Les fondements à l ouverture des marchés de l électricité. Jacques PERCEBOIS Directeur du CREDEN Professeur à l Université de Montpellier I

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1 Les fondements à l ouverture des marchés de l électricité Jacques PERCEBOIS Directeur du CREDEN Professeur à l Université de Montpellier I Casablanca octobre 2009

2 Sommaire 1 Les motifs et les modalités de l ouverture des marchés de l électricité en Europe: un processus progressif 2 Les fonctions croissantes du régulateur: fixation des péages ATR, surveillance des marchés et contrôle des investissements dans les réseaux 3 Les prix de l électricité au niveau du consommateur final: coexistence difficile et transitoire (?) de tarifs réglementés et de prix de marché 4 Comment concilier fusions-acquisitions et ouverture à la concurrence? Jacques Percebois / CREDEN / p. 2

3 Tendances énergétiques mondiales Pour la première fois en 2008 la consommation d énergie primaire des pays Non-OCDE (PED, pays émergents) a dépassé la consommation d énergie primaire des pays de l OCDE (certes la demande de pétrole de l OCDE est plus forte que celle des Non-OCDE, la demande de gaz naturel est sensiblement la même dans les deux zones, en revanche la demande de charbon est nettement plus élevée dans le zone Non-OCDE que dans la zone OCDE, en raison de la Chine et de l Inde) La forte volatilité des prix du pétrole (100 US$ début 2008, 147 US$ à mi-2008, 40 US$ fin 2008 et 70 en septembre 2009) et la crise économique ont créé de fortes incertitudes sur l évolution probable de la demande et de l offre d énergie à moyen terme (y compris pour la demande d électricité, dans l industrie spécialement) En 2009 on observe une déconnexion entre le prix du pétrole et le prix du gaz naturel, aux Etats-Unis du moins (et au R.U) (3$ le million de BTU sur le spot contre 6,5 dans les contrats à LT européens; cela est dû notamment aux découvertes de gaz non conventionnel aux USA) Un constat est fait: la demande d énergie des pays de l OCDE est devenue plus sensible au prix de l énergie qu au rythme de croissance économique (relative déconnexion énergie-pib). Dans les pays en développement ou en émergence ce n est pas le cas car le prix de l énergie est souvent subventionné (le rythme de croissance économique reste donc la variable explicative principale) Le partage n est plus entre énergies traditionnelles (fossiles ou nucléaire) et énergies nouvelles et renouvelables mais entre énergies avec carbone et énergies sans carbone (fossiles d un côté et nucléaire et ENR de l autre). De plus en plus le prix de l électricité devra incorporer le cout du carbone (via les quotas de CO2 ou via une taxe carbone, plus connue en France sous le nom de Contribution Climat Energie) Jacques Percebois / CREDEN / p. 3

4 STRUCTURE de la PRODUCTION d ÉLECTRICITÉ (chiffres 2007) 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 Jacques Percebois / CREDEN / p. 4

5 Sommaire 1 Les motifs et les modalités de l ouverture des marchés de l électricité en Europe: un processus progressif 2 Les fonctions croissantes du régulateur: fixation des péages ATR, surveillance des marchés et contrôle des investissements dans les réseaux 3 Les prix de l électricité au niveau du consommateur final: coexistence difficile et transitoire (?) de tarifs réglementés et de prix de marché 4 Comment concilier fusions-acquisitions et ouverture à la concurrence? Jacques Percebois / CREDEN / p. 5

6 Raisons de la libéralisation des «industries de réseaux» (électricité, gaz, télécommunications, transport aérien et ferroviaire) 1) pétition de principe: efficacité de la concurrence (incitations à l efficience) 2) créer un «marché unique» en Europe ou dans d autres régions (cf ALENA); rapport J DELORS sur le «coût de la non Europe». Objectif de «la plaque de cuivre européenne» sur laquelle chaque consommateur pourra choisir son fournisseur 3) critique des «monopoles publics» (dérive bureaucratique, sureffectif, prix élevés car coûts élevés); cas de la Californie ou de l Angleterre au départ? 4) souhait de faire émerger des «champions européens» de l électricité et du gaz (et non pas nationaux) à l échelle mondiale

7 CONSTAT Il n existe pas de «véritable politique énergétique commune» comme c est le cas avec la P.A.C. 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 1990 Via des directives européennes (3 paquets) : éligibilité des consommateurs, séparation comptable puis juridique puis patrimoniale des activités de transport-distribution Jacques Percebois / CREDEN / p. 7

8 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. 8

9 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. 9

10 4 ÉTAPES NÉCESSAIRES pour une OUVERTURE RÉUSSIE Directive A l appréciation de chaque Etat Laissé à l action du marché 1 Accès aux consommateurs Extension de l éligibilité des consommateurs 2 Accès aux lignes à haute tension et aux gazoducs Mise en place d un ATR efficace c.à.d. transparent et non-discriminatoire 3 Accès aux centrales et au gaz Mise à disposition de l entrant de «free gas» et de capacités de production électrique (VPP) 4 Accès à la flexibilité Développement de marchés spot, de contrats de court terme, de hubs gaziers Jacques Percebois / CREDEN / p. 10

11 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. 11

12 SÉPARATION de PROPRIÉTÉ des RÉSEAUX de TRANSPORT en EUROPE (électricité et gaz) Jacques Percebois / CREDEN / p. 12

13 Jacques Percebois / CREDEN / p. 13

14 CARACTERISTIQUES DE LA FILIERE ELECTRIQUE 1) Service public à caractère industriel et commercial (différent d une simple commodity et différent d un bien collectif pur ); traditionnellement entreprises publiques en situation de monopole, mais ne pas confondre service public et entreprise publique. 2) Industrie de réseau (coûts fixes élevés); une partie de l activité est un monopole naturel (coût de duplication élevé) d où la distinction entre secteur régulé et secteur non régulé (ouvert à la concurrence). En termes de coût les activités régulées (transport et distribution ) représentent 50% et le reste est constitué par le coût du kwh et le service de fourniture. 3) Le regulateur doit fixer les péages d accès aux réseaux de transport et distribution mais aussi vérifier que la concurrence fonctionne bien dans le secteur non régulé (pas de stratégies de prédation, de collusion ou de forclusion) 4) L indépendance du régulateur est fondamentale (nomination par le pouvoir politique mais la révocation est impossible); bien délimiter les compétences du régulateur et celles du juge (Conseil de la Concurrence ou Cour Européenne de Justice). Bocconi University 14

15 Sommaire 1 Les motifs et les modalités de l ouverture des marchés de l électricité en Europe: un processus progressif 2 Les fonctions croissantes du régulateur: fixation des péages ATR, surveillance des marchés et contrôle des investissements dans les réseaux 3 Les prix de l électricité au niveau du consommateur final: coexistence difficile et transitoire (?) de tarifs réglementés et de prix de marché 4 Comment concilier fusions-acquisitions et ouverture à la concurrence? Jacques Percebois / CREDEN / p. 15

16 Les questions sur le rôle du régulateur 1 La nature du régulateur Autorité «bienveillante» ou organisation soumise à du lobbying? Quel objectif poursuit-il? L intérêt collectif? La promotion de la concurrence? Quelle concurrence? Doit-il contrôler le secteur régulé ou à la fois le secteur régulé et dérégulé? La régulation doit-elle être asymétrique (traiter de façon différente l opérateur historique et les entrants)? 2 Les défaillances et coûts de la régulation Le régulateur est mal informé (asymétrie d information entre l OH et le régulateur; l information se situe dans l entreprise et il faut souvent renverser la charge de la preuve) Le régulateur doit tenir compte de comportements stratégiques de la part des opérateurs (retrait de capacité, forclusion, collusion) Le régulateur semble désarmé pour inciter les opérateurs à procéder aux investissements de pointe La régulation engendre des coûts de transaction et de contrôle

17 Le RÔLE du RÉGULATEUR 1 Le régulateur doit-il s occuper du seul secteur «régulé» (monopoles naturels i.e. infrastructures) ou doit-il aussi s occuper du secteur «dérégulé» (las marchés)? Les deux actuellement (en liaison avec les autorités de la concurrence et le juge européen). Actuellement régulateurs nationaux mais on s achemine vers un double système: régulateur européen et régulateurs nationaux avec partage de compétences (nécessité d harmoniser les règles en Europe ce qui n est pas le cas toujours et loin s en faut) 2 Le régulateur fixe les péages d accès aux réseaux Proposition tarifaire qui prend effet automatiquement si le ministère ne s y oppose pas dans les 2 mois (le ministère ne peut toutefois pas modifier la proposition tarifaire) ou décision finale selon les pays européens Règle UIOLI (Use It Or Lose It) au niveau des capacités réservées 3 Le régulateur donne un avis ou son accord (selon les cas) sur les investissements des gestionnaires de réseaux (transport et distribution) 4 Le régulateur a la mission de surveiller les transactions Entre producteurs, négociants et fournisseurs sur les marchés spot et sur les marchés OTC (de gré à gré) Sanctions ou saisine du Conseil de la Concurrence en cas d infractions 5 Le régulateur s efforce de remplacer la tarification «cost-plus» par une tarification plus incitative «price-cap» sur les réseaux P 1 = P 0 [ 1 + Inflation x ] où x est un taux de productivité 7 Le régulateur vérifie le bon déroulement des enchères pour l accès aux interconnexions transnationales Les contrats d exportation à long terme ne sont plus prioritaires 8 Le régulateur peut adopter des mesures de type VPP ou «gas release» pour accroître la concurrence en cas de fusions-acquisitions

18 Les trois systèmes de marchés de gros 1 Le système du pool obligatoire pur (marché spot) (système anglais au début de la libéralisation et système adopté au départ en Californie mais abandon dans les deux cas) Le pool est l acheteur de tous les vendeurs et le vendeur de tous les acheteurs; seul responsable d équilibre devant le GRT avec des équilibres en J-1 heure par heure ou demi-heure par demi-heure; pas de risque de contrepartie 2 Le système des transactions bilatérales pures (marché OTC) Les opérateurs sont tous des responsables d équilibre qui doivent proposer au GRT des programmes équilibrés de production consommation en J-1; risque de contrepartie 3 Le système mixte avec transactions OTC et bourse facultative (système dominant en Europe) Les opérateurs ont le choix entre les deux systèmes; les prix spot sont transparents mais les prix des transactions OTC sont en général confidentiels Jacques Percebois / CREDEN / p. 18

19 MARCHÉ de GROS de l ÉLECTRICITÉ en FRANCE Jacques Percebois / CREDEN / p. 19

20 Quelques constats sur le fonctionnement des marchés de gros I La volatilité des prix de l électricité est bien supérieure à celles des autres produits énergétiques (pétrole, gaz, charbon, etc); existence de produits financiers dérivés II Des soupçons d exercice de «pouvoir de marché» existent souvent en période de pointe (retraits de capacité?) III Le prix spot de l électricité est de plus en plus dépendant du prix du CO2 observé sur le marché du carbone IV Les prix convergent voire sont identiques entre la France, l Allemagne, la Belgique et les Pays-Bas. La question est : qui est «price maker» et qui est «price taker»? (quelle est la centrale marginale?) V L interconnexion des bourses européennes est parfois limitée par les congestions aux frontières (mais ce n est plus le cas entre la France, l Allemagne, le Benelux); en cas de congestion le système qui prévaut est celui des enchères Jacques Percebois / CREDEN / p. 20

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22 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. 22

23 NATURE des TARIFS ATR 1 TARIFICATION de «POINT à POINT» (ou à la «DISTANCE») Impossible pour l électricité! Ne favorise pas l entrée des concurrents sur le marché du gaz 2 TARIFICATION «ENTRÉE-SORTIE» (ou «NODALE») En fonction des flux injectés et soutirés Représentative du coût de réservation associé au transport du gaz entre deux nœuds 3 TARIFICATION UNIFORME dite «TIMBRE-POSTE» (ou «DOUBLE TIMBRE-POSTE») Adoption pour l électricité Cas particulier d une tarification entrée-sortie dans laquelle le terme d injection est le même en chacun des points-sources et le terme de soutirage identique en chaque point de prélèvement Nécessité d une tarification identique dans les pays membres de l UE

24 Principe I Le GRT vend des capacités d accès (plus ou moins bien utilisées par les opérateurs) II Le péage doit couvrir à la fois les CAPEX (capital expenditures) et les OPEX (operating expenditures) (coût des installations et coûts de fonctionnement) III Pour éviter les stratégies de forclusion règle «use it or lose it» (UIOLI) IV Existence d un marché secondaire des capacités réservées (un opérateur peut réserver des capacités inférieures à ses besoins de pointe et aller sur ce marché pour faire l appoint mais il prend un risque «prix») V La tarification est en général une tarification «au soutirage» (sauf en très haute tension où l on a aussi une tarification à l injection) VI Les péages sont fixés ex ante mais régularisation ex post via un Compte de Régularisation des Charges et Produits (CRCP) Jacques Percebois / CREDEN / p. 24

25 TARIFICATION APPLICABLE aux CONSOMMATEURS d ÉLECTRICITÉ (tarifs de soutirage) Facture annuelle = a 1 + a 2 P +b τ c P Le terme a 1 représente la part fixe de la facture Le terme a 1 +a 2 P représente la participation annuelle de l utilisateur aux coûts fixes annuels du GRT au titre de la réservation d une capacité d acheminement correspondant à la puissance souscrite P en kw τ est le taux d utilisation de la puissance souscrite τ = (E soutirée en kwh) / (8760.P souscrite en kw) C est l équivalent du nombre d heures d utilisation à pleine puissance souscrite divisé par le nombre d heures de la période de référence c est-à-dire 8760 Le terme a 1 + (a 2 +b)p représente le montant de la facture pour une utilisation de la connexion au maximum de la puissance souscrite toute l année (τ =1 et b est un paramètre positif). Le terme c appliqué au facteur τ traduit la diminution relative des coûts marginaux d utilisation de la connexion en fonction de la durée (paramètre de concavité 0 < c 1). τ est le taux d utilisation de la puissance souscrite E soutirée est exprimée en kwh et P souscrite en kw.

26 Sommaire 1 Les motifs et les modalités de l ouverture des marchés de l électricité en Europe: un processus progressif 2 Les fonctions croissantes du régulateur: fixation des péages ATR, surveillance des marchés et contrôle des investissements dans les réseaux 3 Les prix de l électricité au niveau du consommateur final: coexistence difficile et transitoire (?) de tarifs réglementés et de prix de marché 4 Comment concilier fusions-acquisitions et ouverture à la concurrence? Jacques Percebois / CREDEN / p. 26

27 PRINCIPES TARIFAIRES (électricité) Demande aléatoire soumise àdes «effets de pointe» Courbes de charge journalières, mensuelles, annuelles. Monotone des puissances appelées. Offre doit s adapter instantanément àla demande Parc de production hétérogène avec des coûts marginaux différenciés. Appel des centrales dans l ordre des coûts marginaux croissants («Merit order») c est à dire en fonction des coûts variables croissants. Concept de coût de défaillance Il y a défaillance lorsque les moyens «normaux»ne suffisent plus à satisfaire la demande. Nécessité alors de recourir àdes moyens exceptionnels (surcharge des groupes thermiques, importations «àbien plaire», effacement des clients interruptibles, baisses de tension) ou de recourir àdes délestages (coupures, plan national de délestage). montp1.fr Jacques Percebois, p. 27

28 Demande d électricité Investissement dans la production Tarifs d électricité Coûts de l électricité montp1.fr Jacques Percebois, p. 28

29 montp1.fr Jacques Percebois, p. 29

30 LOGIQUE du «MERIT ORDER» Prix/MWh (en ) 85 TAG Nucléaire 58,6 Charbon 69,5 70 Puissance installée (en GWe) montp1.fr Jacques Percebois, p. 30

31 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). montp1.fr Jacques Percebois, p. 31

32 Débats Coexistence de «tarifs réglementés» et de prix de marché en Europe au niveau du consommateur final; Bruxelles accepte les tarifs réglementés pour le secteur domestique mais préfère des prix de marché pour le secteur industriel; dans tous les cas les prix ou tarifs doivent refléter les coûts: éviter les subventions croisées et les aides d Etat. Certains voudraient instaurer des «tarifs progressifs» avec la quantité de kwh consommée. On aurait plusieurs tranches àprix croissants pour inciter aux économies d énergie et faire bénéficier le consommateur final d une première tranche bon marché (sorte de tarif social généralisé correspondant aux usages de première nécessité, dont l élasticité prix est faible, comme au Japon ou en Californie). On peut y associer une incitation pour le client àvendre l électricité économisée sur le spot. Mais la 1 ère tranche (bas tarif) se situe en général aux heures de pointe ou aux heures pleines et la dernière (tarif élevé) se situe souvent,mais pas toujours, aux heures creuses (cf climatisation); ce système pourrait certes réduire certains gaspillages mais il risque de ne plus être «costreflective»(ne pas correspondre aux coûts marginaux). Idée: maintenir une tarification au coût marginal et y associer des incitations pour limiter les gaspillages aux heures creuses. montp1.fr Jacques Percebois, p. 32

33 Comment faire face à la pointe électrique? I. Accroissement des moyens de pointe pour éviter la «défaillance» (hydraulique de barrage, TAC, importations sur le spot ); en pointe ce sont souvent des équipements thermiques qui sont appelés d où un impact négatif sur l environnement. Le problème c est celui de l insuffisante rémunération de ces moyens de pointe et des incitations à investir («missing money problem» cad «revenus manquants»). II. III. Différenciation horo-saisonnière des tarifs (prix plus élevés en pointe pour inciter les consommateurs à moins consommer ou à déplacer leur consommation). Le problème c est celui de la sensibilité de la demande au prix. Faible élasticité de la demande car usages captifs (de plus problèmes d équité pour les consommateurs à revenu modeste ; quid de la péréquation? ) Constitution d un portefeuille de clients effaçables ou interruptibles ; le consommateur peut aussi être incité à vendre l électricité économisée sur le spot Question: la gestion de la pointe est-elle un «service public» ou faut-il s en remettre au marché? Comment s assurer qu en pointe il n y a pas de rétention de capacité? Aux heures de pointe le prix spot peut atteindre des niveaux élevés proches du «coût marginal de défaillance» (fonction parabolique de la «profondeur de la défaillance») Jacques Percebois / CREDEN / p. 33

34 Les compteurs «intelligents»peuvent-ils aider à cette gestion? 1 Expériences étrangères intéressantes en Suède, Italie: 28 millions de compteurs installés par ENEL (2 milliards d euros récupérés en 4 ans); projet-pilote en France (EDF à Lyon et Tours en 2010) 2 Ces compteurs («smart meters») permettent de gérer les équipements en temps réel: économies d énergie et impact favorable sur les émissions de CO2 3 Ces compteurs permettent de transmettre et de recevoir des données à distance ce qui permet aux fournisseurs d électricité de mieux adapter leurs offres à la demande des clients (nécessité d un protocole) 4 Le marché des «smart grids» («réseaux intelligents») est un marché considérable à l échelle mondiale (65 milliards de dollars à l horizon 2013 selon Lux Research) 5 Dans les régions considérées comme des péninsules électriques (cf PACA ou Bretagne) ces systèmes permettent de mieux gérer l équilibre Offre-Demande en gérant de façon centralisée les effacements Jacques Percebois / CREDEN / p. 34

35 Jacques Percebois / CREDEN / p. 35

36 Jacques Percebois / CREDEN / p. 36

37 CONSTAT Pourquoi maintenir des prix réglementés? -raisons sociales (idée de service public et existence de tarifs dits de première nécessité) -raisons liées à la compétitivité des internationale des entreprises (cas des électrointensifs) Pourquoi remettre en cause ces prix réglementés? -prix de prédation si les coûts complets ne sont pas couverts (cas du tarif bleu?) -risque de discrimination dans le cadre de la concurrence européenne (cas du tarif jaune et du tarif vert) -risques de subventions croisées entre catégories de consommateurs (ajuster les prix aux coûts en niveau et en structure) -aides d Etat si les entreprises qui fournissent l électricité sont publiques -des prix trop bas n incitent pas à investir dans la production d électricité, aux heures de pointe en particulier, et pénalisent les investissements de maitrise de l énergie Jacques Percebois / CREDEN / p. 37

38 Sommaire 1 Les motifs et les modalités de l ouverture des marchés de l électricité en Europe: un processus progressif 2 Les fonctions croissantes du régulateur: fixation des péages ATR, surveillance des marchés et contrôle des investissements dans les réseaux 3 Les prix de l électricité au niveau du consommateur final: coexistence difficile et transitoire (?) de tarifs réglementés et de prix de marché 4 Comment concilier fusions-acquisitions et ouverture à la concurrence? Jacques Percebois / CREDEN / p. 38

39 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. 39

40 CONCENTRATION INDEX CR1, CR3, CR5: market shares of the biggest firms on the market (1, 3, 5) Herfindhal-Hirschmann index: HHI = n i = 1 ( P i ) 2 HHI in the case of symmetrical firms

41 HHI for Power capacity installed and natural gas imports (2007) (fair competition or diversification if HHI < 2000) countries HHI HHI Power capacity natural gas installed imports** U.K GERMANY SPAIN ITALY BELGIUM FRANCE **For Hungary HHI is 6922 et for Bulgaria it is Jacques Percebois / CREDEN / p. 41

42 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

43 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

44 CONCLUSION: nouveaux risques pour les opérateurs 1 Risque institutionnel (chaque Directive prépare la suivante!) Solutions : prudence dans les choix et forte préférence pour le court terme 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 Jacques Percebois / CREDEN / p. 44