La liquidation du service public de l’énergie: un bilan désastreuxTemps de lecture : 11 minutes

Depuis 2021, les États européens vivent une crise énergétique historique. Crise économique d’abord : les prix du gaz et de l’électricité ont flambé dans tous les pays membres de l’Union européenne, provoquant une explosion de la précarité, des fermetures d’entreprises ou de services publics, tirant l’inflation vers des sommets. Crise des systèmes énergétiques ensuite : faute d’investissements suffisants, plusieurs pays, dont la France, ont frôlé l’effondrement du réseau électrique et n’ont été sauvés que par la clémence des températures hivernales.

À en croire les dirigeants européens et nationaux, ce chaos énergétique, qui a déjà coûté près de 650 milliards d’euros d’argent public aux États sous forme d’aides diverses ou d’exonérations fiscales, est dû à l’offensive militaire de la Russie contre l’Ukraine. Et, toujours selon eux, la crise des prix serait derrière nous, les cours du gaz et de l’électricité ayant baissé sur les marchés en 2023. Mais ces discours simplistes et rassurants permettent de masquer une réalité plus gênante : c’est bien la dérégulation imposée depuis près de trente ans par l’Union européenne qui est à l’origine de ces désastres, et rien ne permet d’affirmer que le pire n’est pas devant nous.

Un « modèle » importé du Chili

La dérégulation voulue par l’Union européenne est directement inspirée du démantèlement du service public de l’électricité engagé au Chili, sous la dictature d’Augusto Pinochet, dans les années 1970. L’objectif est de permettre à des opérateurs privés de produire et de vendre de l’énergie pour concurrencer puis remplacer un service public en situation de monopole. L’argument avancé est aussi vieux que le libéralisme lui-même : par essence, le privé serait plus efficace que le public.

Dans l’énergie, cette privatisation se heurte à un problème : il serait économiquement stupide (et en pratique impossible) que chaque producteur ou chaque vendeur construise ses propres réseaux. Les infrastructures pour transporter l’électricité ou le gaz sont qualifiées de « monopoles naturels » : elles ne peuvent être soumises à la concurrence. Pour engager une dérégulation, il faut donc commencer par séparer les activités auparavant intégrées au sein du service public. La production sera isolée du réseau et de la commercialisation. Les réseaux doivent rester sous forme de monopoles tandis que la production et la commercialisation doivent être ouvertes à la concurrence.

En matière de production, il existe trois manières de développer cette concurrence : vendre des moyens de production publics au privé, permettre au privé de construire de nouveaux moyens de production ou favoriser le libre-échange de l’énergie aux frontières des États. La première manière (la privatisation) fut imposée au Chili et dans plusieurs pays européens, comme l’Irlande ou la Grèce, où les anciens monopoles publics ont été forcés de céder des centrales électriques à des concurrents. En France, où la privatisation du nucléaire était exclue, on contourna le problème avec l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh) : EDF doit céder à prix coûtant, voire à perte, un quart de sa production nucléaire annuelle aux autres fournisseurs. En parallèle, Bruxelles réclame l’ouverture à la concurrence des concessions des barrages français, qui serait une privatisation de fait. La deuxième manière (la création par le privé de nouveaux moyens de production) s’est déployée dans toute l’Europe grâce aux mécanismes de soutien aux énergies renouvelables électriques, mais aussi par la construction de centrales électriques gaz dites « à cycle combiné », relativement peu capitalistiques est assez rapidement rentable pour intéresser les investisseurs. La troisième (l’extension des interconnexions aux frontières et la définition de règles communes de gestion) est fortement soutenue par l’Union européenne, y compris financièrement, pour permettre à l’énergie produite ou importée dans un État d’être vendue sans entraves dans d’autres.

Cette concurrence « amont » doit se traduire par une concurrence en aval, pour la fourniture d’énergie au consommateur final : les producteurs privés veulent pouvoir vendre directement leur marchandise aux ménages, aux entreprises et aux collectivités. Mais pour stimuler encore davantage la concurrence sur ce marché de détail, on permet à des entreprises non productrices d’énergie d’y déployer une activité de fourniture. Ces détaillants d’énergie n’ayant pas de moyens de production, ils doivent acheter leur électricité ou leur gaz « en gros » auprès des producteurs. La dérégulation passe donc nécessairement par la création de bourses du gaz et de l’électricité, qui mettent en relation les producteurs et les détaillants, et qui forment des prix de l’énergie non plus basés sur le coût moyen du système énergétique, mais sur le rapport entre l’offre et la demande. S’il peut temporairement coexister avec une régulation publique de certains tarifs, ce nouveau mécanisme de formation des prix a vocation, à terme, à remplacer toute régulation tarifaire étatique.

Enfin, dernier rouage du « modèle chilien » copié par l’Union européenne : la mise en place d’autorités nationales indépendantes de régulation, qui garantissent une concurrence « libre et non faussée ». En France, il s’agit de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Chargées de contrôler le respect du cadre européen en la matière, ces structures sont, par nature, au service de la libéralisation. Mais comme le fait la CRE, elles vont souvent au-delà, vantant la prétendue efficacité du système dérégulé ou faisant preuve de zèle dès qu’il s’agit de défavoriser les entreprises publiques.

Le rôle central des bourses de l’énergie

Pour comprendre les raisons de la crise énergétique de 2021 et les risques pour l’avenir, il convient de se pencher sur le rôle central des Bourses de l’énergie qui forment à présent les prix du gaz et de l’électricité. Et sur la façon dont l’Union européenne les a imposées par pure idéologie libérale.

Dans le secteur du gaz, au temps du service public, les entreprises comme Gaz de France signaient des contrats de long terme avec les compagnies productrices (norvégiennes, algériennes…) offrant une certaine visibilité en matière de tarifs. Ces contrats de long terme freinaient l’ouverture à la concurrence pour deux raisons. D’une part, ils nécessitaient des garanties du côté de l’acheteur que les grandes entreprises comme GDF et ses équivalents étrangers étaient seules à pouvoir apporter. D’autre part, du fait des volumes négociés, les prix obtenus étaient imbattables. Bruxelles œuvra pour que ces contrats de long terme soient remplacés par des contrats de court terme (appelés Spot), qui s’achètent et se vendent plus facilement en Bourse. Ce marché de court terme permet à une entreprise de se créer, d’acheter du gaz en Bourse sans s’engager financièrement sur une longue durée, et de revendre ce gaz à des consommateurs. La concurrence se développe, et la Commission européenne se réjouit. Mais la médaille a son revers : les prix deviennent beaucoup plus volatils.

Dans le secteur de l’électricité, le passage d’une logique de service public à un marché concurrentiel s’avérait plus complexe. D’une part, il existe une contrainte technique : l’électricité se stockant mal, il faut, à chaque instant, que la production corresponde à la demande. D’autre part, les systèmes électriques modernes sont constitués de nombreuses centrales, de différentes technologies, connectées à un même réseau le plus souvent organisé à une échelle nationale. Leurs coûts de production (qui comprennent une part fixe, indépendante de l’énergie produite, et une part variable, proportionnelle aux mégawattheures délivrés) ne sont pas les mêmes : en fonction de la filière, de l’âge, de la localisation… certains sont plus élevés, d’autres moins. Dans ces conditions, comment déterminer le prix de l’électricité sur un marché ?

Pour optimiser le service public, EDF a, la première, mis en place une méthode qui a été copiée dans le monde entier. Selon un principe appelé « ordre de mérite » (ou « préséance économique »), les centrales dont les coûts variables sont les plus faibles sont utilisées en premier, les centrales les plus chères à mettre en route sont réservées pour les pics de demande. Quant aux tarifs facturés aux consommateurs, ils étaient, jusqu’à la libéralisation, adossés au coût global du système électrique national lissé sur une période assez longue. L’ouverture à la concurrence a conservé le principe de « l’ordre de mérite », mais imposait de transformer le calcul des prix.

Alors que le service public, dont la mission première est de répondre aux besoins, démarrait toutes les centrales nécessaires pour y parvenir, l’opérateur privé raisonne selon une tout autre logique : il ne mettra en route une de ses centrales que si elle lui rapporte de l’argent. La Bourse doit donc lui garantir un prix de vente suffisant, sauf à risquer une pénurie, des délestages voire un effondrement du réseau. Le marché doit donc pratiquer la « tarification au coût marginal » : chaque heure, un algorithme calcule un prix de l’électricité, le même pour tous les moyens de production, fixé au niveau de la centrale la plus chère à mettre en route pour équilibrer le réseau.

Un inconvénient majeur de cette méthode, qui ne vise qu’à permettre la concurrence en matière de production, est d’arrimer le prix du courant à celui des énergies fossiles. Même si la France produit environ 80% de son électricité à partir de l’hydraulique et du nucléaire, les énergies fossiles, qui sont presque en permanence utilisées pour ajuster l’offre à la demande, déterminent le prix du courant français près de 90% du temps. Voilà pourquoi la flambée des prix du gaz en Europe en 2021 a immédiatement entraîné celle des prix de l’électricité, et ce quel que soit le mix énergétique national.

Une réforme en trompe-l’œil

L’Union européenne a toujours affirmé (sans jamais le démontrer) que la dérégulation et la concurrence dans l’énergie étaient une bonne chose et produisaient de meilleurs résultats que les monopoles publics. Mais suite à la crise de 2021, les porte-paroles des grandes entreprises, pourtant favorables à la libéralisation lorsqu’elle était censée faire baisser les tarifs, ont réclamé un retour à une énergie bon marché et à la stabilité des prix. Pour conserver la concurrence tout en répondant aux lobbies patronaux, Bruxelles a dû consentir à une réforme. Il ne s’agit pas de remettre en cause le marché ni les méthodes de formation des prix en Bourse, mais d’ajouter de nouveaux outils : des contrats de long terme pour les gros consommateurs et une intervention de l’État pour limiter le risque de Bourse de certains producteurs.

Les « accords d’achat d’énergie » (Power Purchase Agreements ou PPA) sont des contrats de moyen ou long terme (généralement dix à vingt ans) directement conclus entre un consommateur et un producteur. Ils comprennent des conditions de fourniture et une formule de calcul des prix qui offrent une certaine prévisibilité. Ils sont toutefois réservés à des entreprises suffisamment solides pour s’engager sur des durées aussi longues. Bruxelles veut les généraliser dans l’électricité « bas carbone », ce qui revient à offrir aux plus gros consommateurs la possibilité de se fournir sur un marché parallèle, moins fluctuant. C’est, en définitive, une nouvelle forme de privatisation : au lieu de produire pour la collectivité, des unités de production parmi les moins coûteuses (centrales nucléaires, grands parcs éoliens et photovoltaïques) sont réservées à certains consommateurs. Leur retrait du marché Spot contribuera mécaniquement à faire monter les prix de Bourse.

Le second mécanisme promu par l’Union européenne est le « contrat pour différence » (Contract for difference, CfD) encore appelé « complément de rémunération ». Le producteur d’électricité (là encore « bas carbone ») qui veut bénéficier de ce dispositif répond à un appel d’offres de l’État. S’il est retenu, il vendra toujours son électricité en Bourse, mais l’État aura fixé un prix plancher et un prix plafond. Si le cours de Bourse est inférieur au prix plancher, l’État verse la différence au producteur ; si le prix de marché est supérieur au plafond, le producteur reverse le surplus (ou une partie) aux pouvoirs publics. En d’autres termes, si la Bourse s’effondre, le complément de rémunération préserve la rentabilité du producteur sur fonds publics ; si la Bourse flambe, l’État dispose de recettes qu’il peut redistribuer aux consommateurs d’énergie qui verront leur facture augmenter. Mais selon quels critères s’effectuera cette redistribution ? Les particuliers, les collectivités, les petites entreprises et les multinationales seront-ils logés à la même enseigne ? Ce sera aux gouvernements de décider, sous le contrôle de Bruxelles.

C’est dans ce nouveau cadre que le gouvernement français négocie avec EDF les modalités de fixation du prix de son électricité nucléaire et de ses offres commerciales. Le nucléaire bénéficiera-t-il de contrats pour différence avec un prix plancher et un plafond ? Les revenus d’EDF seront-ils simplement taxés si les prix de vente en Bourse dépassent un certain seuil ? Rien n’est encore acté, mais pour l’Union européenne, dont la validation est incontournable, le dispositif ne doit en aucun cas fausser la concurrence.

Le plus crucial pour l’avenir n’est pourtant ni cette « réforme » européenne en trompe-l’œil ni le détail de fixation des prix du nucléaire. Bruxelles veut poursuivre la réalisation de « l’Europe de l’énergie », un vaste marché de l’électricité et du gaz totalement dérégulé à l’échelle du continent. En pause actuellement, l’offensive contre les services publics devrait reprendre de plus belle après les élections européennes de 2024. En France, il faut s’attendre à de nouvelles pressions pour démanteler EDF et privatiser certaines de ses activités ainsi que pour mettre en concurrence l’attribution des concessions de barrages hydro-électriques.

Des politiques énergétiques privatisées

En liquidant les services publics de l’énergie dans les États membres, l’Union européenne ne se contente pas de confier au marché le soin de fixer les prix de l’énergie et de prélever ses profits. Elle fait également des Bourses de l’énergie les boussoles pour l’investissement dans les industries électriques et gazières. Or, si le prix du gaz a flambé en 2021, c’est par manque d’investissements de long terme, le secteur privé refusant toute « prise de risques » jugée excessive. Si les réseaux électriques européens sont de plus en plus fragilisés, c’est aussi à cause de logiques purement financières : alors que le service public planifiait des investissements sur des décennies, les opérateurs privés réclament un rendement financier rapide, incompatible avec un développement raisonnable des moyens de production. Même si les États multiplient les « plans nationaux » en faveur de la transition, c’est bien à une privatisation de politiques autrefois publiques que nous assistons. Dans une interview accordée au journal économique Les Échos le 1^er mars 2024, le directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), M. Fatih Birol, l’affirmait sans trembler : « c’est le marché qui va dicter la transition énergétique ».

Pour aller plus loin :

• Actes de colloque, L’énergie : bien commun de l’humanité ?, éditions de la Fondation Gabriel Péri, avril 2024.
• Aurélien Bernier, L’énergie hors de prix. Les dessous de la crise, éditions de l’atelier, 2023.
• Aurélien Bernier,  Les voleurs de l’énergie. Accaparement et privatisation de l’électricité, du gaz, du pétrole, Utopia, 2018.