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Stefan Ambec et Claude Crampes
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Par Stefan Ambec et Claude Crampes, TSE (Toulouse School of Economics)
Pendant la crise énergétique de 2021-2023, le marché de gros de l'électricité a été le bouc émissaire de nombreux responsables politiques européens qui l’ont accusé de réaliser un transfert inéquitable de revenus au profit des producteurs. En réalité, le marché de gros n'a fait que ce pour quoi il a été conçu, à savoir équilibrer l'offre et la demande en temps réel et envoyer des signaux de rareté sous la forme de prix variables dans le temps. Ce qui ne fonctionne pas conformément aux résultats escomptés dans le secteur de l'électricité libéralisé c'est la demande finale. À l'exception des gros consommateurs, la demande sur le marché de gros ne provient pas du client final, car la plupart des acheteurs ne sont pas en mesure d'ajuster leur consommation d'électricité aux prix spot qui varient d'heure en heure. Ce sont les détaillants (également appelés fournisseurs) qui sont exposés à la variabilité des prix du marché de gros où ils s’approvisionnent. Ils revendent l’électricité au consommateur final à un prix généralement fixe, ou du moins faiblement variable. Ce faisant ils absorbent les variations du prix de gros. De nombreuses entreprises, régulateurs, décideurs politiques et économistes ont considéré que la vente au détail d'électricité était principalement une activité de marketing où, comme dans la plupart des autres secteurs, de gros volumes sont achetés en amont pour être revendus aux consommateurs dans un environnement plus ou moins concurrentiel. La composante financière de cette activité a été sous-estimée, en particulier la gestion des risques, alors qu’elle est essentielle dans un secteur où le produit n’est pas stockable.
Le manque de préparation des détaillants pour s’adapter à des évènements non anticipés a déjà eu des conséquences catastrophiques lors des crises énergétiques de Californie (Borenstein 2002) et du Texas (Cramton 2021) où les fournisseurs devaient acheter à des prix de marché élevés une électricité revendue à un prix contractuel très inférieur. Entre 2021 et 2023, le Royaume-Uni a vu 31 fournisseurs d’énergie cesser leur activité en raison de la flambée du prix de gros du gaz et ses répercussions sur le prix de l’électricité, laissant plus de deux millions de clients sous la protection du régulateur du marché (Ofgem) pour maintenir leur approvisionnement.
Durant la même période, les détaillants de l’Union européenne qui n'avaient pas pris la précaution de couvrir leurs positions financières ont également fait faillite. Les régulateurs nationaux ont été contraints de réaffecter leurs clients à leurs concurrents survivants. La Directive modificative 2024/1711 (13 juin 2024) visant à améliorer le fonctionnement du marché de l’électricité de l’Union demande aux Etats membres de veiller à ce que « les fournisseurs aient mis en place et en œuvre des stratégies de couverture appropriées pour limiter le risque généré par des évolutions dans la fourniture en gros d’électricité pour la viabilité économique de leurs contrats avec les clients » (article 18 bis). Les Etats membres avaient jusqu’au 17 janvier 2025 pour adopter les dispositions législatives, réglementaires et administratives nécessaires pour se conformer à la directive. A ce jour, la France en est au stade du projet de loi DDADUE (déposé au Sénat le 10 novembre) qui prévoit (page 80) l’insertion d’un article L. 332-9 dans le Code de l’Energie créant pour les fournisseurs des obligations prudentielles destinées à garantir la fourniture des services offerts sur la durée des contrats qu'ils proposent, et confiant à la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) la tâche de définir et contrôler les procédures suivies par les fournisseurs d’énergie pour justifier du respect de leurs obligations techniques et financières, ainsi que le pouvoir de les sanctionner en cas de manquement. Rappelons cependant que les clients dont le fournisseur est défaillant ne sont pas abandonnés puisqu’un « fournisseur de secours » se chargera de leur fournir l’électricité attendue (Code de l’Energie Article L333-3).
La Directive laisse ouvert le choix des mesures susceptibles de sécuriser le commerce de détail de l’électricité. Les détaillants peuvent être soumis à des tests de résistance, par exemple mesurer leur capacité de réaction à des chocs sur les prix de gros et/ou une vague de froid impactant le niveau des consommations. On peut exiger qu’ils créent en leur sein un département de gestion des risques. De façon plus contraignante, on peut leur demander de respecter des ratios financiers particuliers, plus ou moins inspirés de la régulation des établissements bancaires et financiers. L’encadrement le plus directif consiste à fixer des obligations de couverture, c’est-à-dire une adéquation entre les obligations contractuelles envers les consommateurs finals et les sources d’approvisionnement, qu’elles soient internes, contractuelles ou sur les marchés de gros.
Dans l’attente de l’adaptation du cadre législatif et en prévision de risques accrus liés à la fin de l’ARENH (remplacé par le Versement Nucléaire Universel, VNU), la CRE a pris les devants avec une consultation publique lancée le 3 juillet 2024 sur une proposition de règles prudentielles pouvant s’appliquer aux fournisseurs d’électricité et de gaz naturel, et la publication de ses conclusions dans la délibération du 13 novembre 2025. On peut y lire que la CRE donne la priorité au respect des engagements en volume. Les entreprises ne respectant pas ce « critère en couverture » seront soumises à un test financier de solvabilité ou de liquidité et celles qui échoueront à ce test devront entrer dans un plan de mise en conformité. Par ailleurs, la CRE incite les fournisseurs à adopter une politique de couverture et de gestion des risques, notamment en restructurant leur organisation interne.
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Sur les marchés, comme dans la vie quotidienne, il faut se méfier d’un excès de prudence. Le comble de la prudence c’est de marcher sur les mains de peur de recevoir une tuile sur la tête, écrivait Alphonse Allais. En imposant des contraintes financières et techniques aux fournisseurs, on alourdit leurs coûts fixes (en personnel qualifié et matériels et logiciels de contrôle), ce qui donne un avantage aux grosses entreprises par le jeu des économies d’échelle. L’obligation de couverture crée un lien entre portefeuille de clients et sources sécurisées, donc introduit une rigidité entre l’aval (le marché de détail) et l’amont (le marché de gros). C’est une forme souple d’intégration verticale dans une industrie où la « dé-intégration » fut l’un des piliers de la libéralisation. Qu’un détaillant possède des actifs de production et/ou un portefeuille de contrats à long terme n’est plus considéré comme un manquement aux sacrosaints principes du marché longtemps mis en avant par la Commission européenne. Avec ce nouveau cadre réglementaire, les régulateurs européens et nationaux reconnaissent que l’industrie électrique n’est pas une industrie comme les autres. C’est la sécurisation de la fourniture aux clients résidentiels et professionnels, en parallèle et parfois en conflit avec la réglementation environnementale, qui donnera le cap pour toutes les réformes à venir. On en trouve un avant-goût dans les lignes directrices, publiées par la CRE en juillet 2024, visant à améliorer la transparence et la lisibilité des offres aux consommateurs, et leur garantir ainsi une meilleure protection.
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