OPINION. Marché de l’électricité : « La "démarchandisation" rétablit surtout un monopole »

Par Étienne Borocco est docteur en économie (*)

Anne Debrégeas propose de « démarchandiser » l’électricité. Cependant, le dispositif décrit ne supprime pas le marché. Il remplace la concurrence dans la production et la fourniture par un monopole public national, tout en conservant le marché européen pour les échanges avec les pays voisins.

Sa proposition revient à ce qu’un opérateur public unique exploiterait le parc français, commercialiserait l’électricité à un tarif public et « s’intégrerait dans les règles de préséance européennes actuelles », le prix du marché européen restant utilisé pour facturer les imports et les exports.

Il ne s’agit donc pas d’opposer le marché à une organisation hors marché, mais de comparer deux organisations de marché. D’un côté, une architecture concurrentielle, où le prix spot coordonne l’exploitation de court terme et où les marchés à terme transfèrent les risques. De l’autre, un monopole public domestique qui internalise ces arbitrages et les traduit en tarif administré.

Dès lors que la France reste interconnectée, un MWh produit en France conserve une valeur d’opportunité : il peut être consommé en France ou exporté. Un MWh importé doit être acheté au prix de marché. Une congestion crée une rente. Un barrage, une batterie ou un effacement doivent arbitrer entre plusieurs usages possibles. Ces arbitrages ne sont pas une invention de la concurrence, mais la conséquence d’un système électrique interconnecté.

La « démarchandisation » proposée n’est donc pas une sortie des contraintes économiques. C’est une centralisation de leur gestion.

Le point de départ d’un système électrique n’est pas institutionnel. Il est physique. À chaque instant, production et consommation doivent s’équilibrer. Une consommation supplémentaire un soir d’hiver n’a pas la même valeur qu’une consommation supplémentaire un dimanche de printemps. Un MWh hydraulique turbiné aujourd’hui n’a pas la même valeur qu’un MWh conservé pour demain.

Cette valeur marginale existe quelle que soit l’organisation du marché : concurrence, monopole public intégré, opérateur centralisé ou marché couplé européen. Un opérateur public centralisé doit lui aussi décider quelle centrale appeler, quelle production économiser, quel effacement activer, quelle énergie importer ou exporter, quelle eau conserver dans les réservoirs. Il peut ne pas exposer le consommateur final au signal correspondant. Mais il ne peut pas faire disparaître la valeur économique de ces arbitrages.

Le choix n’est donc pas entre un système avec coût marginal et un système sans coût marginal. Tout système électrique rationnel utilise le coût marginal pour exploiter le parc. Le choix est entre deux modes d’organisation : transmettre ce signal aux acteurs capables d’y répondre, ou l’internaliser dans une organisation centralisée.

C’est là que l’organisation concurrentielle du marché a une utilité. Elle ne découvre pas que les centrales doivent être appelées par ordre de coût croissant : un monopole public sait aussi faire du merit order. Son apport est de rendre la rareté visible à plusieurs acteurs capables d’y répondre, plutôt que de concentrer ces arbitrages dans un opérateur unique.

Anne Debrégeas a raison de rappeler que Marcel Boiteux ne défendait pas des tarifs de détail suivant chaque année les variations du coût marginal effectif de court terme. Mais il ne faut pas inverser son raisonnement. Boiteux ne défendait pas une tarification au coût moyen comptable du parc existant. Une installation ancienne peut produire à un coût comptable faible parce qu’elle est déjà amortie. Mais une consommation supplémentaire peut nécessiter de nouveaux moyens plus coûteux. Si cette consommation est facturée au coût moyen historique, le consommateur croit utiliser une électricité bon marché, alors qu’il déclenche en réalité un besoin d’investissement plus coûteux.

Le coût marginal de long terme de Boiteux n’est donc pas un coût moyen comptable. C’est le coût de l’équipement supplémentaire rendu nécessaire par une demande supplémentaire.

Anne Debrégeas voit dans les contrats de long terme la preuve que le marché ne peut pas financer l’investissement. C’est un contresens. Aucun actif lourd ne se finance sérieusement avec une succession de prix instantanés. Les contrats ne sont pas une anomalie du marché ; ils sont le moyen par lequel le marché transforme une volatilité de court terme en revenu finançable.

Un producteur qui vend à terme, un fournisseur qui achète progressivement son approvisionnement, un industriel qui signe un PPA, un acteur financier qui accepte de porter une partie du risque : tous complètent le marché spot en transférant le risque, en stabilisant des revenus ou des coûts, et en révélant les anticipations de rareté avant la crise.

Le spot indique la valeur de l’électricité à chaque instant. Mais un système électrique ne peut pas reposer uniquement sur ce signal instantané. Il faut des marchés à terme profonds, liquides et accessibles pour que les besoins futurs de couverture, d’investissement et d’adéquation soient exprimés à temps.

Les marchés à terme augmentent la complétude du marché : ils permettent à des acteurs exposés à des risques différents de les échanger ou de les transférer. Ce ne sont pas des « rustines ». Ce sont les briques normales d’un marché électrique complet.

La crise de 2021-2024 a été violente. Elle a révélé des fragilités majeures. Mais en faire la preuve que le marché serait « dysfonctionnel par nature » est trop rapide.

En 2022, la France a subi simultanément une flambée du gaz européen, une disponibilité nucléaire historiquement faible, des tensions hydrauliques et une forte incertitude sur le passage de l’hiver. Le marché a transmis ces tensions. Il les a parfois amplifiées. Il ne les a pas créées.

Surtout, la crise des factures ne s’explique pas par une exposition généralisée des consommateurs finals au spot. Très peu de consommateurs achètent directement leur électricité au prix spot. La plupart disposent d’offres à prix fixe ou de prix construits à partir de la stratégie de couverture de leur fournisseur. Le canal décisif passe donc par les prix à terme.

Le rapport de la CRE sur les prix de gros pour l’hiver 2022-2023 et l’année 2023 montre que les prix à terme français ont atteint des niveaux extrêmes parce qu’ils incorporaient une prime de risque massive liée à l’incertitude nucléaire, à la baisse des volumes échangés, aux appels de marge et au retrait d’acteurs capables de porter le risque.

Quand tout le monde veut acheter une assurance au même moment, pendant que les vendeurs naturels se retirent et que les appels de marge contraignent les bilans, le prix de l’assurance explose. La conclusion n’est pas que l’assurance est inutile. La conclusion est qu’elle doit être organisée avant l’incendie.

La crise de 2022 ne démontre donc pas l’impasse du marché. Elle démontre le coût d’un système où les marchés de long terme étaient trop peu profonds, trop peu liquides et trop peu organisés avant la crise.

Anne Debrégeas cite RTE pour rappeler que les prix de gros européens resteraient durablement influencés par les combustibles fossiles, même avec une production française très majoritairement décarbonée. Ce point est exact. Mais cette phrase ne signifie pas que le marché serait aveugle aux fondamentaux des mix nationaux. Elle signifie que, dans certaines heures, la valeur marginale de l’électricité restera influencée par les moyens thermiques nécessaires à l’équilibre européen.

Les prix à terme calendaires baseload pour 2027 montrent une réalité plus nuancée. À la clôture du 24 juin 2026 sur EEX, la France et l’Espagne se situaient autour de 56 à 59 €/MWh, nettement en dessous de la Belgique, des Pays-Bas, de l’Allemagne, de l’Italie, de la Pologne ou du Royaume-Uni, souvent compris entre 85 et plus de 110 €/MWh. Le marché ne donne donc pas un prix uniforme européen qui ignorerait les parcs nationaux. Il différencie les zones selon les fondamentaux attendus.

La CRE confirme cette dynamique dans son rapport de surveillance des marchés de gros 2025 : normalisation progressive après la crise, production française abondante et largement décarbonée, prix bas en moyenne et exportations nettes record. La France fait partie des marchés de gros les moins chers d’Europe grâce à une production abondante et décarbonée.

La vraie question est donc de savoir comment redistribuer cet avantage aux consommateurs sans supprimer le signal de court terme. Il existe des instruments pour cela : contrats de long terme, CfD, PPA, VNU, obligations de couverture, captation partielle des rentes. Ces instruments partagent la valeur du parc national tout en conservant les signaux nécessaires aux arbitrages horaires, aux échanges européens et aux investissements.

La proposition de tarifs publics fondés sur les coûts complets nationaux paraît rassurante. Elle promet un prix stable, maîtrisable, proche des coûts de production. Mais le coût complet n’est pas une donnée naturelle. C’est une construction.

Il faut choisir le périmètre : coûts du parc existant ou du système futur, production seule ou réseaux inclus, flexibilités, stockage, importations, provisions, renouvellement du parc. Il faut choisir le taux de rémunération du capital. Il faut décider comment traiter les actifs déjà amortis, les nouveaux investissements, les retards, les surcoûts, les indisponibilités, les erreurs de prévision et les risques industriels.

Les travaux de la CRE sur le coût complet du nucléaire historique illustrent ce point. La CRE ne « découvre » pas un coût naturel qui s’imposerait de lui-même : elle construit une évaluation à partir d’un périmètre, d’hypothèses de productible, d’un coût moyen pondéré du capital, d’une trajectoire d’investissements et d’un cadre régulatoire.

Un tarif public au coût complet ne supprime donc pas les arbitrages. Il les déplace vers le régulateur, l’opérateur public et l’État. Si un chantier dérive, si le parc est indisponible, si la demande est mal anticipée, si des importations coûteuses deviennent nécessaires ou si la flexibilité est insuffisante, quelqu’un paie : l’opérateur public, l’État, le contribuable ou le consommateur futur. Le monopole public ne supprime pas le risque. Il le socialise.

La critique de la fourniture concurrentielle repose souvent sur une idée simple : les fournisseurs ne produisent rien, donc ils ne servent à rien. Cette idée confond les électrons et les contrats.

Un fournisseur ne fabrique pas une électricité différente. Mais il transforme des prix de gros volatils et complexes en offres compréhensibles pour les clients finals. Il agrège des portefeuilles de consommation, construit des offres à prix fixe ou indexées, achète progressivement de l’énergie à terme, porte ou transfère des risques, gère les écarts, facture, informe et peut demain piloter davantage de flexibilité diffuse.

C’est précisément parce que les consommateurs ne veulent pas gérer eux-mêmes les marchés de gros que cette fonction existe. Un ménage, une PME ou une collectivité ne vont pas acheter directement des produits à terme, déposer des garanties, optimiser leur couverture et suivre leurs écarts.

La concurrence de détail permet de comparer différentes manières de rendre ce service : prix fixe, prix indexé, offres vertes, effacement, autoconsommation, pilotage, offres adaptées aux véhicules électriques, aux pompes à chaleur ou aux batteries. La régulation doit l’encadrer : information du consommateur, transparence, surveillance des pratiques, robustesse financière et respect des obligations de marché.

Supprimer la fourniture concurrentielle ne supprimerait pas la fonction de fourniture. Elle la confierait simplement à un monopole public, avec moins de diversité d’offres et moins de pression concurrentielle pour améliorer le service.

La critique d’Anne Debrégeas pointe de vraies faiblesses : marchés de long terme insuffisants, rentes à redistribuer, besoin de visibilité pour les investissements bas-carbone, appels de marge procycliques, primes de risque excessives lorsque trop d’acteurs cherchent à se couvrir trop tard sur des marchés trop peu liquides.

Mais ces faiblesses ne conduisent pas à une sortie du marché. Elles conduisent à le compléter.

Une architecture robuste repose sur une séparation claire des fonctions. Le spot coordonne l’exploitation de court terme. Les marchés à terme permettent de contractualiser avant les tensions, de transférer le risque et de rendre les revenus finançables. Les PPA, CfD, appels d’offres et mécanismes de partage de rente sécurisent les actifs qui en ont besoin. La régulation prudentielle doit limiter les effets procycliques de liquidité sans empêcher les acteurs de porter le risque.

Ce système n’est pas un laissez-faire. C’est un marché organisé, complété par des contrats et par une régulation. Il reconnaît que le prix spot n’est pas un tarif de long terme, mais refuse d’en conclure qu’il faudrait supprimer le signal marginal.

La proposition d’Anne Debrégeas ne sort pas vraiment l’électricité du marché. Elle remplace une organisation concurrentielle imparfaite par un monopole public domestique, tout en conservant le marché européen aux frontières. Elle ne supprime ni les prix, ni les arbitrages, ni les risques ; elle les confie à un acteur unique et les rend moins visibles dans la facture finale.

La réforme utile n’est donc pas de revenir à un monopole au nom d’une démarchandisation qui n’en est pas vraiment une. Elle consiste à rendre le marché électrique plus complet : conserver le signal marginal de court terme, développer des marchés à terme profonds, organiser les contrats longs, mieux répartir les risques et protéger les consommateurs vulnérables sans rendre le système aveugle à la rareté.

Le retour au monopole public n’est pas une sortie des contraintes économiques. C’est une autre manière de les administrer.

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(*) Étienne Borocco est docteur en économie, ancien chargé de surveillance des marchés de gros de l’électricité à la Commission de régulation de l’énergie, et responsable tarification et gestionnaire de portefeuille chez un agrégateur d'électricité renouvelable. Il travaille notamment sur la structuration, le pricing et la gestion des risques des offres d'agrégation.