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Question d'Europe n°162

Un nouveau paradigme pour la politique énergétique européenne ? (1ère partie)

Un nouveau paradigme pour la politique énergétique européenne ? (1ère partie)
15/03/2010

Résumé :

En 2009, l'Union européenne s'est dotée d'un cadre d'organisation du secteur énergétique entièrement nouveau avec le " 3e paquet énergie". S'agit-il d'un tournant en matière de politique énergétique pour l'Union ? En poussant à un stade encore plus avancé le modèle canonique de libéralisation des industries de réseau selon la voie habituellement suivie par la Commission européenne depuis une dizaine d'années, les nouveaux textes adoptés constituent, à première vue, principalement un approfondissement du mouvement à l'œuvre depuis la fin des années 1990. Une étude plus attentive permet néanmoins - et c'est le plus intéressant - d'y déceler des dispositions d'un ordre différent, susceptibles de révéler une inflexion par rapport à un modèle appliqué auparavant avec succès aux télécommunications mais avec des résultats plus contrastés dans l'énergie. Au moment où l'énergie prend une place croissante dans l'agenda européen, il convient d'analyser cette inflexion, et ce qu'elle signifie pour la politique énergétique européenne en général. Deux ruptures sont en effet venues modifier le cadre de référence de la politique de libéralisation entamée dans les années 1990. Au cours des années 2000, la lutte contre le réchauffement climatique s'est progressivement affirmée comme une priorité politique de l'Union tandis que sont apparues des craintes quant à la sécurité des approvisionnements énergétiques européens. La nécessité d'intégrer ces nouveaux éléments conduit à poser frontalement la question de la cohérence de la politique énergétique européenne qui fait face à des enjeux et des attentes de nature hétérogène. L'inclusion d'un article dédié à l'énergie dans le Traité de Lisbonne ne permettra pas à lui seul de faire converger ces attentes parfois contradictoires.

A l'heure où l'Europe s'apprête à aborder les prochaines années dotée de nouveaux instruments de réglementation en matière énergétique et environnementale, tous adoptés en 2009, le bilan de la politique d'ouverture du marché unique à l'électricité et au gaz naturel apparaît mitigé. Tous les États membres ont procédé de manière plus ou moins récalcitrante à la libéralisation de leurs marchés, mais ni les promesses de baisses de prix substantielles mises en avant par les partisans des réformes, ni les menaces de dégradation du service et d'augmentation de la fréquence des incidents majeurs agitées par les opposants à la libéralisation du secteur, ne se sont matérialisées. Les prix de l'électricité ont diminué dans un premier temps, puis subi une très forte augmentation entre 2003 et 2008 - y compris sur les marchés les plus concurrentiels [1] –, tandis que ceux du gaz sont souvent restés indexés sur ceux du pétrole du fait de la structure des contrats d'approvisionnement et en ont épousé les variations, parfois brusques [2]. Ailleurs dans le monde, le processus d'ouverture des marchés apparaît souvent figé dans un entre-deux incertain, entre la mise en place d'une organisation concurrentielle et la permanence, voire la résurgence d'un contrôle étatique fort. Dans ce contexte, et contrairement à une idée reçue, l'Union européenne est allée la plus loin dans la première voie, en mettant progressivement en place, à travers des ensembles successifs de directives et de règlements, un cadre harmonisé à l'échelle européenne permettant l'ouverture des marchés, en veillant à son application par les États-membres.

La libéralisation constitue le caractère le plus marquant de la politique énergétique européenne. Elle a été rattrapée au cours des années 2000 par deux grandes ruptures : celle du réchauffement climatique et de la sécurité d'approvisionnement. Ces nouvelles tendances ont largement modifié le paradigme de justification de la politique énergétique communautaire, mais n'ont pas encore permis d'en moduler significativement la nature. A l'heure où le Traité de Lisbonne dote l'Union d'une compétence spécifique en matière énergétique, cette étude a pour ambition d'examiner les grands traits et les perspectives de la politique énergétique européenne.

1. Libéraliser les industries de réseau : un programme en voie d'achèvement


 
Le processus de libéralisation du marché de l'électricité et du gaz naturel a été impulsé par la Commission européenne à partir du milieu des années 1990. L'idée d'une action européenne dans le secteur de l'énergie était plus ancienne, puisqu'on la trouve aux sources de la coopération européenne et de son institutionnalisation dès le début des années 1950. Mais ni le contexte politique ni l'état de l'art en théorie économique [3] n'étaient propices à une application des principes généraux du Traité au secteur énergétique : répondant aux chocs pétroliers de manière individuelle, les États membres ont mené des politiques énergétiques parfois ambitieuses (le programme électronucléaire en France,  le développement des ressources domestiques de la Mer du Nord pour le Royaume-Uni et les Pays-Bas) mais non-coordonnées, et conservant une organisation monopolistique et administrée du secteur énergétique.
 
C'est en fait la conclusion de l'Acte unique européen en 1986 qui permet de fixer le cadre juridique et politique permettant la mise en œuvre de la libéralisation des industries de réseau et le démantèlement progressif des barrières érigées par les États au cours des années 1990 et 2000. Au-delà même de l'ajout de nouvelles possibilités juridiques dans le Traité, elle a constitué un puissant signal politique permettant de mener la réforme des industries de réseau. La libéralisation des secteurs électriques et gaziers appartient à un programme plus général de réforme des structures économiques occidentales, dont les premières bases théoriques datent des années 1970, et s'inscrit, à partir des années 1980 et 1990 aux Etats-Unis et en Europe, dans un mouvement général de libéralisation de nombreux secteurs de l'activité (services financiers, énergie, transports routiers aériens et ferroviaires, postes et télécommunications).
 

Maturité de l'industrie - contexte politique


 
Fille de l'Acte unique européen, l'ouverture des marchés a été entreprise dans un contexte politique et économique qui était celui des années 1990.
Elle a notamment bénéficié d'une analyse dominante de l'industrie électrique et gazière comme un secteur déjà mature au sein duquel les investissements à réaliser à moyen terme (production d'électricité, transport et distribution de l'électricité et du gaz naturel) auraient davantage relevé d'une logique de renouvellement progressif des infrastructures existantes dans un contexte de croissance modérée de la demande énergétique, et non d'investissements massifs de l'ampleur de ceux qui avaient été rendus nécessaires durant les Trente Glorieuses pour accompagner la croissance rapide et énergétivore des économies occidentales.
Elle s'inscrivait dans un environnement international " fukuyamien ", voyant dans le triomphe des démocraties libérales une perspective d'atténuation des tensions internationales par une intégration croissante des marchés.
Elle correspondait à une période de faiblesse historique des prix du pétrole en particulier et de l'énergie en général, aux lendemains du contre-choc pétrolier de 1986. L'ensemble de ces éléments de contexte - qui devaient être modifiés dans les années 2000 (cf. infra) - a joué un rôle de catalyseur dans la mise en œuvre de la réforme européenne au cours des années 1990, permettant la mise en place d'un processus de libéralisation selon ses traits actuels.
 
L'industrie étant considérée comme mature, la possibilité de mener un programme de désintégration du modèle industriel intégré s'en trouvait facilitée. L'organisation antérieure de l'industrie électrique et gazière en Europe était marquée par une forte intégration verticale des activités de la chaîne de valeur (production/exploration - transport - distribution - fourniture), soit au sein d'un monopole intégré, soit par le biais de contrats de long terme [4]. Seule une désintégration de ce modèle vertical permettait la mise en place du " modèle canonique " européen de libéralisation, qui consiste en l'introduction de la concurrence en amont (sur l'activité de production : le marché de gros) et en aval (sur l'activité de fourniture : le marché du détail), tandis que les réseaux demeurent exploités, gérés et développés par des monopoles (du fait de leurs caractéristiques de monopole naturel) chargés d'assurer un accès libre et non-discriminatoire pour tous les producteurs et fournisseurs (mise en place d'un gestionnaire de réseau indépendant des opérateurs actifs sur les activités concurrentielles et d'une autorité de régulation indépendante du pouvoir politique responsables de garantir l'accès au réseau). Le débat ayant précédé l'adoption des grandes directives de libéralisation du secteur (1996 et 1998 pour la première, 2003 pour la seconde, 2009 pour la troisième) a ainsi été orienté autour de deux grands thèmes : le rythme d'ouverture des marchés (c'est-à-dire d'introduction de la concurrence sur la production et la fourniture) et les modalités d'indépendance des gestionnaires de réseaux (la question de la dissociation - ou unbundling). On est ainsi passé d'une ouverture du marché valable pour les seuls grands consommateurs à une ouverture totale à partir du 1er juillet 2007, et d'une séparation fonctionnelle et comptable des gestionnaires de réseaux à une dissociation juridique puis patrimoniale, pour la majorité des opérateurs.
 
De ce "modèle concurrentiel" canonique et des objectifs qu'il porte, le rapport sectoriel publié par la DG Concurrence en 2005 [5] donne une excellente définition " en creux " puisqu'il liste les écarts de la situation réelle vis-à-vis du modèle de référence, dressant un état de la libéralisation et listant les freins à l'achèvement du modèle canonique (persistance d'un pouvoir de marché des grands opérateurs, verrouillage vertical du marché par la permanence de contrats de long terme entre amont et aval, existence de barrières à l'entrée, dissociation insuffisante entre activités concurrentielles (production, fourniture) et monopolistiques (réseaux) susceptible d'occasionner un accès discriminatoire à l'infrastructure essentielle, permanence de tarifs réglementés pour le consommateur final, intégration insuffisante des marchés qui demeurent cloisonnés au niveau national). Au-delà des ces constatations, qui constituent pour l'essentiel un rappel de théorie économique orthodoxe, l'intérêt majeur du rapport de la DG Concurrence consiste en son aspect programmatique, puisque ses préconisations (fin des tarifs réglementés, dissociation patrimoniale des gestionnaires de réseau de transport, renforcement du pouvoir des autorités sectorielles de régulation dans chaque Etat membre, renforcement de la coopération entre gestionnaires de réseau et uniformisation de la réglementation sur les échanges transfrontaliers) constituent les axes sur lesquels la Commission a travaillé dans les années suivantes pour rédiger sa proposition de " 3ème paquet législatif " [6], et pour intenter de nouvelles actions sur la base des textes existants (lancement de procédures contre les Etats membres qui maintiennent un système de tarifs de vente réglementés notamment). Sans surprise, les préconisations du rapport sont marquées par deux éléments : volonté d'achever le mouvement de désintégration verticale avec le passage à une séparation patrimoniale totale (fin du modèle de l'entreprise intégrée), et élargissement du marché par les interconnexions.
 

Juger la libéralisation sur les prix


 
Seconde idée-force des années 1990, la libéralisation des industries électriques et gazières était jugée sur ses performances en matière de baisse des prix. Certes, le slogan " your power to choose " un temps adopté par la Commission européenne met l'accent sur la liberté de choix pour les consommateurs de leur fournisseur d'énergie, et donc sur la diversité de service qui pourrait en découler (fourniture d'un véritable service au client, différencié). Après tout, le grand succès de la politique de réforme des industries de réseau de la Commission européenne - libéralisation du secteur des télécommunications - a consisté, en plus d'une baisse importante du prix des communications fixes, en une explosion des services proposés qui aurait été inimaginable il y a 20 ans. Mais en matière énergétique, rien de tout cela ne s'est produit : la qualité de l'électricité et du gaz livrés au client dépend des gestionnaires de réseau en monopole, et non pas des fournisseurs en concurrence, qui ne peuvent alors se différencier que par le prix qu'ils proposent. Conséquence: la libéralisation des secteurs électriques et gaziers est jugée à l'aune de ses performances en matière de prix.
 
De cette unicité du critère d'appréciation découle un jugement fluctuant : plutôt positif, voire enthousiaste, dans un premier temps (les prix ont baissé entre 2000 et 2003), plutôt négatif, voire pessimiste après (augmentation forte des prix à partir de 2004). Ce jugement est différencié selon les États membres : favorable là où la libéralisation a permis de mettre fin à un système complexe de subventions croisées où la production d'électricité constituait un débouché à des industries nationales [7], plutôt défavorable dans les pays bénéficiant de systèmes performants avant la libéralisation (France). Paradoxalement, les remises en cause directes du processus ont été beaucoup moins puissantes en Europe qu'aux États-Unis (qui ont connu un exemple flagrant de réforme électrique ratée dans le cas de la Californie) [8]. Mais, dans une situation d'inflation énergétique importante, de nombreux États membres ont maintenu des dispositifs plus ou moins voyants de contrôle des prix, notamment les pays où la tension entre l'évolution des prix sur le marché européen et les tarifs réglementés en vigueur en préalable à la libéralisation était la plus forte. Le sujet a fait couler beaucoup d'encre en France, où il a pris la forme d'un débat politisé sur le partage de la rente nucléaire et qui a donné lieu à des propositions de réformes de l'organisation de marché (la nouvelle organisation du marché proposée par la Commission Champsaur tente de sortir de manière pragmatique du dilemme insoluble présenté dans l'étude écrite pour la Fondation au printemps 2008, dont les fondamentaux demeurent inchangés [9]). Mais il s'agit bien d'une tendance profonde en Europe : en 2009, 15 des 27 États membres maintenaient des dispositifs de contrôle des prix aboutissant à ce que 80% des consommateurs européens d'électricité et de gaz bénéficient toujours de tarifs de vente réglementés [10], la permanence de ces mécanismes ad hoc illustrant la méfiance persistante de nombreux Etats à laisser le marché fixer seul les prix payés par le consommateur [11]. La libéralisation des industries électriques et gazières apparaît ainsi comme un processus irréversible, mais qui n'a pas encore complètement convaincu.
 
Si l'on en restait là, la politique de libéralisation de l'électricité et du gaz en Europe serait facile à résumer : un mouvement (en théorie) presque achevé de dépolitisation du secteur et de remplacement des formes administrées de production-distribution d'électricité et de gaz naturel par la construction d'un marché à l'échelle européenne (les marchés sont ouverts, les opérateurs de réseau presque tous dissociés de leurs maisons-mères, les autorités nationales de régulation plus indépendantes des gouvernements), mais critiqué car n'ayant pas permis de baisser les prix par rapport aux années 1990.
 

Le 3e paquet-énergie : un simple approfondissement ?


 
C'est dans ce contexte que l'Union européenne a introduit (en janvier 2007), discuté, puis finalement adopté en seconde lecture en 2009 le "3ème paquet législatif" sur l'énergie, marquant une nouvelle étape sur la route de la libéralisation du secteur. Le paquet contient deux directives (l'une pour le gaz, l'autre pour l'électricité), ainsi que trois règlements (le premier remplace l'ancien règlement " électricité " sur les conditions d'accès aux interconnexions internationales, le deuxième remplace le règlement " gaz " sur le même sujet, le dernier enfin institue une agence des régulateurs de l'énergie).
 
A première vue, ce 3e paquet ne fait que pousser à un stade plus avancé la réalisation du programme de mise en place du "modèle canonique". Il est ainsi marqué par l'achèvement quasi définitif, dans chaque État membre, du transfert des pouvoirs de régulation du secteur électrique et gazier des gouvernements vers une autorité nationale de régulation munie de prérogatives étendues et d'une indépendance renforcée par rapport au pouvoir politique. De ce fait, la principale modification est que l'Etat ne dispose plus en théorie de pouvoirs directs d'intervention dans le secteur.
 
De même - et cela a été la pomme de discorde majeure dans les négociations –, le 3e paquet renforce les modalités de séparation entre opérateurs de réseau et activités concurrentielles, sans pour autant parvenir à imposer la séparation patrimoniale totale (ownership unbundling) qui figurait pourtant dans la proposition de la Commission et était privilégiée par le Parlement européen dans le cas de l'électricité [12]. Lors des discussions au Conseil, une coalition d'États membres menée par la France et l'Allemagne a pesé de tout son poids pour sauvegarder, du moins en apparence, le principe de l'entreprise intégrée " à la française " (permettant ainsi de préserver l'intégrité capitalistique de EDF et GDF-Suez). Si certains y ont vu une grande victoire franco-allemande, il est permis d'être plus sceptique : la France et l'Allemagne ont remporté une victoire à la Pyrrhus, les conditions de maintien des gestionnaires de réseau de transport dans le giron des opérateurs historiques qui ressortent de la nouvelle directive après les négociations étant si contraignantes que le nouveau modèle (dit ITO - Independent Transmission Operator) pourrait apparaître comme trop lourd pour être praticable. Déjà en Allemagne (pays ayant été le plus arc-bouté sur le maintien du modèle intégré), deux des quatre opérateurs intégrés ont ou sont en passe de céder leurs activités de réseau, malgré la position du gouvernement [13]. Dans tous les cas, le cadre de régulation applicable au gestionnaire de réseau dont le capital est possédé par un producteur sera si strict que toute forme de synergie avec l'entreprise-mère sera de facto interdite. Ainsi, malgré les soubresauts et les aléas, la norme européenne d'une dissociation totale est en voie de s'imposer partout en Europe, du moins dans l'électricité [14].
 
Pourtant, si l'on s'est beaucoup focalisé sur ce débat, il apparaît d'ordre mineur par rapport à d'autres modifications de fond contenues dans le 3ème paquet - qui elles, ont été bien moins commentées. En effet, le troisième paquet comprend aussi des éléments pour une planification européenne du développement des réseaux de transport et pour l'établissement d'une R&D européenne en matière énergétique ; il crée trois nouvelles institutions, communautaires, de coordination européenne (un réseau des gestionnaires de réseau pour l'électricité et un autre pour le gaz, une agence des régulateurs européens de l'énergie) ; il mandate l'industrie pour réaliser au plus vite des codes de réseau permettant, entre autres, l'intégration des énergies renouvelables. Pour comprendre ce type de dispositions, il convient d'analyser les grandes tendances qui ont modifié, depuis les années 1990, le paradigme global d'insertion et de justification de la politique énergétique communautaire. Ces inflexions permettent de remettre en question les deux grands postulats sur lesquels s'était bâtie la politique énergétique (maturité de l'industrie permettant de mettre en place de manière fluide le modèle concurrentiel dans une optique de renouvellement des installations, concurrence rendue synonyme de diminution des prix).
 

2. Une première rupture : l'émergence du défi climatique


 

Le nouveau paradigme climatique


 
Au cours des années 2000, la lutte contre le réchauffement climatique s'est imposée comme une politique crédible prenant une place importante dans l'agenda européen. Faisant sien le diagnostic selon lequel le modèle énergétique de développement des sociétés industrielles n'apparaissait ni généralisable à l'ensemble de la planète (du fait de l'insuffisance des ressources énergétiques), ni soutenable à long terme (du fait de l'influence des émissions de gaz à effet de serre sur le climat), l'Union a progressivement pris une place de leader dans les négociations climatiques à l'échelle internationale. L'échec du sommet de Copenhague ne remettra probablement pas en question l'engagement européen à mettre en œuvre une réduction importante des émissions de gaz à effet de serre, même si les ambitions à court terme sont quelques peu réduites.
 
Ces engagements européens ne sont plus confinés aux discours, et prennent progressivement une forme concrète et légalement contraignante dans la déclinaison des politiques publiques menées à l'échelle européenne et dans chaque Etat membre. Signataire du protocole de Kyoto, l'Europe a lancé dès 2005 son propre marché de quotas d'émissions négociables (EU-ETS- European Emission Trading Scheme) [15]. Elle a adopté lors du Conseil européen de mars 2007 une " feuille de route " au travers de l'objectif dit des " 20-20-20 en 2020 " : diminuer de 20% des émissions de gaz à effet de serre, accroître l'efficacité énergétique de 20%, porter la part des énergies renouvelables à hauteur de 20% dans la consommation d'énergie d'ici 2020. Ces objectifs sont déclinés et rendus légalement contraignants dans le " paquet énergie climat " voté en décembre 2008 (témoin de l'ordre des priorités, la présidence française de l'Union a préféré boucler ce dernier, qui avait été présenté par la Commission en janvier 2008, plutôt que le " 3ème paquet énergie " présenté par la Commission en janvier 2007 et qui semblait " mûr " mais paraissait moins intéressant politiquement). Le " paquet énergie climat " consiste en un ensemble de textes prolongeant le système du marché des permis négociables pour la période postérieure à Kyoto (à partir de 2013) en fixant les objectifs nationaux de diminution des émissions et les modalités d'attribution initiale des quotas [16] (il s'agit d'un engagement unilatéral de l'Union en l'absence de garantie sur le régime climatique international qui ressortira des négociations en cours), d'une communication sur l'efficacité énergétique [17], et d'une directive dite " énergies renouvelables " [18] prévoyant des objectifs nationaux de parts de production d'origine renouvelable dans la consommation énergétique totale en 2020 et diverses mesures pour favoriser l'insertion des énergies renouvelables dans le système électrique européen (dans la mesure où c'est au niveau de la production d'électricité, et non pas sur l'utilisation directe des autres énergies primaires, que doit porter l'effort).
 
Cet effort n'est conçu que comme une première étape. L'Union travaille actuellement sur un accroissement de l'ambition des objectifs environnementaux (peut-être encouragé par le pessimisme croissant des prévisions du GIEC) : en préalable au sommet de Copenhague, le Conseil européen d'octobre 2009 a adopté une position commune adoptant l'objectif de 2°C comme limite d'augmentation acceptable de la température, appelant à une réduction des émissions mondiales de gaz à effet de serre de 50% d'ici 2050, c'est à dire une diminution pour les pays développés de l'ordre de 80 à 95% des émissions d'ici 2050 par rapport aux niveaux en vigueur en 1990 (et se déclarant prêts à participer à l'effort international de financement de l'aide aux pays en développement). Il a enfin réitéré son offre unilatérale d'engagement à une décroissance des émissions de 30% d'ici 2030 en cas d'accord international sur le régime de lutte contre le réchauffement climatique postérieur à 2012.
 

Impacts sur les objectifs de la politique énergétique


 
La législation environnementale dont se dote l'Union n'est pas sans entraîner de profondes conséquences sur la politique énergétique proprement dite. La mise en œuvre de l'objectif des " 20-20-20 " occasionnera une mutation très importante du paysage électrique (atteindre 20% d'énergies renouvelables dans le bilan primaire implique au moins 30% dans la production européenne d'électricité), avec comme conséquence un fort besoin d'investissement dans l'industrie électrique dans les 20 ans à venir. Cette première conséquence aurait tort d'être sous-estimée : elle constitue un renversement de perspective par rapport à l'hypothèse de maturité de l'industrie qui était souvent considérée comme acquise il y a dix ans. L'Agence internationale de l'énergie chiffre ces investissements nécessaires à 2 500 milliards de $ pour l'Europe d'ici 2030 dans son scénario de référence (qui prend en compte toutes les politiques déjà actées y compris les " 20-20-20 " européens) [19], et à presque 4 000 milliards de $ dans son " scénario 450 " qui décrit les efforts nécessaires à une stabilisation des émissions dans une " zone soutenable " où l'élévation de la température aurait 50% de chances d'être inférieure à 2°C (soit l'objectif fait sien par le Conseil européen) [20]. L'enjeu ne consistera pas uniquement à remplacer les centrales en fin de vie dans un contexte de demande molle, mais bien de révolutionner la façon dont l'électricité est produite en Europe pour la rendre non-émettrice de gaz à effet de serre (la production d'électricité peut être " verdie " plus rapidement que d'autres secteurs, notamment les transports et l'agriculture) en remplaçant toutes les sources émettrices (à base de fioul, charbon ou gaz) par des énergies renouvelables (hydraulique, éolien, biomasse, photovoltaïque et thermique solaire, énergies marines), l'énergie nucléaire, ou bien en mettant en œuvre des mécanismes de captation et séquestration des émissions (notamment pour les centrales fonctionnant au charbon - la seule ressource dont l'Europe soit dotée en abondance). Les efforts d'économie d'énergie - qui font partie intégrante du bouquet de mesures à mettre en place - sont d'ailleurs susceptibles d'entraîner des transferts d'usage vers l'électricité (émergence du véhicule électrique, généralisation des pompes à chaleur, etc.) et d'en augmenter la demande. L'ampleur de la tâche est colossale.
 
Mais les investissements seront nécessaires dans le transport et la distribution d'électricité. Le développement des énergies renouvelables et de sources de production décentralisée ne signera pas la disparition des grands réseaux; il faudra toujours acheminer de l'électricité produite loin des grands centres de consommation (par exemple, par des champs d'éoliennes off-shore en mer du Nord, ou par des batteries de panneaux solaires installés dans le Sahara) vers les consommateurs. Les réseaux actuels, construits en parallèle aux parcs de production thermiques, devront être reconfigurés pour pourvoir à ce besoin [21] : les investissements augmentent à proportion des objectifs de diminution des émissions annoncés par les Etats. C'est d'ailleurs peut-être la véritable consistance du plan de relance de l'administration Obama consacré à la promotion des " réseaux intelligents " : les Smart Grids sont une étiquette moderne sous laquelle se déploie un programme assez classique de reprise des investissements publics dans des réseaux électriques devenus souvent obsolètes.
 
Autre conséquence, l'urgence environnementale justifie politiquement l'idée d'une énergie chère. Envolée du prix du baril sur marché du pétrole, institution d'un système d'échange de quotas d'émissions en application du protocole de Kyoto, mise en place d'une taxe carbone, augmentation prévisible des tarifs d'accès au réseau pour financer leur renouvellement : un faisceau d'éléments concordants vient construire peu à peu, à destination du public, l'image d'une énergie chère de nature à dissuader le gaspillage d'énergie et à promouvoir la sobriété énergétique, dans une logique de "pollueur-payeur" désormais mieux acceptée.
 
Deux des grandes idées des années 1990 sur la libéralisation se voient donc retournées dans les années 2000. La libéralisation devait-elle s'inscrire dans une dynamique de renouvellement progressif des moyens de production ? Elle doit maintenant permettre une révolution immédiate dans le parc de production européen pour atteindre une sobriété totale en matière d'émissions de CO2. La libéralisation devait-elle faire baisser les prix ? Dans un contexte d'énergie chère, elle doit afficher un prix conforme aux coûts réels de production, d'acheminement et de fourniture de l'énergie, donnant une indication sur la rareté de la ressource servant de base aux décisions de production et de consommation des agents économiques. Paradoxalement, il s'agit d'une grande chance pour la libéralisation : plutôt que de devoir remplir une promesse impossible à tenir (si elle est couronnée de succès, la libéralisation peut accroître l'efficacité du processus productif, révéler la rareté des ressources, et mieux orienter les investissements ; cela ne signifie pas forcément une diminution des prix pour le consommateur), elle doit permettre une révolution verte. Bien évidemment, le motif environnemental n'a pas encore pris le pas sur les anciennes promesses et la perspective d'une hausse des prix de l'énergie est politiquement sensible, à la fois pour les entreprises (qui utiliseront la menace d'une délocalisation) et les foyers (la permanence ou la résurgence d'un thème de " pauvreté énergétique " dans l'Union est là pour nous le rappeler). Mais la motivation environnementale devient chaque jour plus prégnante : la politique énergétique européenne devrait in fine être jugée sur sa capacité à atteindre les "20-20-20", et demain les "30-30-30" ou les "75-50-50[22].
 

Politique environnementale et compétitivité


 
La politique environnementale, en gagnant en importance depuis la fin des années 1990 et au cours de la première décennie du XXIème siècle, aboutit à redéfinir les objectifs assignés à la libéralisation. Elle permet de conférer une seconde légitimité au marché unique : celui-ci devait éviter, en organisant la concurrence du marché de gros à l'échelle européenne, le démarrage des moyens de production les plus onéreux, c'est-à-dire réaliser une optimisation technico-économique du parc de production à l'échelle européenne plutôt qu'à l'échelle nationale, il permet désormais d'éviter le démarrage des moyens de production les plus polluants [23]. Elle organise la subvention des filières énergies renouvelables (via des mécanismes de soutien direct) et doit impliquer la recomposition des réseaux énergétiques européens. Sa compatibilité avec le marché unique de l'énergie en Europe tient au fait que la diminution des émissions peut être efficacement atteinte en théorie par des mécanismes de marché grâce à des dispositifs économiques adéquats (normes environnementales, taxes sur les émissions, systèmes de quotas d'émission, d'origine, ou d'économie d'énergie).
 
Cette politique a néanmoins un coût qui, en l'absence de régime international de lutte contre le réchauffement climatique s'approchant des standards européens, est susceptible d'amoindrir dans un premier temps la compétitivité des industries européennes. L'objectif n'est pas de prétendre, loin s'en faut, que ces coûts sont injustifiés ou qu'ils ne constituent pas une manière efficiente de gérer la contrainte carbone, mais simplement de noter qu'ils existent. La moitié des investissements européens en nouvelles capacités de production d'électricité bénéficie d'un mécanisme de soutien direct (notamment le rachat à des tarifs garantis très élevés de l'énergie éolienne et solaire), et échappe déjà à une logique de marché [24]. Au-delà de la rhétorique, on ne peut nier l'existence d'un arbitrage possible à court terme entre la lutte contre le réchauffement et la compétitivité de l'industrie européenne, que la libéralisation avait l'ambition de servir en conférant au marché plutôt qu'à la puissance publique le rôle de sélectionner les " bons " investissement [25]. Tout l'enjeu est de savoir si les coûts associés demeureront politiquement soutenables dans un contexte de croissance molle et de faible coopération internationale pour l'après-Kyoto.
[1] Voir les rapports réguliers des régulateurs européens de l'énergie (CEER/ERGEG) : http://www.energy-regulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME
[2] Le Royaume-Uni fait exception par la liquidité de son marché de gros gazier (NBP) sur lequel les prix ne sont pas indexés au pétrole, et qui sert de base à quasiment tous les contrats de fourniture en Grande-Bretagne.
[3]Au cours de la seconde moitié du XXème siècle, l'analyse dominante a longtemps consisté à considérer les activités de production, transport et distribution d'électricité et de gaz naturel comme un tout auquel est conférée une propriété particulière de monopole naturel.
[4] La principale vertu de l'intégration verticale consiste en effet à permettre un meilleur partage des risques, en liant amont et aval (l'extraction/production-transport-distribution à une clientèle captive). Ainsi les réseaux de gaz du Royaume-Uni et des Pays-Bas ont-ils été dans un premier temps construits de manière à assurer l'exploitation des nouveaux gisements en Mer du Nord au fur et à mesure de leur exploration, par des opérateurs intégrés assurant que les ressources identifiées serait effectivement enlevées, transportées et distribuées à la clientèle finale. Ce cadre sécurisé (fixation des prix et des modalités contractuelles sur le long terme) est supposé constituer un cadre favorable aux investissements, et a effectivement contribué à un développement des grandes infrastructures énergétiques dans la seconde moitié du XXème siècle.
[5] Enquête menée en vertu de l'article 17 du règlement (CE) n°1/2003 (règlement concentration) sur les secteurs européens du gaz naturel et de l'électricité.
[6] A travers sa communication "Une politique de l'énergie pour l'Europe" du 10 janvier 2007 qui contient les principes de toutes ses propositions législatives qui feront le 3ème paquet.
http://europa.eu/legislation_summaries/energy/european_energy_policy/l27067_fr.htm
[7] Au début des années 1980, la production d'électricité au Royaume-Uni était par exemple principalement assurée par des centrales au charbon, constituant un débouché aux houillères britanniques qui se trouvaient ainsi directement subventionnées
[8] L'idée s'est ainsi progressivement imposée qu'il y avait plusieurs modèles de dérégulation, certains vertueux, d'autres non). En Europe, où la Commission européenne a largement puisé dans son arsenal traditionnel afin de traquer les pratiques anticoncurrentielles, facilitées sur un marché à tendance naturellement oligopolistique, la libéralisation serait ainsi davantage une alter-régulation qu'une dérégulation
[9] Voir I. Alavoine et T. Veyrenc, " Idéologie communautaire vs. réalisme national ? L'épineux problème des tarifs d'électricité ", Question d'Europe n°95, Fondation Robert Schuman.
http://www.robert-schuman.eu/fr/questions-d-europe/0095-ideologie-communautaire-vs-realisme-national-l-epineux-probleme-des-tarifs-d-electricite
[10] Source : 11th edition of the Cap Gemini European Energy Market Observatory, Novembre 2009
[11] La propension des fournisseurs à refléter les baisses de prix d'approvisionnement, quand elles se produisent, a récemment été critiquée même sur les marchés les plus compétitifs comme le Royaume-Uni. Ainsi à l'automne 2008, constatant que le mouvement de décru significative des prix sur le marché de gros de l'électricité et du gaz naturel (crise économique) n'était pas répercuté sur la facture des clients final (alors que le mouvement haussier précédent l'avait, lui, été), le régulateur de l'énergie du Royaume-Uni Ofgem a dû lancer, sous intense pression du gouvernement, une enquête sectorielle sur le fonctionnement du marché de la fourniture résidentielle. Ce mouvement aboutit aujourd'hui à des propositions de refonte large du marché britannique, dans un sens beaucoup plus administré (www.ofgem.gov.uk)
[12] Le rapport Vidal-Quadras, voté en juillet 2007 à une écrasante majorité de la commission parlementaire compétente en matière énergétique, prenait position pour la dissociation patrimoniale dans le secteur électrique. Il ménageait en revanche une possibilité de dérogation pour le secteur du gaz.
[13] Deux des quatre gestionnaires de réseau de transport d'électricité allemands sont vendus ou en passe de l'être : transpower (gestionnaire du réseau en Bavière, Hesse, Basse-Saxe et Schleswig-Holstein) vient d'être cédé par E.ON au gestionnaire de réseau néerlandais TenneT (dans le cadre d'un engagement pris par E.ON devant la Direction-Générale de la Concurrence au titre du contrôle des concentration certes, mais il semble que l'opérateur allemand l'ait finalement accepté de bonne grâce), et Vatenfall Europe Transmission, gestionnaire de réseau de l'Allemagne de l'Est et de la région de Hambourg, est également sur le point d'être cédé.
[14] Le cas du gaz est plus complexe, et l'on a longtemps cru que tout compromis global sur le 3ème paquet exclurait le gaz de la séparation patrimoniale au contraire de l'électricité. Au sein du Parlement européen, cette solution trouvait de nombreux soutiens (rapport Vida-Quadras précité). En effet, la majeure partie des gaziers européens n'étant pas producteurs direct, les amputer de l'activité de gestion des réseaux (les gazoducs) les aurait significativement affaiblis, notamment dans une perspective de concurrence avec des opérateurs intégrés localisés dans des pays tiers comme Gazprom.
[15] Celui-ci, applicable aux industries fortement consommatrices (40 à 50 % des émissions européennes), a ainsi été mise en œuvre en préalable à l'application du protocole de Kyoto proprement dit, qui oblige l'Union à observer sur la période 2008-2012 une baisse de 8 % de ses émissions par rapport aux niveau de 1990.
[16] Décision n° 406/2009/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009
[17] La Commission a présenté, en novembre 2008, une communication " Efficacité énergétique : atteindre l'objectif des 20 % " dans laquelle elle propose des mesures concernant l'efficacité énergétique : refonte de la directive sur la performance énergétique des bâtiments, révision de la directive sur l'étiquetage énergétique, proposition de directive établissant un système d'étiquetage pour les pneumatiques, décision de la Commission établissant des lignes directrices sur le calcul du volume d'électricité provenant de la cogénération, communication sur la cogénération.
[18] Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables fixe des objectifs nationaux contraignants concernant la part des énergies renouvelables dans la consommation totale d'énergie et la part des énergies renouvelables dans la consommation d'énergie pour les transports. Pour la France, la part d'énergies renouvelables dans la consommation totale d'énergie en 2020 doit s'élever à 23%.
[19] Source : World Energy Outlook 2009 de l'agence internationale de l'énergie (AIE).
[20] Source : idem. Le " scénario 450 " de l'AIE comprend l'ensemble des efforts à accomplir pour viser un niveau d'émission compatible avec une stabilisation de la concentration des gaz à effet de serre dans l'atmosphère à une valeur de l'ordre de 450 ppm CO2-eq. Même si cela doit être nécessairement pris avec une grande prudence, cette valeur apparaît, vu de janvier 2010 et selon des sources scientifiques concordantes telles que reprises dans les travaux du Groupe International d'Etudes sur le Climat (GIEC), de nature à limiter à 50 % la probabilité d'une augmentation de la température supérieure à 2°C - c'est-à-dire un niveau qui pourrait s'avérer soutenable à terme. Le surcroît d'investissement analysé par l'AIE ne concerne que la production d'électricité (investissements en production depuis les sources renouvelables, dans le nucléaire, et dans les technologie de captation et séquestration du carbone).
[21] Voir le premier plan à 10 ans de développement du réseau pour l'ensemble de la Communauté (ten-year network development plan) publié par ENTSO-E au titre des nouvelles dispositions du 3ème paquet (en consultation publique à partir du 1er mars 2010)
[22] 75 et non pas 50 du fait de l'objectif de division par 4 les émissions d'ici 2050 par rapport à leur niveau actuel (objectif dit du "facteur 4", qui est également l'objectif climatique de la France depuis 2005).
[23] Si le système de permis d'émissions fonctionne correctement, assorti d'un engagement crédible des autorités à donner un véritable prix aux émissions à hauteur des dommages générés sur l'environnement, les moyens les plus polluants seront également les plus chers
[24] On trouvera toutes les données relatives à l'évolution des capacités de production d'électricité installées en Europe dans le System Adequacy Forecast publié par la nouvelle association des gestionnaires de réseau de transport d'électricité européens ENTSO-E (http://www.entsoe.eu/index.php?id=58)
[25] Rendre les investisseurs responsables de porter le risque des investissements, et non la collectivité, était l'une des principales justifications de la libéralisation. Il est difficile de savoir si le but a été atteint.
Directeur de la publication : Pascale JOANNIN
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L'auteur
Thomas Veyrenc
Ingénieur Supélec, MSc University College London, et diplômé de l'Institut d'Etudes politiques de Paris, il travaille dans l'industrie électrique. Il est maître de conférences à Sciences-Po Paris (économie).
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