V. L'INDISPENSABLE RÉFORME DE L'ORGANISATION DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ POUR REMEDIER À LA DÉFICIENCE DES MARCHÉS
Confrontée à une crise énergétique sans précédent, la Commission européenne, notamment sous la pression de la France, s'est finalement engagée, au cours de l'année 2022, à conduire une réforme structurelle de l'organisation du marché européen de l'électricité, réclamée en particulier par la France, alors qu'elle y était plutôt réticente auparavant.
Un an après le début de l'agression de l'Ukraine, pour pallier les limites et les insuffisances de son fonctionnement, mises en lumière par la crise énergétique en Europe, la Commission européenne a donc proposé, le 14 mars 2023, une réforme du marché européen de l'électricité159(*). Cette proposition de règlement a fait l'objet d'un accord en trilogue, le 13 décembre 2023. Cet accord a été approuvé par le Parlement européen, le 11 avril 2024, et adopté, le 21 mai 2024, par le Conseil de l'UE. Le règlement et la directive modifiant respectivement les règlements et directives en ce qui concerne l'amélioration de l'organisation du marché de l'électricité de l'Union ont été publiés au Journal officiel de l'UE, le 26 juin 2024. Le règlement REMIT sur la transparence des marchés de gros de l'énergie, qui constitue le deuxième volet de la réforme, a été publié, lui, au Journal officiel de l'UE, le 17 avril 2024.
La réforme s'articule autour de trois objectifs principaux qui s'inscrivent dans le cadre de la transition énergétique de l'UE :
- accélérer les investissements, en particulier dans les énergies renouvelables, en garantissant un revenu stable aux producteurs ;
- réduire l'impact de la volatilité des prix des combustibles fossiles sur les factures d'électricité ;
- protéger les consommateurs contre d'éventuelles futures hausses de prix.
Comme l'a précisé le représentant permanent adjoint de la France auprès de l'UE, Cyril Piquemal, lors du déplacement de la commission d'enquête à Bruxelles, la réforme du marché de l'électricité vise à réduire l'exposition des consommateurs à des risques de flambée des prix alors que les États membres disposent de plus en plus d'énergies décarbonées.
Cette réforme doit ainsi contribuer au développement d'un marché de long terme, favorable aux investissements dans la production d'électricité décarbonée et plus protecteur des consommateurs, particuliers, entreprises et collectivités.
Toutefois, la commission d'enquête tient à souligner, comme l'avait déjà déploré le Sénat dans sa résolution sur le marché européen de l'électricité160(*), que les dispositions prévues ne permettent pas de prévenir tout risque de répercussion à court terme d'une nouvelle hausse des prix du gaz sur le prix de l'électricité.
A. VERS UN DÉVELOPPEMENT DES MARCHÉS DE LONG TERME AU BÉNÉFICE DES CONSOMMATEURS ET DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE
Tout en préservant le fonctionnement actuel du marché, notamment la fixation du prix spot au prix marginal, la réforme, qui a été adoptée par l'UE, introduit des mesures visant à stimuler les marchés de l'électricité de long terme, à améliorer la liquidité des marchés à terme, et à encadrer l'aide publique pour les nouveaux investissements dans la production d'électricité à partir de sources d'énergies renouvelables et non fossiles.
Le développement d'offres de fourniture d'électricité à plus long terme doit ainsi favoriser une plus grande stabilité des prix, en particulier pour les entreprises et l'industrie, en se rapprochant des coûts de production. Il s'agit aussi d'encourager les investissements dans les technologies décarbonées, permettant de contribuer à l'atteinte des objectifs de neutralité carbone à l'horizon 2050, de renforcer la sécurité d'approvisionnement et la compétitivité des économies européennes.
Lors d'une conférence organisée par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), en décembre 2022, sur la réforme du marché de l'électricité, des universitaires avaient formulé cette recommandation161(*) à propos des contrats de long terme : « les contrats à long terme sont essentiels à l'efficacité des marchés de l'électricité. Choisir de les limiter à un seul type (soit les PPA, soit les contrats futurs, soit les CfD) réduirait les possibilités de couverture et augmenterait peut-être les situations propices à l'exercice d'un pouvoir de marché, ce qui n'est pas souhaitable. Ceci est d'autant plus important que chaque État membre a un mix différent et une taille/un nombre différent de parties prenantes disposées à conclure des contrats ».
La réforme européenne propose ainsi deux instruments pour encourager la formation de signaux prix de long terme sur les marchés :
- les Power Purchase Agreements (PPA), qui sont insuffisamment développés dans l'UE, en particulier en France ;
- les contrats pour différence bidirectionnels (CfD).
1. Des PPA pour renforcer la stabilité et la prévisibilité des prix de l'électricité
Une série de mesures est introduite, au niveau européen, pour faciliter et encourager le déploiement des PPA, qui sont des contrats bilatéraux de droit privé, librement négociés entre deux acteurs privés - un producteur et un consommateur, souvent de grandes entreprises -, de long terme, entre cinq et vingt ans, et fondés sur les conditions de prix de marché sans intervention publique dans la fixation de ces derniers.
Ces contrats doivent donner de la visibilité aux producteurs et aux gros consommateurs, étant donné qu'ils sont souscrits sur une durée longue, assurant ainsi aux producteurs la couverture de leurs coûts de production et sécurisant leurs investissements, et aux consommateurs, une stabilité des prix payés sur toute la durée du contrat.
Source : TotalEnergies
L'accord final sur l'organisation du marché européen de l'électricité dispose que les États membres tiennent compte de la nécessité de créer un marché dynamique des PPA dans la définition de leurs politiques visant à atteindre les objectifs de décarbonisation de l'énergie, fixés dans les plans nationaux en matière d'énergie et de climat. Les États membres sont donc encourager à créer les conditions de marché pour développer ces instruments de long terme.
Les PPA
Les PPAs apportent une protection contre la volatilité des prix et permettent de limiter de fait l'impact des prix de court terme pour ceux qui les souscrivent. Leur développement au sein du marché européen constitue ainsi un élément essentiel d'un marché qui donne davantage de place aux maturités longues et davantage de visibilité sur les prix à long terme pour les consommateurs comme pour les producteurs. Actuellement, les PPA sont très divers (profilés, pay as produced, physiques, financiers, etc.) et leurs caractéristiques peuvent s'adapter aussi bien au projet qu'à l'acheteur (paiement d'avance en tête, garanties que peut apporter l'acheteur, etc.). La standardisation prévue des contrats, sur différents modèles, permettra de faciliter la contractualisation et le transfert des produits correspondants, et donc de construire un marché plus profond et liquide, ce qui sera un grand progrès dans le développement du marché européen et national et l'émergence de signaux de prix de plus long terme, cohérents avec les besoins de la transition énergétique.
Source : DGEC - Ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires
Seul un petit nombre d'États membres, plutôt les pays nordiques, dispose actuellement de marchés de PPA actifs, qui concernent essentiellement de grandes entreprises. Le développement de ces contrats se heurte, en effet, à une série d'obstacles, que doit permettre de lever la réforme adoptée par l'UE, à savoir les difficultés liées à la couverture du risque de perte de production ou de défaut de paiement de l'acheteur.
L'accord prévoit ainsi que les États pourront mettre en place un système de garanties publiques pour couvrir les risques de crédit des acheteurs et permettre à davantage d'entreprises de souscrire à ces contrats, notamment les petites et moyennes entreprises. En effet, les banques exigent souvent une prime de risque élevée pour financer les projets au motif que le risque de défaut du consommateur est non négligeable. À ce titre, la réforme encourage la mise en place de fonds de garantie, privés et publics, qui agissent comme une assurance contre le défaut de l'acheteur. En cas de besoin, le fonds compense en partie le producteur pour réduire le risque marché. Ces régimes de garantie ne sont pas limités au soutien exclusif aux énergies renouvelables, la décision de leur champ d'application relevant des États membres. En outre, les régimes de garantie pour les PPA soutenus par les États membres comprennent des dispositions qui visent à éviter de réduire la liquidité des marchés de l'électricité et ne fournissent pas de soutien à l'achat de la production à partir de combustibles fossiles.
La France a déjà mis en place un tel fonds qui est actif depuis septembre 2023. C'est un outil essentiel qui permet de dé-risquer ces contrats de long terme sans financement de l'État puisque ce sont les producteurs et les consommateurs qui paient pour une telle assurance. L'enjeu aujourd'hui est d'élargir le périmètre d'éligibilité de ce fonds qui ne s'adresse qu'aux très gros consommateurs. En effet, l'Union européenne souhaite encourager les petites et moyennes entreprises à recourir aux PPA pour atténuer leur risque de surexposition à la volatilité des prix.
La neutralité technologique est préservée dans le cadre des PPA, comme la France l'a défendu tout au long des négociations. Certains États, comme l'Allemagne, l'Autriche, le Danemark et le Luxembourg, souhaitaient, en effet, les recentrer sur l'achat à long terme d'énergies renouvelables.
Le développement des PPA, qui constitue un des enjeux importants de la réforme, doit contribuer à ce que les prix de l'électricité reflètent mieux les coûts de production des énergies décarbonées et qu'à ce titre ils soient moins dépendants des variations des prix des énergies fossiles, en particulier du gaz. Il s'agit d'un instrument qui doit permettre de rapprocher la facture du consommateur et la rémunération du producteur des coûts complets de l'actif faisant l'objet du contrat, mais aussi de prendre le relais des mécanismes de soutien public. La CRE fait ainsi observer que certains pays parviennent à combiner efficacement le développement d'énergies renouvelables par le biais de mécanismes de soutien et par les PPA162(*). Il correspond à la logique de fonctionnement du système électrique européen dans lequel la production et la commercialisation sont des activités concurrentielles.
EDF devrait ainsi pouvoir proposer des contrats de long terme à des industriels électro-intensifs pour répondre à leurs besoins très spécifiques, et qui sont aussi en mesure de s'engager sur des durées très longues, de l'ordre de dix à quinze ans, de prendre une part du risque industriel d'exploitation des installations de production et d'assurer des services au système électrique.
2. Des contrats pour différence (CfD) pour financer les investissements dans les énergies décarbonées
Les CfD sont au coeur de la réforme du marché européen de l'électricité. Cet outil doit aussi permettre de faire bénéficier les consommateurs de prix cohérents avec les coûts de long terme des installations de production et favoriser le développement des investissements dans les énergies bas-carbone.
« Le second instrument, qui a vocation à être utilisé notamment lorsque l'installation ne peut trouver une valorisation pour sa production sur le marché, par exemple si, bien que nécessaire à l'atteinte d'objectifs de politique publique comme le développement des énergies renouvelables ou la décarbonation du mix énergétique, les recettes marché ne couvrent pas ses coûts, permet à la puissance publique de continuer à jouer son rôle d'offreur de dernier recours de sécurisation-prix par la conclusion de CfD » précisent les négociateurs français de l'accord163(*).
Les CfD bidirectionnels
Les CfD bidirectionnels garantissent sur les volumes d'électricité considérés et sur la maturité du contrat un strike price déterminé : si le prix est inférieur au strike price, le consommateur s'acquitte de la différence entre ce prix et le prix de marché, qui est versé au producteur par l'intermédiaire de l'État ou d'une caisse ad hoc. Si le prix de marché est supérieur au strike price, les recettes du CfD sont redistribués au consommateur. L'État joue alors le rôle de consommateur.
Les contrats d'écart compensatoire bidirectionnels, ou des régimes équivalents dont les contours doivent être précisées ultérieurement, deviennent obligatoires, en cas de financement public, sous la forme de régimes de soutien direct des prix dans des contrats à long terme. Ces contrats s'appliqueront aux investissements dans de nouvelles installations de production d'électricité à partir de l'énergie éolienne, solaire, géothermique, de l'hydroélectricité sans réservoir et de l'énergie nucléaire.
Le règlement prévoit aussi, dans un considérant, la possibilité d'utiliser volontairement ce mécanisme pour les centrales nucléaires existantes sous certaines conditions. Dans ce cas, l'investissement dans une centrale de production existante doit viser à prolonger sa durée de vie, à accroître substantiellement sa capacité ou consister en un « repowering » substantiel, dans le respect des règles en matière d'aides d'État. Pour la Commission de régulation de l'énergie, cependant, « il demeure à ce stade une incertitude sur les assiettes de coûts et de production à prendre en compte pour qu'un éventuel CfD sur la production nucléaire existante entre dans le champ de cet accord »164(*).
Néanmoins, cette possibilité constitue, comme le souligne la DGEC, « une avancée majeure », tout particulièrement pour la France : « Jusqu'à présent, il était nécessaire de justifier la pertinence même d'un soutien public à des actifs existants (le principe par défaut étant qu'un tel soutien était exclu) : nous avons obtenu la reconnaissance que ces actifs pouvaient eux-aussi avoir à réinvestir massivement et qu'à ce titre ils devaient pouvoir bénéficier d'un soutien public »165(*).
Le cas de l'aide tchèque à la construction d'une centrale nucléaire
La Commission européenne a autorisé, en vertu des règles de l'UE en matière d'aides d'État, une mesure d'aide tchèque destinée à soutenir la construction et l'exploitation d'une nouvelle centrale nucléaire à Dukovany en Tchéquie.
En mars 2022, la Tchéquie a notifié à la Commission son intention de soutenir la construction et l'exploitation d'une nouvelle centrale nucléaire à Dukovany, laquelle serait dotée d'une capacité de production d'électricité pouvant atteindre 1 200 MW. Les essais de fonctionnement de la centrale sont prévus pour 2036 tandis que son exploitation commerciale devrait débuter en 2038. La centrale aura une durée de vie opérationnelle de 60 ans et son déclassement est prévu pour 2096. Il existe déjà une centrale nucléaire sur le site de Dukovany.
Le bénéficiaire de la mesure est Elektrárna Dukovany II (ci-après « EDU II »), filiale à 100 % du groupe ÈEZ, le seul exploitant de centrales nucléaires en Tchéquie. La Tchéquie prévoit d'octroyer un soutien direct des prix sous la forme d'un contrat d'achat d'électricité conclu avec une structure publique ad hoc. Ce contrat garantira des revenus stables à la centrale nucléaire pour une période de 40 ans. Le bénéficiaire se verra également accorder un prêt bonifié de l'État destiné à couvrir une majorité des coûts de construction et bénéficiera d'un mécanisme de protection contre les événements imprévus ou les changements d'orientation politique qui pourraient mettre en péril la réalisation du projet.
Le 30 juin 2022, la Commission a ouvert une enquête approfondie pour apprécier le caractère approprié et proportionné de la mesure.
Au cours de l'enquête approfondie, la Tchéquie a modifié les modalités de l'aide publique qu'elle entendait octroyer au projet, afin de répondre aux préoccupations de la Commission.
Pour garantir que l'aide sera proportionnée et ne perturbera pas indûment le fonctionnement du marché de l'électricité, la Tchéquie :
- a introduit une formule de rémunération assimilable à un contrat d'écart compensatoire bidirectionnel ;
- a ramené de 60 à 40 ans la durée du soutien direct des prix ;
- a fixé le prix d'exercice en se fondant sur un modèle de flux de trésorerie actualisés qui garantit que le montant total de l'aide, prêt bonifié compris, n'excède pas le déficit de financement du projet.
Pour parer le risque de surcompensation, la Tchéquie mettra en oeuvre un mécanisme de récupération, qui garantira que tous les gains supplémentaires susceptibles d'être générés par le projet seront partagés avec l'État tchèque. Ce mécanisme restera en place pendant toute la durée de vie opérationnelle de la centrale.
Pour éviter la concentration du marché et éliminer le risque que la mesure procure un avantage à certains consommateurs d'électricité, la Tchéquie s'est engagée à faire en sorte qu'au moins 70 % de l'électricité produite sera vendue sur la bourse ouverte de l'électricité - à savoir les marchés à un jour, à moins d'un jour et à terme - pendant toute la durée de vie de la centrale. Le reste de la production sera vendu aux enchères à des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires.
À la suite de ces changements, la Commission a conclu que l'aide est appropriée pour réaliser les objectifs poursuivis et qu'elle est proportionnée car limitée au minimum nécessaire, tandis que les distorsions de concurrence causées par la mesure sont réduites au minimum. Sur cette base, la Commission a autorisé la mesure tchèque en vertu des règles de l'UE en matière d'aides d'État.
Source : Commission européenne
La distinction majeure entre CfD et PPA réside dans la nature des ressources financières engagées. Les CfD bénéficiant de ressources publiques doivent, en conséquence, faire l'objet d'une notification à la Commission européenne, pour valider leur compatibilité avec le marché intérieur, et être alors autorisés au titre des aides d'État. La Commission européenne a, en effet, indiqué qu'elle veillera à ce que ces instruments soient conçus de manière adéquate pour éviter des distorsions de concurrence. « Il sera donc nécessaire, le cas échéant, de montrer que cette aide, dans ses modalités, est bien compatible avec le marché unique »166(*), précise la DGEC.
Les recettes générées par l'État au moyen de CfD - lors des périodes où le prix de marché est supérieur au prix-pivot du contrat - devront être redistribuées sous la forme d'un versement pour l'ensemble des consommateurs. Elles pourront également être utilisées pour financer les coûts des régimes de soutien direct des prix en période de prix bas ou les investissements visant à réduire les coûts de l'électricité pour les clients finals, à savoir le financement des instruments nationaux d'aide à l'efficacité énergétique. Enfin, le texte prévoit que la redistribution puisse maintenir des incitations à réduire la consommation ou à la déplacer à des heures de prix bas. Cela ouvre la voie à des mécanismes d'incitation à la consommation dans les périodes dites creuses.
Les règles applicables aux contrats d'écart compensatoire bidirectionnels ne s'appliqueront qu'après une période transitoire de trois ans après l'entrée en vigueur du règlement, afin de préserver la sécurité juridique des projets en cours.
Ces contrats permettent de sécuriser le revenu du producteur et de diminuer ainsi les primes de risque, par conséquent les coûts de financement des actifs, afin de minimiser le coût de production. Comme cela a été souligné par RTE, dans son étude sur les Futurs énergétiques 2050, « toutes les politiques publiques aboutissant à dé-risquer l'investissement dans les technologies bas-carbone ont donc une influence directe sur le coût du système et donc sur la réduction de la facture à long terme des consommateurs ». Les CfD ont ainsi joué un rôle majeur en faveur des investissements dans les énergies renouvelables.
Pour le Syndicat des énergies renouvelables, « l'obligation de structurer les soutiens publics aux énergies renouvelables au moyen des contrats pour différence est essentielle. D'une part, c'est un moyen efficace de sécuriser le revenu pour le producteur réduisant ainsi le coût de financement des projets et, d'autre part, le coût d'approvisionnement est connu sur le long terme et les revenus peuvent être redistribués vers les consommateurs en cas de forte hausse des prix sur le marché de l'électricité »167(*).
* 159 Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil du 14 mars 2023 modifiant les règlements (UE) n° 1227/2011 et (UE) 2019/942 afin d'améliorer la protection de l'Union contre la manipulation du marché de gros de l'énergie, COM(2023) 147 final ; Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil du 14 mars 2023 modifiant les règlements (UE) 2019/943 et (UE) 2019/942 ainsi que les directives (UE) 2018/2001 et (UE) 2019/944 afin d'améliorer l'organisation du marché de l'électricité de l'Union, COM(2023) 148 final ; Recommandation de la Commission européenne du 14 mars 2023 relative au stockage de l'énergie - « Soutenir un système énergétique de l'UE décarboné et sûr » (2023/C103/01).
* 160 Résolution du Sénat n° 141 (2022-2023) du 19 juin 2023 relative aux propositions de règlement du Parlement européen et du Conseil portant réforme du marché de l'électricité de l'Union.
* 161 CRE - remise du rapport du groupe académique international à la CRE « au-delà de la crise ; repenser le marché électrique européen ».
* 162 Réponse écrite de la Commission de régulation de l'énergie au questionnaire de la commission d'enquête.
* 163 Pierre Jérémie, Laure Rosenblieh et Léa Boudinet - L'article 19b du règlement Electricity market design au coeur de la réforme du marché de l'électricité - Energie-Environnement-Infrastructures - numéro 3 - mars 2024.
* 164 Réponse écrite de la Commission de régulation de l'énergie au questionnaire de la commission d'enquête.
* 165 Réponse écrite de la DGEC au questionnaire de la commission d'enquête.
* 166 Réponse écrite au questionnaire de la commission d'enquête.
* 167 Réponse écrite du Syndicat des énergies renouvelables (SER) au questionnaire de la commission d'enquête.