L’accès des nouveaux fournisseurs au nucléaire favorisera-t-il la concurrence sur le marché de l’électricité français ?

 Invia Newsletter 10 April 2008

Afin de faciliter l’ouverture du marché, EDF s’est engagée en 2001 auprès de la Commission Européenne à permettre à ses concurrents d’accéder, via des enchères, à des capacités de production situées en France. Les acheteurs acquièrent alors des droits de tirage sur le parc EDF à un coût fixé par contrat

sans supporter les risques liés à la production, d’où le nom de « Virtual Power Plant » (VPP). Ces VPP ont permis la mise à disposition de capacités de production aux opérateurs alternatifs. Cette capacité de production reste limitée (4400 MW de produits VPP base et 1000 MW de produit VPP pointe) et ne donne pas de visibilité à long terme.

Ainsi dans le contexte français, il paraît difficile d’envisager l’avenir des nouveaux entrants sans trouver un moyen de leur donner un accès direct à la production nucléaire. L’investissement des fournisseurs alternatifs dans des centrales de pointe et les accords d’échanges « pointe contre base » pourraient bien se révéler être une solution durable.

Situation du marché au 30 septembre 2007 : un marché très concentré

Depuis le 1er juillet 2007, date de l’ouverture totale du marché de l’énergie en France, tous les consommateurs sont éligibles au choix du commercialisateur. Ces clients peuvent donc souscrire soit un contrat au tarif réglementé (proposé uniquement par les opérateurs historiques), soit un contrat au prix du marché (proposé à la fois par les opérateurs alternatifs et les opérateurs historiques).

La principale difficulté pour ces nouveaux entrants est d’assurer leur approvisionnement dans un marché très concentré qui s’explique par une spécificité française : une production principalement nucléaire. Par conséquent, les tarifs de l’électricité sur le marché de gros sont supérieurs au tarif marginal d’une production nucléaire dont les coûts variables sont minimisés.

Les VPP contribuent partiellement à limiter la concentration de la production

Pour s’approvisionner en électricité un fournisseur peut produire son électricité à l’aide de ses centrales, l’acquérir auprès de producteurs, l’acheter en bourse (comme Powernext) ou acheter des VPP lors de ventes aux enchères organisées chaque trimestre par EDF.

La mise à disposition de capacités sous forme de VPP « Base » et VPP « Pointe » avait pour but de refléter les coûts de production d’une centrale en France, indexés au marché français. En réalité, l’ouverture récente du marché résidentiel et l’arrivée de nouveaux fournisseurs alternatifs nécessitent une augmentation des volumes et des durées contractuelles des VPP. Ainsi, les prix VPP « Base » adjugés aujourd’hui se rapprochent très rapidement de ceux du marché de gros et ne permettent donc plus de concurrencer les offres commerciales des opérateurs historiques sur la base des tarifs réglementés. Selon la CRE, à défaut de mesures structurelles telles que la cession d’actifs de production (mesures qui seraient cependant risquées et peu probables), les VPP décidées par la Commission Européenne constituent un remède efficace pour réduire les effets de la concentration de la production et accroître la liquidité du marché de gros pour les produits à terme.

Cependant, les VPP dans leur fonctionnement actuel (mise à disposition contractuelle de 6000 MW sur le moyen terme), sont encore insuffisantes pour assurer une sécurité d’approvisionnement aux nouveaux entrants. Les opérateurs alternatifs ont donc tout intérêt à investir dans leurs propres capacités de production.

L’investissement des nouveaux entrants dans la production de pointe

A défaut de pouvoir produire leur propre électricité de base, les fournisseurs alternatifs devront investir dans des centrales de pointe ou de semi-base. Les projets annoncés (cf. figure ci-dessous) portant sur la construction de nouvelles centrales représentent une capacité de production de 14000 MW (pour une mise en service avant 2012) dont 65% produits par des fournisseurs alternatifs présents sur le marché de détail (Endesa, Poweo, Gaz de France et Electrabel).

Projets de centrales de production de plus de 100 MW annoncés en France

C’est dans cette optique que Poweo, le premier opérateur indépendant sur le marché de l’énergie, construit actuellement à Pont-sur-Sambre (agglomération Maubeugeoise) sa première centrale de production fonctionnant à l’aide de turbines à cycles combinés au gaz (CCGT). Cette centrale produira 421 MW dès le second semestre 2008. L’opérateur vise une capacité de production de l’ordre de 1200 MW d’ici 2009, sous réserve de se positionner sur d’autres sites de production français. Une partie de cette production (160 MW) sera échangée tous les ans entre 2007 et 2021 contre une production de « base », dans le cadre de l’accord d’échange signé entre Poweo et EDF en janvier 2007.

Ce dernier permet donc au fournisseur alternatif de diversifier son mix énergétique et de compléter son offre de détail. L’intérêt pour EDF est alors d’accéder à une capacité de production flexible pour répondre à des besoins d’électricité élevés et difficiles à prévoir.

L’arbitrage de Bruxelles attendu

En attendant un réel marché unique européen qui permettrait plus d’échanges d’électricité de « base », les nouveaux entrants, à l’instar de Poweo, ont tout intérêt à investir dans leurs propres moyens de production. Nous pouvons par ailleurs supposer que la Commission européenne émettra à court terme des recommandations quant à l’avenir des VPP et plus généralement aux conditions d’accès à la production de type « base » à l’échelle des nations.

Sia Conseil

Sources :
Commission de Régulation de l’Energie (CRE)
Réseau de Transport d’Electricité (RTE)
Electricité Réseau de Distribution France (eRDF)

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