L’empilement des crises planétaires génère une fracturation laissant de plus en plus apparaître ce que l’on croyait disparu ou fossilisé : Etats-Nations anciens ou plus récents, voire empires ragaillardis. La mondialisation heureuse reposait pourtant sur la promesse de l’effacement de ces objets cachés sous le grand manteau de l’économie sans frontières.

L’Europe s’élargissant vers l’Est, modèle réduit et presque parfait de cette mondialisation, se trouve elle aussi soumise à fracturation et laisse apparaître de vieilles différences que l’on s’efforçait jusqu’alors de masquer. L’Allemagne gommait son histoire tragique en se lovant dans les marchés avec un succès planétaire. S’étant éloignée de la politique de puissance, sa domination devait désormais reposer sur la compétitivité. La France se devait d’abandonner progressivement son logiciel étatiste et devait tenter de rester grande dans une grande Europe devenue immense marché. Plus loin, la Russie n’était plus un empire sans limite, mais un grand magasin de matières premières accroché à l’immense marché. Le pluriel était inscrit dans les gènes mais l’horizon devenait commun.

Le destin commun de l’Allemagne et de la France ne comportait pas le même niveau de difficultés. Il était aisé pour l’Allemagne d’endosser le libéralisme après le tragique de l’histoire. Il était beaucoup plus difficile pour la France de franchir la même étape alors que sa trajectoire était faite d’un exceptionnel succès économique reposant sur le fordisme classique et ne passant pas par le libéralisme. L’entente franco-allemande que l’on disait indispensable à l’UE reposait ainsi sur une asymétrie de naissance et de destin.

 En congruence avec l’évolution générale du monde, le libéralisme allemand devient ordo-libéralisme. Pour la France les choses sont infiniment plus difficiles. Le fordisme classique correspondait à sa culture : la passion de l’égalité, la préférence du plan sur le marché, la place non centrale de la propriété, le goût des grands projets planifiés et des technologies de rupture, le respect des grands serviteurs de l’Etat, etc. Mieux, ce fordisme avec ses gains de productivité élevés la nourrissait : la redistribution renforçait le mythe de l’égalité. La révolution libérale dans sa variante ordo-libérale va devenir un chemin de croix et va engendrer une véritable schizophrénie française.

L’histoire de l’approche des questions énergétiques constitue le modèle de cette schizophrénie. Lorsqu’éclate la première révolution pétrolière (1973) la France s’appuie encore sur son modèle fordien pour y répondre. D’où le fantastique succès du plan Messmer assurant en quelques années la réduction de la rente pétrolière devenue l’impôt versé aux Etats pétroliers. D’où aussi une compétitivité industrielle enviée par des partenaires qui ne réagissent que beaucoup plus modérément au prélèvement de la rente pétrolière.

La spécificité de la culture française fait ainsi que l’énergie - et en particulier l’électricité - ne saurait devenir une marchandise classique. EDF est un service public dominé par des ingénieurs serviteurs de l’Etat qui se fixent pour objectif d’assurer la distribution de l’électricité dans les conditions d’une efficience maximale. Objectif réalisé de façon spectaculaire : industriels pouvant s’appuyer sur des prix stables et faibles de l’électricité, ménages au pouvoir d’achat renforcé par la maîtrise des coûts de l’énergie, ponction macroéconomique muselée au détriment des accapareurs de la rente pétrolière.

Le grand marché accepté par la France dans le cadre européen, chamboule complètement le jeu. Curieusement, la France devenue schizophrène accepte la concurrence sur un service qu’elle assurait dans des conditions d’efficience inégalées dans le monde. Face à cette irrationnelle décision, il faut inventer un marché qui ne peut naître spontanément. Il faut donc tuer le monopole ultra-compétitif en l’obligeant à céder une partie de son électricité à des marchands qui ne connaissent rien du métier et sont largement incapables de produire. Ce sera tout le sens de la loi NOME en 2010 qui va engendrer plusieurs dizaines de fausses entreprises vivant de la spéculation sur des marges entre prix se formant sur des bourses, une subvention garantie d’EDF (ARENH), et des ventes spot ou à terme. Il faut aussi subventionner massivement des producteurs alternatifs incapables de produire dans les conditions du monopole. EDF et L’Etat, tous deux équipés d’une lourde bureaucratie indispensable à l’artificialité du marché, tiennent ainsi à bout de bras la question de l’électricité.

Moins de moyens pour EDF, moins de moyens pour l’Etat, sont pour la France la réalité du passage au marché européen de l’électricité. On sait aussi que ce moins de moyens sera justifié par des considérations écologiques dont le fondement reste discuté.

A plus long terme, l’attrition des moyens d’EDF va entraîner d’autres conséquences : maintien des énergies fossiles et maintien d’une  rente pétrolière/gazière qui devait logiquement diminuer ; abandon progressif de la chaîne nucléaire française avec fin des programmes et fin du projet de « boucle nucléaire » se matérialisant dans  la filière à neutrons rapides ; compétitivité accrue des partenaires européens en particulier l’industrie allemande qui voyait d’un mauvais œil les très avantageux coûts du nucléaire français, et qui se réjouit des déboires d’un parc vieillissant et en réduction.  

L’empilement des crises fait renaître le tragique. L’Allemagne libérale devient victime d’une rente pétrolière/gazière qui se trouve renforcée par le mythe des énergies intermittentes. L’impôt prélevée par les rentiers sera durablement très lourd pour une industrie très gourmande en énergie. Le modèle ordo-libéral n’est plus de mise et l’Etat allemand tentera de compenser le prix du gaz par des mesures annonciatrices de déficits budgétaires importants. Sous-compétitivité, inflation, déficit budgétaire deviennent des réalités que l’on pensait disparues. La France devenue stupidement ordo-libérale doit de toute urgence respecter sa vieille culture et cesser sa schizophrénie.

Le débat sur l’architecture d’un futur marché de l’électricité risque d’être trop long, et déjà il angoisse la BCE qui y voit des risques sur la finance spéculative de la zone euro. Dans ce contexte, l’affaiblissement durable de l’Allemagne doit devenir une occasion pour la France de redéfinir les règles du jeu.

Dans cette perspective, un gouvernement français devenu conscient du grand dérapage de la période 1990- 2022 devrait s'affranchir des contraintes que le pays s'est infligé au nom d'idéologies ruineuses. A ce titre il conviendrait:

• D’envisager toutes mesures utiles avec l’Allemagne pour mettre fin au faux marché de l’électricité.
• De rétablir les prérogatives d’EDF : en mettant fin à l’ARENH ; en proposant un monopole européen de transport et de distribution permettant d’uniformiser les bases d’une compétitivité commune ; en élargissant l’interconnexion des réseaux aux fins d’une solidarité européenne large et ne passant pas par les marchés .
• De faciliter la perspective de la « boucle nucléaire » aux fins de l’utilisation productive des déchets.
• De mettre fin aux bureaucraties, à la spéculation, et à la volatilité des prix et tarifs. Cela passe par le retour rapide d’une maitrise de la finance par le politique.
• De mettre les questions énergétiques en « économie de guerre » afin de quitter rapidement la dangereuse situation présente. Les expériences passées, même sans guerre réelle, telle le programme américain "Apollo" du siècle dernier doivent servir de modèle.
• De mettre à profit ce moment historique pour mettre en place un système énergétique fertilisant la réindustrialisation du pays. Cela passe par le retour d’une planification réelle. Cela passe aussi par la mise en place d’un outil financier qui, cessant de s’orienter vers des créations monétaires à des fins spéculatives, s’oriente vers de la création aux seules fins de la production. De quoi restaurer les conditions sérieuses d’un authentique financement de la reconstruction du pays.

Soulignons hélas, que pour l'essentiel, les débats parlementaires menés au sein de l'actuelle "Commission d'enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d'indépendance énergétique de la France", révèlent l'ignorance bavarde des députés face aux difficultés réelles du pays. . 

Le prix plafond pour le pétrole russe est entré en vigueur ce 5 décembre comme prévu au niveau négocié de 60 dollars le baril. Le texte ci-dessous que nous avions publié le 9 septembre dernier reste d'actualité. Tentant d'étudier les conséquences à venir d'une telle décision , les premières réactions de l'OPEP n'infirment pas son contenu. Cette dernière laissant inchangées ses quotas , il n'y a pas d'alignement sur les intérêts de l'Occident au détriment de la Russie. Il n'y a pas non plus alignement sur l'intérêt de la Russie et donc pas de coup de pouce à cette dernière en favorisant une hausse du prix du brut. Les analyses ci-dessous développées le 9 septembre dernier sont donc validées par la réalité géopolitique du moment.

Bonne relecture.

L’idée des pays occidentaux importateurs de pétrole russe est de limiter les moyens guerriers de la Russie par une réduction de ses capacités financières.

Sur un plan théorique il s’agirait de faire comme si le marché du pétrole pouvait devenir un monopole bilatéral : un seul producteur, la Russie, en face d’un seul demandeur, l’occident. Si tel était le cas on assisterait à la formation d’un prix d’équilibre dépendant des capacités de négociation des acteurs. Le point de vue occidental étant qu’il existerait de fortes capacités de substitution entre pétrole russe et autres ressources et donc que les prétentions russes pourraient être très largement contenues. Au final le plafond de prix invoqué correspondrait à l’idée que la résistance occidentale serait plus importante que celle de la Russie.

La réalité est autre et chacun sait qu’il existe d’autres producteurs et d’autres pays consommateurs dans le monde. La problématique est donc du point de vue occidental de construire artificiellement un monopole bilatéral qui n’existe pas. La voie choisie est donc d’élever des barrières entre l’offre russe de pétrole et ses acheteurs potentiels non occidentaux.

La solution qui consisterait à arrimer les autres acheteurs à la prétention occidentale n’est guère imaginable. Bien sûr on pourrait envisager un prix inférieur au prix payé par ces autres acheteurs (essentiellement chine et Inde) , lesquels auraient intérêt à participer à une entente générale au niveau de l’achat de pétrole russe. Toutefois le cout géopolitique d’une telle démarche (alignement sur l’occident) serait supérieur à l’avantage économique (gain sur le prix du baril).Cette idée étant irréaliste Il convient  d’empêcher le déplacement de l’offre de pétrole depuis ses destinataires occidentaux vers d’autres destinataires. Une intervention militaire étant impensable (arraisonnement de tankers se dirigeant vers la Chine ou l’Inde) seule la voie du marché est possible sous la forme de contrainte notamment auprès des propriétaires des navires voire subventions auprès de ces mêmes propriétaires ou des destinataires eux-mêmes. C’est semble- t-il ce qui est envisagé avec l’interdit de couverture d’assurance et de réassurance sur les cargaisons de pétrole russe, voire le subventionnement des compagnies d’assurances elles-mêmes.

Du point de vue russe, tout sera fait pour trouver une substitution plus ou moins parfaite entre réduction des exportations vers l’occident et augmentation vers le reste du monde notamment par le canal de la Chine et de l’Inde. En particulier on peut aisément imaginer des transporteurs largement indemnisés et rémunérés pour ce travail de réorganisation planétaire de la logistique. Le schéma nouveau de l’organisation serait approximativement celui çi : les pays recevant le pétrole russe achètent moins à l’OPEP tandis que cette dernière voit ses débouchés compensés par une livraison plus importante à l’Occident. A offre et demande mondiale inchangée il y a simple réorganisation des destinations. Reste à savoir si cette réorganisation planétaire est acceptable par le reste du monde et notamment l’OPEP.

Chine, Inde et autres pays qui vont recevoir le pétrole russe seront gagnants puisque la Russie se doit de prendre la main sur les fournisseurs OPEP traditionnels. Toutefois  cette opération représente- t-elle un gains à l’échange pour l’OPEP ? En oubliant les rugosités du changement organisationnel (qualité des bruts et degré API, qualités/spécialisation  des installations de raffinage, couts d’acheminements, etc.) le cout de la réorganisation est d’autant plus élevé que le prix plafond fixé par l’Occident est faible. Chine et Inde peuvent gagner beaucoup et supporter des couts de réorganisation élevés si la Russie accorde des marges importantes. L’OPEP ne gagne rien et supporte les couts de réorganisation. Elle peut réagir en contractant son offre avec effet de hausse de prix mais cela peut inciter les importateurs non occidentaux de pétrole russe à recycler le brut correspondant vers d’autres pays et gêner l’OPEP. On le voir rien n’est écrit. Par contre il faut reconnaitre que cette décision est un réel manque à gagner pour la Russie : Plus le prix plafond serait faible et plus il faudrait accepter des rabais auprès de clients non occidentaux qu’il convient de privilégier. Au total les gagnants seraient l’occident et les pays acheteurs de brut russe, les perdants étant la Russie et probablement l’OPEP.

Thomas Reverdy est un sociologue français qui s'est spécialisé dans la logique des organisations et des marchés. Aux frontières de la sociologie et de l'économie, beaucoup de ses travaux portent sur la question des systèmes énergétiques et de leurs mutations induites par des réseaux d'acteurs eux-mêmes animés par des logiques paradigmatiques variées. Nous proposons l'un de ses textes où il est question de la grande transformation du système énergétique français, transformation aujourd'hui questionnée par sa grande fragilité. De lecture aisée et surtout animé par un soucis de grande neutralité idéologique, ce texte permet de mieux comprendre l'effondrement actuel de notre écosystème énergétique.

Bonne lecture.

À la fin des années 80, La Commission Delors se donne un programme ambitieux de relance de l’intégration européenne. Il existe alors un consensus au sein de la Commission Européenne : le marché commun est un puissant facteur d’intégration économique, d’efficacité et de compétitivité… La principale activité de la Commission consiste alors à libéraliser les activités de réseau (télécom, énergie), le transport aérien et ferroviaire, mais aussi de consolider la régulation de la concurrence, y compris contre les politiques industrielles des États, jugées peu efficaces et facteur d’injustice. Ces réformes ont été qualifiées de néolibérales, dans la mesure où elles font la promotion du marché comme norme de gouvernement y compris dans des espaces économiques et pour des enjeux où il était absent.[2]

Cette croyance puissante dans l’efficacité du marché et ses capacités intégratives guide aussi le projet de libéralisation des secteurs du gaz et de l’électricité. La Commission Européenne va s’employer à réformer les approvisionnements en gaz, qui jusqu’alors reposaient sur des contrats à long terme indexés sur le prix du pétrole. La première étape est de séparer les activités de production et de fourniture d’un côté, les activités de réseau et de distribution, de l’autre côté. Ces dernières sont considérées comme des monopoles publics. On parle alors d’accès des tiers aux réseau.

La Commission Européenne va encourager la mise en place d’un marché de gros européen, permettant aux importateurs d’échanger leurs surplus de gaz et donc une optimisation en temps réel de la consommation. Cette nouvelle organisation va s’accompagner d’un développement des usages du gaz, en particulier dans la production électrique et de nouveaux approvisionnements avec le gaz liquéfié. Concrètement, la place de marché virtuelle hollandaise TTF (qui signifie « Title Transfer Facility ») centralise aujourd’hui une large partie des transactions et permet l’affichage d’un prix de marché du gaz en temps réel. Ce prix s’impose progressivement comme référence dans toutes les transactions. Plusieurs types de contrats non négociés sur cette plateforme : des ventes spot en temps réel, des contrats à terme (pour une période donnée et à un prix fixe). Les prix de ces transactions, rendus publics, sont aussi utilisés comme des références pour d’autres transactions qui ne passent pas par les place de marché. Ainsi, avec cette organisation le prix de marché reflète la rencontre de la courbe des offres et celle de la courbe de demande du secteur et ce prix est la référence pour la très grande majorité des transactions.

En parallèle, la libéralisation du secteur de l’électricité s’est traduit aussi par la formation d’un marché de gros européen, grâce entre autres au développement des interconnections. Il était attendu de ce marché qu’il participe à une dynamique concurrentielle favorable au consommateur. Compte tenu de l’hétérogénéité du secteur européen, ce marché européen pouvait aussi faciliter les échanges entre pays et optimiser l’usage des moyens de production. Ces échanges existaient déjà avant la libéralisation, essentiellement dans un objectif de sécurisation du réseau. Comme pour le marché gazier, on observe un changement dans l’établissement des offres de prix : les prix qui se forment sur le marché spot de l’électricité devient aussi la référence pour les transactions. Selon l’intensité des échanges entre pays européens et l’état des interconnexions, les prix peuvent se former à l’échelle d’un pays ou être alignés entre plusieurs pays. Il est aussi prévu que le prix de marché devienne la référence pour le tarif réglementé, dont la portée doit être la plus limitée possible.

C’est aussi une période où la Commission Européenne défend le mécanisme de marché pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le mécanisme des quotas de CO2 devait permettre d’intégrer les externalités environnementales dans le marché et donc faciliter rapidement la transition écologique du secteur électrique.

Cette adhésion globale au mécanisme de marché pour les industries de réseau et son extension aux enjeux environnementaux s’appuient sur des expériences essentiellement anglo-saxonnes, considérées alors comme réussies, alors qu’aucune étude ne propose des contrefactuels solides ou ne cherche à comprendre les conditions précises de ces réussites. Dans cette période, les échecs de ces réformes sont systématiquement réinterprétés comme des étapes de mise au point et d’apprentissage et non comme des fragilités structurelles de ces marchés.

Par exemple, un des premiers grands marchés d’électricité, le marché californien, connait en 2000 et 2001 une grave crise avec une hausse des prix et d’importantes coupures (dans un des États les plus riches au monde !). Cette crise est immédiatement réinterprétée comme le résultat d’une libéralisation incomplète du secteur et des faiblesses dans la surveillance des comportements des traders. Mais l’observation du marché californien témoigne déjà des faiblesses structurelles du marché de l’électricité, en particulier le comportement erratique des prix. Le prix spot a pour fonction d’assurer, en temps réel, l’équilibre entre l’offre et la demande, mais la demande d’électricité est à la fois très variable et très peu sensible au prix. Quant à l’offre, elle dépend de capacité de production dont la construction demande des délais importants. Il faut donc de grande variations de prix pour assurer l’équilibre du réseau : en situation de surcapacité, les prix s’effondrent rapidement, à l’inverse, si les moyens de production sont insuffisants, ils explosent. Les variations peuvent aussi être de grande ampleur et sur de longue périodes, à cause des délais d’investissement ou de la durée d’amortissement des installations.

À la fin des années 90 et au début des années 2000, les gouvernements successifs et les dirigeants de EDF sont plutôt favorables au projet de libéralisation. Ils sont convaincus que le nucléaire historique est suffisamment compétitif pour que EDF tire bénéfice du marché, et puisse se développer en investissant dans d’autres pays. L’activité nucléaire ne sera pas démantelée, au nom de l’efficacité d’un parc standardisé. Les moyens de production cédés à la concurrence sont limités à quelques centrales thermiques et aux barrages de la Compagnie Nationale du Rhône.

Les promoteurs du nucléaire sont les plus inquiets : ils anticipent que le marché va se traduire par une très grande incertitude de revenu pour les producteurs d’électricité. Les investissements deviendront beaucoup plus risqués et donc imposeront des taux d’intérêt élevés. Or les projets nucléaires, dont les investissements sont amortis sur de très longues périodes, sont fortement pénalisés par des taux d’intérêt élevés. Autrement dit, avec le marché, l’avantage comparatif du nucléaire s’effondre. Le marché est surtout favorable aux centrales combinées à gaz, qui ont des coûts fixes assez faibles et des délais de construction assez rapides.

Les promoteurs des énergies renouvelables sont moins inquiets car ils ont déjà obtenu que les investissements dans ces moyens de production soient financés par des rémunérations garanties, sous la forme de tarifs réglementés ou d’appel d’offre. Ces mécanismes de financement publics sécurisent les investissements et permettent des financements bancaires par des taux d’intérêt beaucoup plus bas. S’il existe bien une concurrence entre entreprises pour accéder à ces financements, ce « marché » est totalement découplé du marché de gros de l’électricité.

Les effets inattendus de la libéralisation en France et les premiers réajustements

À partir de 2000 et l’ouverture à la concurrence, l’adhésion au marché se renforce en France avec ses premiers effets, une baisse des prix de l’électricité entre 2000 et 2003 pour les clients industriels. Mais, dès la fin de l’année 2003, les industriels électro-intensifs observent une légère remontée des prix dans les offres de fournisseurs. Ils prennent rapidement rendez-vous avec les ministres et commencent à faire pression sur les parlementaires. À la demande du gouvernement, le haut fonctionnaire Henri Prevot rédige un rapport en 2004 qui anticipe une accélération de cette hausse en France. Le rapport explique comment fonctionne le marché de l’électricité européen : dans un contexte de rareté des moyens de production en Europe, c’est le prix des centrales allemandes qui utilisent du gaz qui s’impose pour former le prix de gros.[3]

À peine engagés dans la libéralisation du secteur, les industriels électro-intensifs et le gouvernement français cherchent à s’affranchir du marché. Ils commencent à négocier avec EDF un contrat à long terme, mais les réticences de la Commission Européenne ralentissent le projet. Les clients industriels se mobilisent largement et obtiennent, par le vote d’un amendement de la loi sur l’énergie de 2006, la possibilité de bénéficier d’un tarif transitoire (appelé TARTAM) pour les protéger de la hausse. Cette décision n’est pas du goût de la Commission Européenne qui ouvre une procédure contre la France pour aide d’État illégale.

La France s’était aussi engagée à ouvrir à la concurrence le marché des particuliers en 2007. Or les fournisseurs alternatifs sont pris dans un effet de ciseau tarifaire : ils s’approvisionnent sur le marché de gros, à un prix plus élevé que les coûts de EDF, ils ne sont pas capables de concurrencer le tarif réglementé. Considérant qu’il faut maintenir le tarif pour protéger le consommateur, le Conseil de la Concurrence décide alors d’imposer à EDF de vendre une part de son électricité à ses concurrents à son coût.

En 2010, la loi pour une Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité (NOME) propose de généraliser ce mécanisme pour intégrer les clients industriels et les particuliers. Ainsi cette loi impose à EDF de vendre un quart de sa production à ses concurrents. C’est le mécanisme d’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH). Cette décision a été justifiée comme une régulation asymétrique en faveur de la concurrence, mais la vraie motivation de l’ARENH, c’est de protéger les consommateurs français, particuliers ou industriels, d’une première hausse des prix de gros, qui augmentent de 25 €/MWH à 90 €/MWh entre 2004 à 2008 avant de redescendre suit à la crise de 2008.

Avec cette solution institutionnelle, l’État français parvient à un certain équilibre : participer au marché européen, satisfaire les attentes de la Commission Européenne d’ouverture à la concurrence, bénéficier de l’optimisation du parc électrique européen, tout en protégeant les consommateurs français.

Le marché a donc été contourné assez rapidement en France. Il a aussi échoué à encourager les investissements. La combinaison entre le marché de gros de l’électricité et des mécanismes comme le marché du CO2 ou le marché des certificats verts ne sont pas parvenus à encourager le développement des énergies renouvelables[4]. La quasi-totalité des investissements ont été réalisés hors de ces marchés, sécurisés par des tarifs d’achat, des appels d’offre spécifiques, ou des compléments de rémunération…

La progression du prix spot comme référence de la valeur de l’électricité

À quoi a servi le marché dans cette période ? Exercer une pression financière sur les productions non renouvelables. En effet, les ENR subventionnés par les États-membres, augmentent les capacités et déséquilibrent le marché et font chuter les prix. Pour autant, pas suffisamment pour fermer les unités de production non renouvelables. Au cours des années 2008 à 2017, l’électricité produite à partir du charbon et du nucléaire, est bradée par les producteurs sur le marché de gros européen

Dans cette période, l’État français retarde la mise en concurrence des concessions des barrages hydroélectriques. Les justifications sont principalement techniques mais cette mise en concurrence présente aussi un risque important pour l’équilibre économique du secteur. En effet, les barrages sont des moyens de production très flexibles, qui peuvent répondre aux pics de demande et à la production d’électricité intermittente. La valeur économique de leur électricité peut donc être très élevée. Mais leur revenu dépend aussi de leur remplissage, et donc de la météo. Compte tenu des fortes incertitudes de revenu, il est probable que la cession des concessions rapporte peu aux pouvoirs publics. En les conservant dans le périmètre de EDF, on évite que les revenus aléatoires des barrages ne soient réappropriés par les acheteurs des concessions sous forme de rente. On permet ainsi que les revenus soient mutualisés avec le reste de la production de EDF et soient restitués aux consommateurs.

En 2016 et 2017, le prix de marché de gros descend en dessous des coûts du nucléaire français.  Les fournisseurs français concurrents de EDF peuvent renoncer à l’ARENH et acheter directement leur électricité sur le marché de gros. Ils en profitent pour développer leurs volumes. EDF est obligée de vendre sur le marché de gros à un prix plus bas que ses coûts[5]. Le gouvernement découvre alors que le mécanisme de l’ARENH est asymétrique : il protège les clients de la hausse, mais pas EDF de la baisse. EDF doit faire un plan d’économie drastique et ralentir ses investissements, et l’État doit venir à son secours par une recapitalisation.

Pour rétablir un prix de l’électricité à un niveau suffisant, EDF et le gouvernement français sont très actifs pour relancer le marché des quotas CO2. À partir de 2018, le prix de l’électricité européen est gonflé par le prix du CO2 et la réduction des surcapacités, par l’Allemagne qui planifie sa sortie du charbon. Avec la fermeture des centrales à charbon, le marché spot de plus en plus fréquemment les coûts de production des centrales à cycle combiné à gaz. Le prix du marché est donc reparti dans une dynamique haussière. Les répercussions sont immédiates en France. Les fournisseurs concurrents de EDF, qui ont développé leur chiffre d’affaire, n’ont pas assez d’ARENH et doivent augmenter leur prix. La Commission de Régulation de l’Énergie décide alors d’augmenter le tarif réglementé pour maintenir la concurrence ce qui provoque une polémique. EDF, qui doit faire face à de nouveaux coûts de maintenance, est mieux rémunérée.

Que retenir de cette histoire du marché de l’électricité avant la crise ukrainienne ?

Tout d’abord, elle pose la question de l’acceptabilité politique des variations de prix. Le maintien d’importants décalages, sur de longues périodes entre les prix et les coûts moyens de production, affaiblissent la légitimité du prix comme référence de la valeur de l’électricité. Certes, le prix de marché spot assure une fonction d’équilibre entre offre et demande à court terme, et donc permet l’équilibre entre production et consommation nécessaire à l’équilibre en temps réel du réseau électrique. Cependant, le prix de marché ne parvient pas à orienter les investissements de façon à retrouver un équilibre à moyen terme : le secteur a besoin de temps pour réaliser les investissements nécessaires pour s’adapter aux chocs externes (crises économiques, décisions politiques). Il n’y a pas de convergence entre le prix spot moyen et les coûts moyens de production.  

La mise en place de l’ARENH a permis à l’Etat français de retrouver d’importants leviers d’action comme la possibilité d’augmenter ou de restreindre la place du prix dans la valeur de l’électricité. L’Etat l’a utilisé de façon assez habile : l’ARENH a permis de réduire l’influence du marché, quand le prix augmentait. Quand le prix diminuait, l’Etat a laissé le marché prendre une plus grande place. Grâce à ce contrôle des prix, l’Etat a pu conduire une politique énergétique sans impact excessif sur les consommateurs : augmenter les taxes pour financer le développement des ENR, mettre en place les certificats d’économie d’énergie pour financer la politique d’efficacité énergétique. Selon la Cour des Comptes, cette politique a aussi permis de garantir un revenu acceptable pour EDF. 

Paradoxalement, l’ARENH a permis de maintenir l’illusion que le marché concurrentiel participe à la baisse des prix (ou au moins à leur maîtrise) alors que dans les faits, les hausses ont été contenues grâce au tarif et à l’ARENH et non grâce à la concurrence. Les offres avantageuses des concurrents de EDF ne proviennent pas d’une meilleure performance mais du différentiel entre l’ARENH et le tarif réglementé qui a été ajusté dans cet objectif. L’illusion d’un marché concurrentiel moteur de la baisse des prix a été aussi alimentée par le caractère asymétrique de l’ARENH, qui a permis une baisse des prix des offres de marché des fournisseurs alternatifs à EDF quand le prix de marché de gros est passé en dessous de l’ARENH. 

La crise ukrainienne et l’explosion des prix

Cette illusion d’une maîtrise des prix par le jeu concurrentiel s’effondre avec la crise ukrainienne. On ne peut nier le fait que les marchés de gros du gaz et de l’électricité jouent un rôle amplificateur en transformant une situation de rareté du gaz en véritable explosion des prix.

Ainsi la crise gazière a commencé avant l’invasion de l’Ukraine. Dèbut 2021, le marché du gaz est déjà très tendu du fait de la reprise économique et du développement de l’utilisation du gaz dans le mix électrique.  Pendant l’automne 2021, les Russes ont commencé à restreindre leur fourniture de gaz, en prétextant des soucis techniques. Ils ont pu vérifier qu’une réduction de leur volume pouvait les enrichir en faisant monter très haut le prix spot du gaz. Puis après le déclenchement de la guerre, le prix spot du gaz explose, reflétant la situation de rareté : il faut aller chercher des approvisionnements de plus en plus couteux, par des méthaniers, déroutés de leurs clients habituels. 

Le fait que les transactions gazières, y compris les contrats à long terme (10 à 15 ans), prennent comme référence les indices de marché (marché spot, contrat à deux ou trois mois) a des répercussions importantes sur l’ensemble des approvisionnements. Tous les producteurs de gaz réalisent des bénéfices importants  puisque le prix spot s’applique aussi à leurs contrats. Les producteurs d’électricité subissent ce prix spot du gaz dans leur propre coût. Le prix européen de l’électricité explose à son tour. Et là encore, comme ce prix de marché spot est la référence pour les transactions, l’ensemble de l’électricité, même produite par d’autres moyens, prend ce prix spot comme référence.

Face à la crise, que propose la Commission Européenne ? Concernant le marché gazier, les marges de manœuvre sont limitées car les approvisionnements sont extérieurs à l’Europe. La mise en place d’un achat centralisé est le seul moyen de renégocier les contrats et d’obtenir des prix différents avec chaque fournisseur. Si elle s’accompagne d’une gestion administrée de la rareté du gaz (par des fermetures d’usine par exemple), cette solution peut participer à contenir le coût global de l’approvisionnement en gaz.

La Commission encourage les pays à fixer un prix maximal pour les moyens de production d’électricité qui ne dépendent pas du gaz : nucléaire, énergies renouvelables, charbon, fioul. Les revenus de ces activités seront plafonnés à 180 €/MWh, les États-membres pourront s’approprier la différence entre le plafond et niveau du prix de marché pour le redistribuer ensuite aux entreprises. Ironie de l’histoire, elle fait la promotion d’un mécanisme qui ressemble beaucoup à l’ARENH.

Centrales nucléaires à l’arrêt : une dépendance inédite de la France vis-à-vis du marché de gros européen

En France, ce nouveau plafond concerne peu de moyens de production (puisque le nucléaire est déjà plafonné par l’ARENH): principalement la production d’électricité à partir des barrages hydroélectriques. Si l’ARENH protège les consommateurs, elle expose fortement EDF. Les prolongements des arrêts des centrales nucléaires pour maintenance rendent l’entreprise plus dépendante des importations. S’ajoute à cela la sécheresse de cet été qui a réduit la production et les réserves d’eau dans les barrages, ainsi que les faillites des concurrents… EDF est pris en étau puisqu’elle est obligée de restituer aux consommateurs français l’électricité au coût du nucléaire, pour un volume de d’électricité qu’elle ne parvient plus à produire. En effet, il est tout à fait possible que EDF soit obligée de racheter de l’électricité à un prix élevé sur le marché pour fournir l’ensemble de ses clients le volume attendu. Ce type de situation la rend vulnérable à des stratégies de spéculation par des intermédiaires du marché qui détiendraient des contrats à terme. 

Fidèle à sa tradition de stabilité du tarif réglementé, le gouvernement français ajoute un bouclier tarifaire au mécanisme d’ARENH. Le consommateur final est donc protégé de la hausse des prix. Les autres consommateurs (entreprises, collectivités, administrations) sont protégés par l’ARENH et par quelques mesures conditionnelles de soutien. Le bouclier tarifaire présente deux inconvénients. Tout d’abord un coût exorbitant pour les finances publiques. Il traite le symptôme, la hausse des prix, mais risque d’aggraver le problème, la rareté des ressources énergétiques disponibles. La logique même du marché, dans un contexte de rareté, est d’envoyer un signal tel que les consommateurs renoncent à consommer, de façon à retrouver l’équilibre. Y compris si cela signifie pour des industriels utilisateurs d’électricité d’arrêter leur moyen de production. Si le bouclier tarifaire intervient, il faut trouver d’autres solutions pour gérer la rareté, sinon, en toute logique, le prix suit une courbe exponentielle (et la dépense publique avec elle).

Le maintien du bouclier tarifaire suppose donc que l’on cherche d’autres solutions que le prix pour gérer la rareté. Le gouvernement français fait un formidable pari qui témoigne d’une grande confiance dans la citoyenneté des français et leur capacité à réduire d’eux-mêmes la consommation. C’est là le véritable paradoxe de la crise actuelle : l’équilibre du réseau n’est plus assuré par le prix de marché, mais par les efforts individuels et par le sens de la responsabilité. 

Dans cette crise, beaucoup de mythes sont tombés. Au niveau européen, on trouve de moins en moins de responsables politiques convaincus des vertus autorégulatrices du prix de marché. Les différences entre les opinions portent sur la gestion de la crise, certains pays préférant limiter les interventions pour préserver la confiance des investisseurs. Les choix économiques passés et les règles institutionnelles constituent un véritable carcan qui empêche des remises en question plus radicales. Les réponses européennes sont conjoncturelles, elles ne sont pas structurelles.

En France, l’adhésion de la classe politique au marché de l’électricité n’était déjà pas très élevée. La classe politique a unanimement renoncé à un ajustement de la demande forcé par la hausse des prix. Le plan de sobriété témoigne d’un pari politique majeur : reprendre le contrôle de la consommation par la responsabilisation des consommateurs, des administrations, des acteurs économiques. Mais la croyance dans l’autonomie énergétique du pays s’est effondrée. La prise de conscience de la fragilité du système énergétique, de sa dépendance, est brutale et inattendue.

La crise va donc probablement favoriser un projet politique en faveur d’une plus grande indépendance, et donc des investissements dans des moyens de production renouvelables ou nucléaires. Le plan de sobriété est une action de court terme, mais peut contribuer à des transformations de long terme : de la même façon que la crise du COVID a permis le développement de nouvelles pratiques, comme le télétravail, il est possible que cette crise énergétique soit l’occasion d’expérimenter un nouveau rapport à l’énergie et qu’elle encourage des modes de consommation plus sobres. En espérant que ces efforts de sobriété ne soient pas découragés par les bénéfices exorbitants de certains producteurs de gaz et d’électricité.   

Thomas Reverdy

Après prise de recul,  il est temps de revenir sur la crise britannique d’octobre dernier. Rappelons d’abord qu’un fonds de pension, engagé sur le dispositif des «  prestations définies », est une entreprise très spécifique et souvent prudente.

La spécificité d’un fonds de pension prudent et à « prestations définies ».

Comme toute entreprise il se doit d’équilibrer son bilan, avec toutefois des contraintes supérieures. Ainsi à l’inverse d’une banque  qui peut au moins partiellement « manger » ses capitaux propres tout en se préservant d’un « bank run », le fonds de pension doit honorer en permanence sa dette qui n’est autre  que les retraites contractuellement définies et versées chaque mois à ses clients. Clairement le bank-run devient ici une obligation contractuelle qui ne peut être contournée. Alors que dans le cas d’une banque, les clients sont en principe « séparés » et ne viennent pas en foule et en bloc réclamer le remboursement des sommes figurant sur leurs comptes, le fonds de pension est obligé de payer chacun – et donc tous- au même instant. Cela signifie que les actifs d’un fonds de pension se doivent d’être particulièrement solides en termes de liquidité et de valeur, ce qui est moins le cas d’une banque qui peut arbitrer, parfois avec audace, sur des modèles sophistiqués d’évaluation d’actifs pondérés par des risques. C’est la raison pour laquelle les fonds de pension sérieux sont à la recherche d’actifs hautement sécurisés en particulier de la dette publique réputée toujours solvable et particulièrement liquide.

Son fonctionnement dans le bain de « l’argent facile ».

Cela étant, la question de la rémunération se pose dans le contexte de taux d’intérêts restés faibles depuis maintenant de nombreuses années. Comment garantir des contrats anciens, contrats signés  il y a très longtemps, si les taux sont de moins en moins rémunérateurs ? Une façon de résoudre le problème fut de spéculer sur des swaps de taux normalement proposés par des banques. Concrètement, il s’agissait d’utiliser une partie des fonds épargnés par les clients soucieux de leur retraite, en achetant des swaps dont la valeur augmenterait plus rapidement que celle produite par la dette publique. De quoi disposer d’un actif global plus rémunérateur et donc de mieux garantir le paiement régulier des retraites.

Puisque dans le contexte de l’après crise de 2008 les banques centrales s’engagent massivement vers une baisse des taux, il convient d’acheter des contras de swaps de taux dans lesquels on accepte le pari d’échanger un taux fixe contre un taux variable dont on imagine la baisse durable. Du point de vue des fonds de pension, ce que l’on perdait d’un côté ( la nouvelle dette publique est de moins en moins rémunératrice) on devait le récupérer d’un autre ( les swaps de taux deviennent relativement rémunérateurs). Concrètement, dans ces contrats de swaps la contrepartie paie un flux d’intérêt au fonds de pension, lequel, en réciprocité, en verse un autre de plus en plus faible et donc une marge croissante s’élabore. Tout cela se passe sans consommation de capital, les flux reposant sur un simple « notionnel » ( un capital théorique) contenu dans le contrat. Rapportant davantage que les coupons d’obligations publiques, il en découle une modification de la structure des actifs des fonds les plus réputés : moins de dette publique en principe totalement sécurisée et davantage de contrats de taux soumis eux aux principes de la spéculation. Bien évidemment ces contrats sont proposés par les banques puisqu’elles disposent abondamment de cette matière première qu’on appelle la dette : toutes les entreprises clientes sont intéressées par des couvertures de taux et elles- mêmes vont disposer des largesses du « quantitative easing » de la période. Corrélativement les banques vont récupérer une rémunération sur un échange mutuellement avantageux : proposer un produit de  couverture contre rétribution. On comprend par conséquent que les swaps de taux vont devenir une part essentielle dans la variété des produits dérivés, et sans doute une part importante de l’activité bancaire.

Dans le même temps, parce que ces produits ne sont pas sécurisés par des chambres de compensation et restent massivement dans des marchés de gré à gré, ils sont très collatéralisés et donc soumis à des appels de marge élevés. Cela signifie que leur sécurisation supposera une grande consommation de cash. Cet appel ne pose guère de problème en période d’argent facile et au final les fonds de pension, par le biais des swaps, sont nourris par une des multiples branches du quantitative easing. De fait existe un lien entre augmentation de la taille du bilan de la Banque centrale et qualité de l’actif des fonds de pension lequel garantit le respect du versement des rentes au titre des retraites.

Son fonctionnement dans le cadre d’une lutte contre l’inflation

Tant que la planche à billets des banques centrales fonctionne sans conséquences sur l’inflation, la plupart des acteurs légitiment ce qu’ils pensent être encore une version nouvelle des politiques monétaires. Les choses changeront lorsque lesdites banques centrales vont commencer à relever les taux directeurs avec pour première conséquence une élévation du coût des dettes publiques. Désormais on s’attend à une hausse quasi programmée des taux et donc les swaps de taux vont commencer à fonctionner à l’envers : les fonds de pension vont certes bénéficier de taux plus élevés sur les nouvelles couches de dettes publiques achetées mais vont connaitre des flux contraires sur les swaps. Désormais la contrepartie va payer un flux de plus en plus faible, aux fonds de pension alors que ces derniers devront verser des flux de plus en plus lourds, nouvelle configuration de l’échange qui va exiger de fortes garanties en termes d’appel de marge. A court terme l’actif en dette publique reste encore peu rémunérateur puisque seules les nouvelles couches de dette sont plus rémunératrices. A l’inverse l’immense bloc des contrats de swaps devient désastreux ( on mange du capital) ce qui vient poser la question de la solvabilité des fonds de pension. N’oublions pas en effet que l’exigence de passif (le paiement des pensions) reste intangible et peut même s’accroitre si les contrats de retraite sont indexés sur un quelconque indice dont bien sûr celui de l’inflation. Les appels de marge augmentant il faudra alors vendre des actifs publics dévalorisés: les taux ayant augmenté ils valent moins. Ajoutons que pour des questions techniques de duration la chute de valeur est plus forte que dans les périodes classiques de remontée des taux (un point de base en plus est en 2022 à l'origine d'une baisse 2fois plus élevée qu'en 1994 ou 1999). L’Etat lui-même augmentant ses recours au marché pour combler un déficit public que le pouvoir politique développe sans nuance, l’offre de titres devient excessif et entraine avec lui une hausse des taux jugée de plus en plus insupportable. Nous avons là la description de la crise financière britannique avec un taux sur dette publique qui dépassera les 4,6% fin septembre dernier. Les swaps de taux devenant des produits dangereux peuvent devenir l’amorce d’une crise financière présentant aussi d’autres dimensions ( déplacement massif de capital vers les USA en raison de la nouvelle politique de la FED, chute du prix des actifs financiers classiques, faillite FTX et effondrement des cryptomonnnaies  etc.)

La dimension potentiellement macroéconomique de la crise.

Les fonds britanniques sont importants, ils gèrent plusieurs milliers de régimes à prestations définies et concernent plus de 10 millions de bénéficiaires. La masse financière correspondante totalise 1500 milliards de livres, soit plus de la moitié du PIB britannique.

Il n’y a pas que les fonds de pension britanniques qui se trouvent en première ligne. Ainsi les fonds de pension néerlandais dont le modèle est proche des fonds britanniques sont beaucoup plus importants et totalisent 80% de la totalité des actifs des fonds européens. D’où les recommandations de la banque centrale néerlandaise qui invite les fonds à constituer des réserves de cash suffisantes pour résister aux appels de marge. D’où aussi la mise en chantier de la transformation du régime  des retraites et passer de celui des prestations définies à celui du capital défini, avec bien entendu pour effet de ne plus garantir le montant des retraites.

Avec l’argent facile le système se nourrissait et garantissait des revenus qui eux-mêmes garantissaient des dépenses et donc la demande macroéconomique. Avec la lutte contre l’inflation,  ses effets sur la fin de l’argent facile et ses conséquences sur la chute des indices obligataires des Etats ( -17,93% entre janvier et octobre 2022) , c’est toute une chaine de garanties qui se trouve attaquée et donc une nouvelle source de précarisation de la demande macroéconomique. Plus globalement encore le total des actifs mondiaux des fonds de pension dépasse aujourd’hui le PIB américain. Tous ne sont pas gérés de façon aussi prudente qu’en Europe et donc les comparaisons ne sont pas aisées. Par contre il fait signaler que le dispositif des prestations définies est en très fort recul, ce qui signifie davantage de sécurité financière mais fort recul de sécurité économique : la précarisation des équilibres macroéconomiques est au bout du chemin de la financiarisation.

 Après une polémique concernant une accusation de plagiat, le livre de Gael Giraud qui devait être publié en mars dernier est enfin en librairie. L'auteur y propose des outils très nouveaux de compréhension du monde. Invité par Olivier Berruyer dans le cadre de sa chaine "Elucid", il développe largement les thèmes qu'il déploie sur plus de 800 pages. Beaucoup de passages intéressent directement les préoccupations du présent blog et c'est la raison pour laquelle nous nous permettons de publier les échanges très intéressants entre Gael Giraud et Olivier Berruyer. En particulier on pourra suivre attentivement les questions de la finance, des banques, de la crise financière, de l'euro, des banques centrales, etc. Ces échanges  concernent les 15 dernières minutes de la vidéo. les lecteurs également intéressés par la philosophie et la sociologie pourront apprécier les distances ou rapprochements avec les travaux d'un Philippe Descola ou de ceux du regretté Bruno Latour.

Bonne écoute.