Dans cette nouvelle série d’articles, nous poursuivons l’analyse des rivalités entre capitalismes et de leurs conséquences sociales, en les abordant depuis la mère de toutes les batailles : le terrain industriel et technique. Nous avons choisi de proposer une série sur la production et la distribution d’électricité. Si la production d’énergie joue de façon générale un rôle essentiel du point de vue de la production capitaliste, la production d’électricité compte probablement comme l’un de ses pôles les plus stratégiques et innovants. Les systèmes électriques sont aujourd’hui engagés dans une vaste transition, articulée à d’autres secteurs comme le numérique et la mobilité. Mais la transformation des conditions de la production, du transport et de la distribution d’électricité, soulève des enjeux à de multiples niveaux : celui de l’efficacité de l’appareil productif, celui des conditions matérielles d’existence des classes populaires ; enfin, celui des rapports de force entre puissances, qui s’affrontent pour le contrôle des vastes marchés de la transition et en vue de déterminer l’orientation des systèmes énergétiques à l’échelle mondiale.
En présentant ce tableau consacré aux systèmes électriques, notre objectif n’est pourtant pas seulement de commenter le temps présent : il s’agit aussi plus largement de prendre au sérieux les contraintes techniques qui déterminent la manière dont on produit et distribue concrètement les choses, ici l’électricité. Ces contraintes techniques sont sans doute essentielles pour comprendre la production bourgeoise, mais elles ne disparaîtront pas avec elle ; aucun programme communiste ne pourra donc se dispenser de les prendre en compte. Ceci est particulièrement vrai de la production d’électricité, un objet chargé d’idéologie et qu’il est pourtant essentiel de considérer de manière réaliste.
Épisode 1 : Des compagnies d’électricité aux monopoles publics… et retour
Dans ce premier épisode, nous proposons de cerner cet objet en revenant sur l’histoire des systèmes électriques, et en particulier sur leur trajectoire de libéralisation à partir des années 1980. En France, celle-ci est souvent attribuée à une conjuration venue d’Allemagne ou de Bruxelles. Pourtant, le rôle qu’y a joué un grand monopole comme EDF dans ses velléités d’internationalisation est loin d’être secondaire. Cette séquence illustre bien la conversion au libéralisme d’élites industrielles longtemps biberonnées au colbertisme, déjà évoquée dans notre série Capitalisme en France. Elle permet donc d’aborder ce déploiement impérialiste des années 1990 sur le terrain d’une industrie particulière, celle de l’électricité, dont les transformations au cours des trente dernières années ont été structurées par la rencontre d’intérêts nationaux en partie contradictoires – au premier rang desquels ceux de la France et de l’Allemagne.
Une brève histoire des réseaux électriques
Un retour en arrière permet de mieux comprendre les contraintes et la façon dont se sont structurés les systèmes électriques actuels. Les premiers systèmes électriques commencent à se développer à la fin du XIXe siècle. Ils se limitent alors à des îlots électrifiés acheminant l’électricité sur quelques kilomètres entre la source de production, hydraulique ou thermique, et l’usine locale, en desservant éventuellement au passage le réseau d’éclairage public de la commune voisine. Avec le développement des usages de l’électricité (éclairage public et privé, transports urbains, électrification de la production, télégraphe), les compagnies privées se mettent à investir les villes en y implantant de petits réseaux locaux. Puis, avec la mise au point et la généralisation dans les années 1920 des technologies de haute tension, capables de transporter l’électricité sur des distances de plus en plus longues, ceux-ci vont pouvoir s’étendre, s’interconnecter et commencer à s’intégrer – non sans difficultés compte-tenu de la variété des standards techniques utilisés. Le secteur amorce sa concentration industrielle, jusqu’à former plusieurs monopoles privés de taille nationale.
Hier comme aujourd’hui, l’élargissement des réseaux joue un rôle-clé du point de vue de l’économie du secteur. Cela est dû à la principale contrainte de la production d’électricité : non-stockable à grande échelle, sa production doit constamment s’ajuster à la demande pour équilibrer la fréquence sur le réseau et éviter le black-out. La sécurité d’approvisionnement dépend de la capacité du système à s’ajuster en temps réel pour couvrir la puissance appelée – et le parc de centrales doit donc être dimensionné en fonction des pointes de consommation les plus élevées. De ce point de vue, des réseaux plus étendus ont deux vertus. D’une part, ils permettent d’exploiter des centrales de plus grande taille et de bénéficier d’économies d’échelle en production, dans la mesure où cette production, impossible à stocker, peut être absorbée par un marché plus large. D’autre part, la mise en commun des consommations neutralise en partie les variations de demande individuelles : la puissance nécessaire pour faire tourner un réseau interconnecté est très inférieure à la somme cumulée des puissances qui seraient nécessaires pour fournir chaque consommateur, ce qui permet d’optimiser l’utilisation du parc de production1. Autrement dit, l’extension du réseau permet de mieux exploiter, du point de vue de l’offre comme de la demande, les capacités de production. Le développement du système permet ainsi une baisse des prix de l’électricité, qui encourage à son tour de nouveaux usages, lesquels élargissent la demande et permettent de valoriser de nouvelles économies d’échelle.
Dans la première moitié du siècle, l’exercice d’un pouvoir de monopole par les compagnies d’électricité a sans doute pu limiter la portée de ces effets cumulatifs, notamment en cantonnant le développement des réseaux électriques aux zones les moins coûteuses à desservir – et par conséquent les plus rentables : les agglomérations densément peuplées et industrialisées, au détriment des zones rurales et moins denses. Il n’est donc guère étonnant qu’à la sortie de la Seconde Guerre mondiale, sous les mots d’ordre d’unité nationale et de modernisation économique, l’État décide de reprendre la main en nationalisant les compagnies d’électricité : c’est le cas dans un certain nombre de pays européens parmi lesquels on peut compter la France, le Royaume-Uni, l’Italie, l’Autriche, la Grèce – sans parler des nouvelles démocraties populaires où la question de la propriété d’État ne se posait pas. Dans un contexte de pénuries, de reconstruction et de développement de l’appareil productif, le monopole public est en effet perçu comme l’organisation la plus efficace pour étendre rapidement le réseau dans les zones périphériques et pour lancer des programmes d’investissements lourds destinés à développer et moderniser le parc électrique. Dans une France dépourvue de réserves de charbon, dont la vulnérabilité des approvisionnements en fioul fut douloureusement mise en évidence par la crise de Suez (1956) puis par le choc pétrolier (1974), ces programmes d’investissement seront particulièrement spectaculaires (voir Capitalisme en France, épisode 1) : 120 grands barrages construits pendant les quinze années du plan hydraulique (1945-1960), suivis par les 56 réacteurs nucléaires du plan Messmer (1974-1999). Les centrales héritées de ces deux grands plans d’investissement fournissent toujours à l’heure actuelle autour de 80% de la production d’électricité en France. Qu’il s’agisse de boucler l’électrification des territoires ou d’assurer l’accès à une électricité produite à grande échelle et fournie à bas coût, ces efforts d’électrification ont naturellement joué un rôle important dans le soutien à la croissance et l’amélioration de la productivité.
Outre ce volontarisme dans l’électrification, le monopole public présente un intérêt plus directement technique : il permet de gérer de manière intégrée la complémentarité entre des sources de production de plus en plus diversifiées. Les différentes technologies utilisées pour produire l’électricité présentent en effet diverses structures de coûts (rapport des coûts fixes aux coûts variables) et caractéristiques techniques (souplesse à l’allumage, pilotage et prévisibilité de la production). À grands traits, on peut les répartir en deux catégories : d’un côté les capacités de base, qui sont généralement les moins souples et présentent des coûts fixes plus élevés, et s’utilisent donc de manière optimale pour une production continue ; de l’autre les capacités de pointe, dont les coûts de fonctionnement (en particulier le combustible) sont supérieurs mais qui sont généralement plus flexibles et mieux ajustables, et sont utilisées pour couvrir les pics de demande. Les grands barrages hydrauliques forment un cas à part, car ils combinent les caractéristiques économiques de capacités de base (des coûts fixes élevés) avec des caractéristiques techniques de pointe (un barrage peut délivrer sa puissance en une dizaine de minutes en consommant un « combustible » épuisable), tout en offrant une option de « stockage » de l’électricité via le « pompage-turbinage » (qui consiste à utiliser les surplus de production électrique pour remonter l’eau en amont du barrage). Tout l’enjeu d’un système électrique est de parvenir à couvrir la demande en minimisant le coût de production moyen et en maximisant la sécurité d’approvisionnement – un arbitrage qui, pour être réalisé de manière optimale, suppose de « mixer » des capacités aux caractéristiques complémentaires.Un système exclusivement basé sur des centrales à flamme offrira une grande bande d’ajustement à la consommation mais à un prix proportionnel aux quantités de combustible avalées. Inversement, un système reposant sur des capacités de base – l’atome, le photovoltaïque, l’éolien – aura plus de mal à s’ajuster à la demande. Le système électrique albanais présente un cas original, mais tout aussi édifiant quant aux limites d’un système mono-technologique : basé à 98% sur la production hydraulique des grands barrages, il minimise les coûts de production de l’électricité (comme ses sorties de devises) mais rend l’industrie albanaise dépendante d’une pluviométrie variable, nécessaire au « rechargement » des barrages. Ainsi, chaque type de centrale présente des contraintes techniques et économiques qui lui sont propres et, dans l’idéal, un système électrique doit chercher à combiner des moyens de production aux caractéristiques antagoniques pour limiter les coûts tout en assurant l’équilibre technique du réseau. Le système électrique… se comporte vraiment comme un système, au sein duquel chaque partie présente des coûts de production, des taux d’utilisation, une rentabilité qui diffèrent mais qui n’ont de sens que dans leur combinaison : c’est l’efficacité du tout et non celle des parties qui compte. Cette combinaison, le monopole public intégré était précisément en mesure de la gérer, puisqu’en tant qu’entreprise, ses frontières correspondaient à celles du système électrique lui-même : il pouvait donc orienter les investissements dans des capacités de pointes généralement moins rentables, mais essentielles à l’équilibre du réseau, et au jour le jour, piloter l’allumage ou l’extinction des centrales sur la base d’une vue d’ensemble du système électrique – tout en tolérant mieux que des compagnies privées la gestion de l’équilibre du réseau sur la base d’un relatif surdimensionnement du parc électrique.
Last but not least, ces monopoles intégrés fournissaient l’électricité à des tarifs stables, régulés par l’État et qui ont d’ailleurs pu servir d’instrument de politique publique particulièrement versatile : en faisant varier leur niveau suivant les catégories de consommateurs (ménages, petites entreprises, grandes entreprises) et suivant le niveau de consommation, les pouvoirs publics disposaient d’un levier commode pour encourager, suivant les priorités du jour, tantôt l’électrification des usages et l’indépendance énergétique avec des tarifs dégressifs, tantôt la baisse des coûts du travail ou la maîtrise de l’inflation avec des tarifs favorisant les ménages, tantôt le développement des industries électro-intensives et des grands exportateurs avec des tarifs favorisant les gros consommateurs industriels au détriment des PME, etc. Dans l’ensemble, on peut dire que là où elles ont été mises en place, les politiques combinant une gestion intégrée du système électrique et des tarifs régulés ont permis de développer des systèmes électriques robustes et performants, qui ont eux-mêmes pu jouer un rôle essentiel dans le développement et le pilotage de l’appareil industriel.
La libéralisation des marchés
Partant de là, on peut légitimement s’interroger sur les raisons qui ont conduit à remettre en cause cette organisation du système électrique. Sur ce terrain (comme sur d’autres), les souverainistes français tendent à attribuer l’essentiel des responsabilités, soit à l’action malveillante de l’Allemagne, soit au libéralisme maladif de Bruxelles et parfois à une conjonction des deux. Dans tout cela, la responsabilité d’EDF et des autorités françaises est généralement escamotée, et avec elles toute une partie du récit : en réalité, c’est bien d’EDF que sont venues les premières initiatives sérieuses en faveur de la libéralisation des marchés européens.
Les décennies 1980 et, plus encore, 1990, vont en effet placer les grands monopoles électriques face à un redoutable effet de ciseau : le ralentissement de l’activité économique croise la queue de comète des grands programmes d’investissement, et cette conjonction se traduit par l’apparition de grosses surcapacités électriques. Pour des raisons qui tiennent à la fois aux hautes ambitions des planificateurs français, au ralentissement de l’activité industrielle dès les années 1980 et aux graves conséquences de la récession de 1993 qui, stabilité du franc oblige, furent plus vives et plus durables qu’ailleurs (voir Capitalisme en France, épisode 2), le phénomène fut particulièrement marqué en France et c’est dans une conjoncture archi-morose que les deux derniers réacteurs du plan Messmer, ceux de la centrale de Civaux, sortent de terre : au début des années 2000, le parc électrique français présente des surcapacités de l’ordre de 20% de sa capacité de production2.
Le patronat industriel, qui aime généralement la planification quand les prix sont hauts et le marché quand ils pourraient baisser, presse de faire éclater le monopole public et ses encombrants tarifs réglementés. Mais les pressions patronales à la libéralisation ne forment qu’une partie de l’histoire : ces revendications vont en fait trouver un relais inattendu au sein même d’EDF, dont la croissance désormais limitée sur le marché national doit pouvoir se déployer sur des marchés étrangers, où elle se retrouve à la fois entravée par son statut de monopole de service public et par la régulation de ces marchés.
Au cours des années 1990, EDF se lance d’abord dans la construction d’interconnexions de grande capacité afin d’écouler les surproductions d’électricité dans les pays voisins : les exportations atteindront ainsi un record de 76 TWh en 2002, qui ne sera dépassé qu’en 2024 (nouveau record qui signale davantage la morosité persistante de l’industrie française que les performances de son parc électrique). Pour faciliter cette stratégie d’exportation, les autorités françaises se positionnent alors dans les négociations européennes en faveur d’une ouverture des marchés nationaux à la concurrence3.
Mais les exportations ne forment que la partie émergée de l’iceberg : en réalité, l’électricité reste une marchandise difficile à exporter (à courant constant, les pertes en ligne augmentent proportionnellement à la distance). C’est davantage sur les investissements à l’étranger et sur l’exportation de technologies que repose la projection internationale des firmes du secteur, et c’est donc surtout par des rachats d’actifs aux quatre coins du monde qu’EDF entend réaliser son internationalisation : Argentine (1992), Royaume-Uni (1998), Allemagne (1999), Italie (2001), Belgique (2009). Au début des années 2000, EDF réalise déjà 40% de son chiffre d’affaires à l’étranger – un taux qui est depuis resté constant, mais avec une tendance à se réorienter vers le continent européen.
Investir dans une Argentine ravagée par la crise et livrée aux bonnes œuvres des nouveaux Chicago boys était une chose, mais racheter des actifs sur des marchés européens très régulés en était une autre, pour laquelle EDF a dû payer de sa personne. En 2000, pour pouvoir s’introduire sur le marché allemand en rachetant 25% des parts d’EnBW, EDF consent à mettre à disposition de ses concurrents via un système d’enchères 6000 MW de sa capacité de production tel que l’exigeait la Commission européenne – précédent qui revenait concrètement à ouvrir 30% du marché français à des traders d’électricité4.
Toute honte bue, le rôle d’EDF dans cette séquence n’empêche pas ses anciens patrons de continuer à geindre : « Toute cette démarche est une démarche allemande, toute l’argumentation européenne est une réglementation allemande. […] Depuis trente ans, l’obsession allemande est la désintégration d’EDF ; ils ont réussi ! » (Henri Proglio, ex-PDG d’EDF)5. La réalité, c’est que rien n’aurait pu contraindre EDF à libéraliser son marché domestique – n’eut été sa gourmandise pour des actifs étrangers, un excès de confiance en soi et quelques maladresses dont d’autres acteurs ont pu ensuite se servir6 : « nous étions confiants [quant à l’ouverture du marché] car nous étions convaincus qu’EDF en sortirait gagnant, avec les meilleurs tarifs d’Europe » (Pierre Gadonneix, ex-PDG d’EDF)7.
Quant aux autorités allemandes, leur rôle largement fantasmé s’est en premier lieu limité à la défense d’acteurs nationaux plutôt fragiles. Après la Seconde Guerre mondiale, au moment où la plupart des autres États européens développaient de puissants monopoles nationaux, les Alliés n’ont guère laissé à l’Allemagne divisée en deux pays et quatre zones d’occupation le loisir de construire un système centralisé : les réseaux se sont formés sur une base régionale, avec un réseau de transport haute tension éclaté entre quatre opérateurs différents et un réseau de distribution animé par une multitude d’acteurs dont la plupart ne dépassent pas l’envergure communale. Cette organisation explique la fragilité des acteurs allemands et leur vulnérabilité face à la pénétration d’acteurs étrangers. Les autorités allemandes n’étaient pas hostiles par principe à une libéralisation qui pouvait encourager la réforme d’un secteur inefficient, à l’origine de tarifs de l’électricité parmi les plus élevés d’Europe, mais pas à accepter qu’on vienne mettre en pièce leurs acteurs nationaux et prendre le contrôle de leur système électrique : il est donc plutôt logique qu’elles aient exigé des mesures de réciprocité destinées à protéger leurs acteurs et leurs marchés des puissants monopoles étrangers – en particulier d’EDF.
Placé devant l’alternative entre la défense de leur périmètre domestique et le soutien à l’internationalisation, les dirigeants d’EDF n’ont pas tremblé lorsqu’il a fallu sacrifier la première au second. La conversion du patronat électrique français à la libéralisation des marchés ne fait ainsi que suivre, en l’illustrant, la mutation plus générale des élites de la « technostructure » française (voir Capitalisme en France, épisode 1), passée du colbertisme à l’apologie d’une liberté des marchés qui garantissait leur projection à l’étranger. Le démembrement du système électrique n’est alors qu’un autre élément à porter au crédit de l’internationalisation des grands capitaux français, dont le prix fut ensuite payé par les ménages et le tissu productif domestique.
Malheurs de la libéralisation
En l’an 2000, la France transpose dans son droit national la directive européenne de 1996 portant sur la libéralisation des marchés de l’électricité : les activités de production et de fourniture d’électricité s’ouvrent à la concurrence, au prix de quelques ajustements. Un marché de gros (avec son compartiment spot8 – « Bourse de l’électricité » – qui ouvre en 2001) s’intercale entre ces deux activités pour permettre aux producteurs d’écouler leur électricité et aux détaillants de l’acheter : pendant longtemps, les « fournisseurs alternatifs » ne seront en fait guère plus que des traders revendant au détail l’électricité d’EDF. Naturellement, cette « mise en concurrence » de la fourniture ne pouvait pas se matérialiser sans toucher aux tarifs de l’électricité : tandis que les entreprises ont été progressivement exclues des offres régulées et contraintes de se fournir aux « offres de marché », les particuliers ont pu continuer à bénéficier de tarifs réglementés de vente, mais à un niveau progressivement redressé pour garantir la « compétitivité » des nouveaux fournisseurs. Enfin, pour garantir aux nouveaux concurrents l’accès au réseau dans les mêmes conditions qu’EDF, les activités de réseaux ont été séparées et autonomisées du reste de l’entreprise, donnant naissance à RTE (2000) qui exerce le monopole sur le réseau de transport à haute et très haute tension, puis à Enedis (2008), qui couvre quant à elle l’essentiel du réseau de distribution français – c’est-à-dire l’acheminement de l’électricité chez les consommateurs via le réseau de moyenne et basse tension.
Mais cette libéralisation n’a pas été une mince affaire. Compte-tenu des complémentarités économiques et techniques évoquées plus haut, les systèmes électriques se prêtent mal à la dispersion des producteurs. Faute de monopole intégré, c’est le système de prix qui doit guider l’allumage ou l’arrêt des centrales et orienter les investissements – mais cette substitution n’est pas sans conséquences.
La première concerne le prix de l’électricité. Dans le modèle du monopole intégré, l’électricité était facturée à un prix stable destiné à couvrir les coûts de production moyens, ce qui signifiait concrètement qu’une partie des centrales tournait à perte pour répondre à la demande. En autonomisant les différentes parties du système électrique, la libéralisation remet en cause ce fonctionnement : les segments aux coûts de production les plus élevés, essentiels à l’équilibre technique du réseau, revendiquent désormais eux aussi un profit. Cela impliquait une transformation du système de tarification, avec la mise en place d’un système de « prix marginal » où l’électricité se paie au coût du combustible nécessaire pour faire tourner la dernière unité de production nécessaire pour assurer l’équilibre technique du réseau : s’il faut allumer une centrale à gaz pour couvrir la demande, ce sont les coûts du combustible de cette « centrale marginale » qui fixent le prix pour l’ensemble des producteurs. Ce mode de fonctionnement explique la sensibilité des tarifs de l’électricité au prix du gaz, puisque c’est ce combustible qui alimente la plupart des centrales « marginales » à flamme. En France, la production au gaz est faible (moins de 8% de la production d’électricité), mais elle détermine le prix spot plus de 15% du temps – avec de fortes variabilités suivant les années9. Avec ce système, on passe donc d’un prix stable à un prix variable en fonction des périodes de la journée, et d’un prix moyen à un prix marginal qui, par construction, tend à être plus élevé. Si cette hausse a pu être masquée, au moment de l’ouverture des Bourses de l’électricité au début des années 2000, par l’existence de surcapacités importantes et par les prix bas des hydrocarbures (rappelons que jusqu’en 2004-2005, le prix du baril était inférieur à 30$), le ralentissement des nouveaux investissements et la reprise des cours se sont ensuite inévitablement répercutés dans des tensions sur les prix.
Grâce au modèle de la tarification marginale, les centrales dites « inframarginales » bénéficient de profits généralement plus élevés, compte-tenu de leur priorité d’accès au réseau qui maximise leur taux d’utilisation et des surprofits qu’elles réalisent dans les périodes de pointe où le prix de l’électricité s’élève largement au-dessus de leurs coûts de production. D’où le second problème posé par la libéralisation : qui voudrait investir dans des centrales à flamme au fonctionnement coûteux et au taux d’utilisation très faible (parfois guère plus que quelques semaines par an), qui sont pourtant indispensables à l’équilibre du réseau ? Le « prix marginal » ne permettant pas à ces centrales d’amortir leurs coûts fixes s’est donc combiné à des mécanismes de transfert, permettant de rémunérer les centrales les plus coûteuses (gaz, charbon, fioul) même hors de leurs périodes de fonctionnement – ce sont les « marchés de capacités » sur lesquels s’échangent, en parallèle de l’électricité, des certificats de sécurité d’approvisionnement.
Enfin, pour parfaire le processus de libéralisation, EDF a dû rendre gorge de son « avantage historique » – les centrales nucléaires amorties de longue date – en proposant à ses nouveaux concurrents un droit de tirage sur ¼ de sa production nucléaire : c’est le dispositif ARENH, forme de privatisation du nucléaire dont le fonctionnement est une des causes du démarchage saisonnier de la part des fournisseurs alternatifs (les droits de tirage à cette électricité extrêmement bon marché étant répartis en fonction du portefeuille de clients au cours des périodes creuses, que les fournisseurs ont intérêt à faire gonfler, quitte à pousser ces mêmes clients vers la sortie au cours de la période hivernale où les tarifs sont plus élevés).
De cet enchevêtrement redoutablement complexe de tarifs et de marchés, qui ouvre par ailleurs de grands espaces aux activités spéculatives, résulte le marché européen de l’électricité tel que nous le connaissons : baroque et globalement dysfonctionnel. Son prolongement le plus insolite fut probablement ledit « bouclier énergétique » destiné à protéger les consommateurs des tensions sur les marchés de l’électricité : au pire de la crise dite de la « corrosion sous contrainte », plus de 60% de l’électricité consommée en France était toujours produite à coût stable par les centrales nucléaires ; l’Etat n’en a pas moins mis la main au porte-monnaie (20 milliards entre 2022 et 2023, selon les estimations les plus basses et les mieux cadrées, qui sont celles de la CRE10) pour protéger les ménages des mouvements de marché disproportionnés.
Une « transition verte » à l’allemande
Amorcé par les appétits des grands monopoles électriques, en premier lieu EDF, le processus de libéralisation serait probablement resté artificiel s’il n’avait été relayé par des transformations des techniques de production électrique : d’abord, le développement des centrales à gaz à cycle combiné, qui renforçait considérablement les rendements de ce type de combustible, puis l’émergence de la production éolienne et photovoltaïque. Qu’elles fonctionnent au gaz, au soleil, au vent, ces centrales d’envergure plus modeste, à rotation et retours rapides sur investissements11, ont pu constituer l’ossature de la privatisation de la production électrique.
Naturellement, c’est dans son domaine de prédilection – la production industrielle – que l’Allemagne a su reprendre l’avantage et se positionner dans la transformation des systèmes électriques. Les réseaux fortement centralisés comme l’est le réseau français sont en effet mal adaptés à l’intégration de ces technologies « diffuses », qui sont coûteuses à raccorder, redondantes avec les moyens de production massifiés et complexes à faire fonctionner :
« Un opérateur national unique et centralisé n’est pas le meilleur pour promouvoir l’électricité “verte”. Quand on a demandé à EDF dans les années 1970-1980 de s’intéresser à des ressources renouvelables, elle a imaginé d’énormes machines visant à reproduire le modèle des centrales nucléaires. […] EDF, et ses homologues mondiaux, ont du mal à penser l’énergie décentralisée qui atteint chaque point du territoire. Plus besoin de la transporter sur de longues distances, elle est difficile à facturer selon le modèle dominant12 ».
Le réseau allemand s’avérait, lui, davantage adapté à l’intégration de ces petites unités de production, d’autant plus que l’autoconsommation collective y est répandue et permettait de consommer l’électricité produite localement sans la faire remonter sur le réseau national, en s’épargnant les pertes et les coûts afférents. Avec un marché intérieur réceptif à ces technologies et un tissu d’acteurs industriels « capables » (Siemens en chef de file), ce nouveau contexte technologique promettait donc de transformer un désavantage historique en opportunité industrielle.
L’aventure verte de l’Energiewende (tournant énergétique) fut donc surtout une belle épopée industrielle, bénéficiant d’un consensus transpartisan du SPD, des Verts et de la CDU. En une dizaine d’années, entre le début des années 2000 et le milieu des années 2010, la production d’électricité éolienne et photovoltaïque a triplé pour dépasser 20% de la production électrique allemande (elle atteint aujourd’hui 45%). Épopée industrielle que les autorités allemandes ne se sont pas privées de transformer en politique publique d’exportation, via la législation européenne (Paquet Énergie Climat de 2009) et en expédiant aux quatre coins du continent divers groupes écolos prêcher la bonne parole des énergies propres et sympas du soleil, du vent… et du gaz, que le projet Nord Stream promettait au même moment de fournir à un prix abordable. Avec le sens de la complémentarité qui caractérise les élites allemandes, l’Allemagne serait ainsi devenue à la fois une plateforme industrielle d’exportation de technologies renouvelables et le grand hub européen fournissant la meilleure énergie de complément pour compenser leur intermittence.
Le plan était redoutable, n’eurent été la pression des colossales économies d’échelle qui ont permis aux acteurs chinois de conquérir la quasi-intégralité du marché photovoltaïque (et de belles parts sur l’éolien) et la bienveillance de l’oncle d’Amérique qui, avec le sabotage de Nord Stream, a fini par contraindre l’Allemagne, faute de gaz russe bon marché, à se fournir à prix d’or en GNL yankee. L’épopée industrielle a tourné court, en termes de leadership industriel comme dans la tentative de contenir les coûts du système électrique allemand. Mais les politiques publiques, elles, ont fonctionné au-delà de toute espérance : actuellement, près de 30% de l’électricité consommée dans l’Union européenne est d’origine éolienne ou photovoltaïque – qu’à cela ne tienne si cela implique d’importer massivement du photovoltaïque chinois et du gaz américain. Ceci vaut aussi pour la France où ces énergies ont connu un développement spectaculaire à partir de la décennie 2010, en dépit de la redondance avec le nucléaire qui dissipe l’essentiel de leurs avantages économiques. Dans ce contexte, ce n’est rien de dire que le nucléaire français se retrouve dans une sale situation : à la fois concurrencé sur ses débouchés étrangers par le développement européen de ces nouvelles capacités, et sous pression sur son propre marché domestique où, situation unique en Europe, deux technologies « bas carbone » à coûts fixes sont désormais en concurrence pour l’accès au réseau. Le cycle de libéralisation, qui a encouragé le développement de ces nouvelles technologies de production, a donc aussi coïncidé avec la fin du cycle de construction de centrales nucléaires en France.
Ainsi va l’histoire et ses retours de bâton. Le signal de la libéralisation avait été donné par de grands monopoles électriques, en premier lieu EDF soutenu par les autorités françaises. Les politiques allemandes ont contribué à adosser ce mouvement à certaines technologies : les renouvelables et, dans une moindre mesure, le gaz, jusqu’à étouffer l’orgueil français, sa production nucléaire, sur ses marchés d’exportations comme sur son propre marché domestique. Ce n’est pas sans ironie que les vendeurs de gaz américains et les producteurs chinois de panneaux solaires peuvent aujourd’hui se partager ce qui reste de ces belles politiques.
(À suivre)
Notes :
1Cet effet est relativement intuitif : si une habitation non-raccordée au réseau souhaite couvrir sa consommation, il lui faudra s’équiper d’une puissance équivalente à son pic de consommation, en revanche si elle organise un mini-réseau avec la maison voisine, les pics de consommation seront très probablement décalés et la puissance nécessaire sera donc inférieure à l’addition des deux pics de consommation. Il sera possible de couvrir l’ensemble des besoins sur la base d’une puissance installée légèrement inférieure. En transposant cet effet à l‘échelle nationale, on comprend que les économies associées à l’extension des réseaux soient considérables.
2 « C’est dès la seconde partie des années 1980 que la production française est devenue structurellement excédentaire par rapport à la demande, les années 1990 ayant vu cet excédent s’accroître puis culminer au début des années 2000. » (Bilan prévisionnel 2025, résumé exécutif, RTE, p.12)
3 Reiner Eising, Nicolas Jabko, « Moving targets. National interests and electricity liberalization in the UE », Comparative Political Studies, 2001.
4« EDF s’engage à donner à ses concurrents accès à des capacités de production totales de 6000 MW situées en France, de 5 000 MW sous forme de centrales électriques virtuelles (CEV) et de 1 000 MW sous forme de contrats subsidiaires de contrats d’achat d’énergie de cogénération existants. L’accès à 6 000 MW de capacité de production par le biais de ventes aux enchères correspond à environ 39 à 41 TWh, soit 30 % ou 32 % du marché des clients qui est actuellement de 130 TWh. L’accès à cette capacité de production permettra aux fournisseurs étrangers d’avoir une présence significative sur le marché de l’approvisionnement des clients éligibles. […] En outre, les fournisseurs allemands pourront prendre pied en France et donc y devenir suffisamment forts pour faire face au potentiel de représailles d’EDF résultant de la présence de celle-ci en Allemagne. » (Décision de la Commission du 7 février 2001, 2002/164/CE) :
eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:32002D0164&qid=1774527196130
5Henri Proglio, PDG d’EDF entre 2009 et 2014, devant la Commission d’enquête parlementaire visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France (le 13/12/2022).
6Au moment de l’Acte Unique européen, l’énergie était exclue des processus de libéralisation et restait du ressort de la décision nationale.
7Pierre Gadonneix, PDG d’EDF entre 2004 et 2009, devant la Commission d’enquête parlementaire visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France (le 08/12/2022).
8Dans les marchés de l’énergie et des matières première, la part du marché dite spot est celle qui concerne les livraisons immédiates ou à très court terme. On parle donc de prix spot pour désigner les prix affichés au jour le jour.
9Rapport 2018 de la CRE, « Le fonctionnement des marchés de gros de l’électricité et du gaz naturel », p. 35https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/import/Rapport_de_surveillance_marche_de_gros_2018_01.pdf. En 2017, la situation était même encore plus caricaturale : faute de disponibilité des centrales nucléaires, le gaz représentait moins de 7% de la production mais déterminait les prix plus de 36% du temps – cette évolution montre à quel point les tarifs réagissent à une modification des paramètres, non de production (qui évolue assez peu), mais de disponibilité des différents moyens de production.
10 Voir le communiqué de la CRE : https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/vers-un-retour-au-niveau-davant-crise-pour-les-charges-de-service-public-de-lenergie-pour-2025.html
11La durée de vie d’une éolienne ou d’une centrale photovoltaïque tourne autour de 20 ans, et de 25 à 30 ans pour une centrale à gaz à cycle combiné.
12Gilles Darmois, Pourquoi privatiser ? EDF et l’enjeu de l’énergie, Belin, 2004, p. 170-171.
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