTION P P P Concurrence T TRANSPORT T Monopole naturel ATR D DISTRIBUTION D D D Monopoles locaux FOURNITURE F F F F F F Concurrence Jacques Percebois / CREDEN / p. 31

32 La formation des prix de l électricité: 3 segments PRODUCTION MARCHÉ SPOT FACULTATIF (Bourses de l électricité et du gaz) TRANSPORT & DISTRIBUTION TARIFS RÉGULÉS (péages ATR) FOURNITURE LOGIQUE ÉCONOMIQUE (Cm) ou LOGIQUE COMMERCIALE (e p )? Prix de marché et/ou tarifs régulés Jacques Percebois / CREDEN / p. 32

33 Le cœur du problème: Les tarifs réglementés de l électricité (fixés par le Gouvernement) restent calés sur les coûts de production du parc français, donc à90% sur le coût de l hydraulique et du nucléaire (et ils sont parfois inférieurs aux coûts complets de ces équipements, dans un contexte où il faut de nouveau investir dans les réseaux et dans la production) Alors que les prix en offre de marché payés par les clients qui ont fait jouer l éligibilité sont corrélés aux prix observés sur le marché de gros de l électricité (marché commun àla France, l Allemagne, le Benelux du fait d interconnexions non saturées en général) lesquels sont une grande partie du temps calés sur le coût de production, sensiblement plus élevé, des centrales thermiques fonctionnant au gaz ou au charbon (souvent des centrales allemandes)

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35 CORRÉLATION entre le PRIX SPOT ALLEMAND et le PRIX SPOT FRANÇAIS 18/08/ /07/ /06/ /05/ /04/ /03/ /02/ /01/ /12/ /11/ /10/ /09/ /08/ /07/ /06/ /05/ /04/ /03/ /02/ /01/ /12/ /11/ /10/ /09/ /08/ /07/2004 PWX (échéance annuelle glissante) EEX (échéance annuelle glissante) Source : Powernext ou Rapport CAE Chevalier & Percebois 18/06/ Jacques Percebois / CREDEN / p. 35

36 montp1.fr Jacques Percebois, p. 36

37 CONCLUSIONS Aux heures de pointe, on doit faire payer les coûts variables et les coûts fixes de l équipement de pointe. Aux heures creuses, on doit faire payer les seuls coûts variables de l équipement marginal appelé. Les coûts fixes de l équipement de base sont couverts grâce au prix élevé obtenu aux heures de pointe. Vendre le kwh nucléaire sur la base du prix du kwh TAG aux heures de pointe ne constitue donc pas une rente. C est le moyen de récupérer une marge destinée àcouvrir les coûts fixes du nucléaire (cela suppose que l équipement soit optimal c est à dire parfaitement adapté à la demande). Si l on ne fait payer que les coûts variables de la TAG durant la pointe, on ne récupère pas les coûts fixes. Attention: ne pas confondre le coût moyen du kwh (prix de revient sortie centrale ; par exemple 30 à 40 euros le MWh pour le nucléaire PWR, et 55 euros le MWh pour l EPR) avec le coût marginal (coût variable) d un équipement donné (8 à10 euros le MWh pour le nucléaire). Pour un consommateur final domestique la structure du prix du KWh est: 40% prix sortie centrale, 40% péages d accès aux réseaux (10% T et 30% D) et 20% taxes et CSPE montp1.fr Jacques Percebois, p. 37

38 Jacques Percebois / CREDEN / p. 38

39 Jacques Percebois / CREDEN / p. 39

40 Tarifs réglementés en France

41 Quelles solutions pour favoriser la concurrence? I. Les concurrents d EDF ne peuvent pas rivaliser avec EDF car ne peuvent pas produire de l électricité à un coût proche du nucléaire historique II. III. Investir dans du nucléaire PWR ne se justifie pas à grande échelle en France aujourd hui (l EPR reste un prototype et son coût est de l ordre de 55 euros le MWh) Si on veut éviter de démanteler EDF il faut permettre aux entrants d accéder au nucléaire historique qui peut être considéré comme une «essential facility» (idée de «sunk benefits» par opposition aux «sunk costs» i.e. profits et coûts liés à des obligations antérieures à la libéralisation) IV. 2 solutions sont possibles: - A)Taxer le nucléaire historique (prélever la rente nucléaire) et utiliser ces recettes fiscales soit pour financer des infrastructures (réseaux de distribution) soit pour créer une sorte de CSPE négative (on redistribue la rente nucléaire au consommateur final) - B)Permettre aux entrants d accéder au nucléaire historique sur la base d un prix régulé (on partage la rente) - (NB la Belgique envisage un «acheteur unique» pour le kwh nucléaire..) Jacques Percebois / CREDEN / p. 41

42 PROPOSITIONS DE LA COMMISSION CHAMPSAUR 1 Maintenir des prix réglementés pour le secteur domestique et les petites entreprises (moins de 10 salariés et moins de 50 M euros?); c est euro-compatible à condition que ces tarifs réglementés soient alignés sur les coûts Permettre de passer des tarifs réglementés aux prix de marché de façon réversible 2 Supprimer les tarifs réglementés pour le secteur industriel (y compris le Tartam) mais instaurer des prix réglementés pour les entrants au niveau du nucléaire historique d EDF (prix réglementés en amont mais pas en aval); ensuite la concurrence doit jouer entre EDF et ses concurrents; ceci de façon transitoire (10 ans?) 3 Les prix réglementés d accès au nucléaire historique doivent correspondre à des coûts économiques (et non comptables) et doivent tenir compte du coût de prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires (coûts de jouvence); ces prix doivent en tendance rejoindre le coût en développement du nucléaire en France (EPR) Jacques Percebois / CREDEN / p. 42

43 Questions ouvertes à régler 1 C est le régulateur (ou le Ministère?) qui va fixer les tarifs réglementés d accès au nucléaire historique (évaluation difficile) (46 euros/mwh pour EDF? ) 2 L accès au nucléaire historique est réservé aux concurrents d EDF (pas aux industriels) dans la limite de leur portefeuille de clients en France (à définir en dynamique);cela ne concerne pas les opérateurs étrangers problème: éviter les clauses de destination 3 La période transitoire peut paraître longue (de l ordre de 10 ans?); quelle sera la position de Bruxelles? La Commission semble prête à faire des concessions «pourvu que le système bouge en France!» 4 Le prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires va donner une rente à EDF (le coût de ce prolongement est de l ordre de 400 millions d euros contre 3 milliards d euros pour la construction d un réacteur nucléaire de type PWR);comment fixer le prix réglementé dans ces conditions et qui doit récupérer la rente? C est le même débat en Belgique avec le nucléaire (cf Commission GEMIX) Jacques Percebois / CREDEN / p. 43

44 DEUX CONCEPTIONS de la CONCURRENCE 1 CONCEPTION STRUCTURALISTE : ÉCOLE DE HARVARD Dilution du pouvoir de marché des opérateurs (on fixe des parts de marché maximales) Rétrocession de capacités pour les opérateurs dominants (éviter les positions dominantes) Eviter la concentration surtout la concentration verticale 2 CONCEPTION INDUSTRIELLE : ÉCOLE DE CHICAGO La concentration peut avoir des effets bénéfiques (baisses de coûts, élimination des opérateurs inefficaces) Rendre les marchés «contestables» c est-à-dire supprimer les barrières à l entrée (favoriser l arrivée des «entrants» qui évinceront les opérateurs peu efficaces) Lutter contre l abus de position dominante (stratégies de collusion, prédation, forclusion) Jacques Percebois / CREDEN / p. 44

45 TURNOVER of ELECTRICITY and GAS COMPANIES in EUROPE (2008 figures in billion euros) EON (Powergen, Ruhrgas) 86.8 GDF-SUEZ (Electrabel, CNR) 83.1 EDF (Edf-Energy, EnBW, Edison, British Energy) 64.3 ENEL 61.2 RWE (Innogy, Thyssengas) 48.9 CENTRICA 27.7 IBERDROLA (Scottish Power) 25.2 ENDESA 21.2 GAS NATURAL 16.5 VATTENFALL 14.7 POWEO 0.6 Source : CREDEN 2009

46 TURNOVER of OIL, ELECTRICITY and GAS COMPANIES (2008 figures in billion euros with 1 EUR = 1.3 USD) EXXON-MOBIL 340 RD-SHELL 311 BP 260 CHEVRON TEXACO 186 TOTAL 180 CONOCO- PHILLIPS 136 ENI 108 STATOIL- HYDRO 89 PETROBRAS 87 EON 87 LUKOIL 60 RWE 49 GDF-SUEZ 83 GAZPROM 80 PEMEX 80 PETROCHINA 80 EDF 64 ENEL 61 REPSOL 52 SONAT RACH 43 Source : CREDEN 2009

47 LES NOUVEAUX RISQUES DE MARCHE 1 Risque de rupture des approvisionnements Solutions : diversification des sources, stockage, sécurisation des routes maritimes 2 Risque de défaillance sur les réseaux par manque d investissement dans la production ou le transport Solutions : intervention du régulateur, appels d offres de l Etat 3 Risque de perte de parts de marché du fait de l éligibilité des consommateurs Solutions : compétitivité, fidélisation des clients (bundle gaz-électricité) 4 Risque financier lié à la volatilité des prix sur les marchés spot Solutions : couverture via des produits financiers dérivés (forwards, futures, options) 5 Risque industriel lié à des OPA inamicales Solutions : stratégies d alliance, fusions-acquisitions

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