Réflexions sur le marché et le prix de l'électricité

Aujourd'hui, le prix de électricité est variable suivant la puissance disponible au compteur, le choix du système tarifaire €/kWh: tarif unique, ou heures pleines-heures creuses (2 tarifs), ou tempo (6 tarifs: bleu, blanc, rouge et heures pleines et creuses pour chaque couleur, ) et du choix de l'opérateur: historique EDF (1) ou l'un des 14 opérateurs alternatifs privés (2).

Cette situation est le résultat de l'ouverture à la concurrence de la production et de la distribution de l'électricité à partir de 2000 souhaitée par l'Europe et Bruxelles (3) et effective à 100% depuis le 1/1/2007, il y a donc 10 ans. Avant cela, en France c'était le monopole d'EDF sur l'ensemble de la filière du producteur au consommateur.

Notre pays avait fait le choix dans les années 1960 sous la présidence du général de Gaulle, de développer le nucléaire pour assurer son indépendance énergétique. Ce choix s'est concrétisé dans les années 1970-1980 par la construction du parc de centrales nucléaires que nous connaissons: 56 réacteurs sur 19 sites, avec une capacité totale de 82000MW. Durant cette période, dite des 30 glorieuses, de reconstruction et de rattrapage après la 2è guerre mondiale, la France était gouvernée de manière dirigiste avec le commissariat au plan comme maître d’œuvre. On lui doit la construction des autoroutes, des aéroports, du TGV, des centrales électriques au charbon, au fuel puis au nucléaire, l'équipement hydraulique, les grands complexes de production d'acier et d'aluminium, les mines de production de charbon, de fer, de potasse et d'uranium, et toutes les industries annexes, etc...

EDF assurait alors la production et la distribution de l'électricité sur tout le territoire à un prix équivalent - à paramètres de puissance fournie identique - pour tous les ménages quel que soit le lieu ; et à un prix avantageux pour nos industries par exemple l'aluminium. EDF a développé un énorme réseau de production et de distribution de l'électricité au moyen de lignes de transport haute et très haute tension, moyenne tension et basse tension, jusqu'aux centaines de millions de points de raccordement. Du fait de l'égalité à tout moment de la production et de la consommation, la gestion de ce réseau nécessite de combiner toutes les capacités de production.

Avec l'ouverture complète à la concurrence le 1 janvier 2007, 14 producteurs alternatifs d'électricité se sont créés en France. EDF a été scindé en trois entités: EDF producteur (centrales nucléaires, centrales thermiques à flamme, centrales hydrauliques), EDF transporteur sous le nom de Réseau Transport Électricité RTE (4), et EDF distributeur au client final.

En considération du changement climatique, et de la transition énergétique souhaitée, des capacités de production d'énergies dites renouvelables ont été créées en plus et/ou par les 14 producteurs alternatifs. Il y a ainsi de multiples producteurs - éoliennes, parcs photovoltaïques, panneaux photovoltaïques sur toitures qui injectent de l'électricité dans le réseau. Enfin, l'interconnexion du réseau national avec les réseaux des pays voisins permet les échanges d'électricité dans les deux sens.

Ce figure de RTE schématise la structure du marché de l'électricité (cliquer pour l'agrandir):

RTE a pour fournisseur 54 producteurs d'électricité; elle transporte l'énergie par les lignes de 400 à 63kV qu'elle livre aux distributeurs lesquels fournissent les clients finals.

Cette figure complète la précédente:

Les 54 producteurs constituent le mix énergétique en 2017. Un mix fait de centrales thermiques nucléaires (56 réacteurs), de centrales thermiques à flamme (charbon pétrole gaz), de centrales hydrauliques au fil de l'eau et barrages de retenue, d'éoliennes terrestres et en mer, de parcs photovoltaïques, de panneaux voltaïques sur toits, de géothermie, de biomasse. Ce sont ces 54 productions continues ou intermittentes qu'il faut gérer pour assurer l'équilibre du réseau à tout moment. Les centrales à bois d'Inova à Brignoles et à Gardanne, comme notre parc photovoltaïque Eneryo à Callian et tous les parcs solaires du Var, comme le panneaux sur les toits contribuent au mix au niveau amont de RTE ou final de la distribution.

Les coûts de production de ces différents moyens sont très différents selon l'âge des équipements et leur degré d'amortissement. Du temps du monopole, de l'agrégation de tous les coûts, résultait un coût moyen. Mais dans la situation d'ouverture du marché, il faut prendre en compte les coûts individuels qui sont fonction de la technologie utilisée, chaque producteur contribuant à satisfaire la demande totale. Le parc vieillissant des réacteurs nucléaires, comme des centrales à flamme demande des investissements lourds de modernisation ou de remplacement. La décision de réduire la part du nucléaire dans le mix énergétique à 50% en 2025 et à 30% en 2030 (6) au lieu de 75% comme actuellement, requiert de nouvelles capacités - et/ou des économies. De tels investissements se traduiront par des hausses de coûts quelles que soient les techniques. L'état doit assurer cette transition en assurant aux investisseurs des prix d'achat de l'électricité qu'ils produiront, qui rentabilisent leurs investissements cad. qui permettent d'en récupérer le montant avec intérêt, sur une période de temps raisonnable. Cette sur-cote est prise en charge par la contribution au service public de l'électricité CSPE (8).

Comme exemple, le photovoltaïque a un coût de production quasi nul; mais les investissements de départ sont élevés et pour assurer à l'investisseur le retour sur investissement, l'état doit lui accorder un prix d'achat largement supérieur au tarif règlementé de l'électricité. Sans cette sur-cote, il n'y aurait pas d'investissement. Tout ceci est inscrit dans les objectifs de la loi Nome (Nouvelle organisation du marché de l'électricité) votée en 2010 (7). Ce dispositif est cependant transitoire et d'une durée de 15 ans afin de permettre aux producteurs alternatifs de mettre en œuvre des moyens de production dont on espère qu'ils seront innovants et performants pour le bénéfice des consommateurs.

A noter enfin que la France est déjà équipée en hydraulique et qu'il n'y a plus de sites à équiper. Les capacités supplémentaires sont les centrales à gaz à cycle combiné qui conviennent parfaitement pour assurer les pointes car elles démarrent instantanément comme les turbines hydrauliques.

Mais quid de la fusion nucléaire et de la filière thorium? (11)

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