2.1. Examen de la théorie du pouvoir de marché

7Une entreprise est réputée détenir un pouvoir de marché lorsqu’elle peut, en réduisant sa production ou en augmentant le prix minimum auquel elle est disposée à la vendre, accroître ses bénéfices en faisant monter le prix du marché. L’entreprise qui ne peut pas influencer le prix du marché est preneuse de prix. Une entreprise preneuse de prix continue de produire et de vendre sa production tant que le prix du marché dépasse le coût marginal de production de la dernière unité de production. Sur un marché où tous les producteurs sont des preneurs de prix (autrement dit, où ne s’exerce aucun pouvoir de marché), le coût marginal de toutes les entreprises présentes sur le marché est égal au prix du marché [2].

8C’est pourquoi l’ampleur de l’écart entre le prix du marché et le coût marginal assumé par une entreprise peut constituer un indicateur permettant de détecter et de mesurer le pouvoir de marché. L’« indice de Lerner » est une mesure courante de l’écart entre le prix et le coût marginal. Il exprime simplement la marge en pourcentage comprise dans le prix final par rapport au coût marginal – autrement dit, en supposant un prix final P et un coût marginal c, l’indice de Lerner s’établit comme suit :

9L’équation [ 1] met en évidence l’importance de l’élasticité de la courbe de la demande pour la détermination de l’effet du pouvoir de marché sur le prix. Toutes choses égales par ailleurs, une réduction de moitié de l’élasticité de la demande a le même effet que le doublement de la concentration sur le marché (c’est-à-dire la réduction de moitié du nombre de concurrents). En supposant un degré constant de concentration sur un marché, le pouvoir de marché est beaucoup plus grand sur les marchés où l’élasticité de la demande est faible.

10On verra plus loin qu’une des caractéristiques principales des marchés de production d’électricité est que les différentes entreprises sont soumises à des contraintes de capacité. Par souci de simplicité, supposons que chaque groupe assume un coût marginal constant pour tous les niveaux de production en dessous de sa capacité. De fait, la courbe de coût marginal a la forme d’un « L » inversé.

11La courbe de l’offre sur le marché peut être formée à partir des courbes de coût marginal des différents groupes classés par ordre de coûts marginaux croissants et l’addition horizontale subséquente des courbes de coût marginal. Ce calcul est illustré dans le diagramme ci-après [4].

12La figure 1 illustre une situation dans laquelle sont présents quatre groupes, le premier ayant un coût marginal de 10 dollars le MW et une capacité de 100 MW, le deuxième et le troisième un coût marginal de 15 dollars le MW et une capacité de 60 MW, et le quatrième un coût marginal de 30 dollars le MW et une capacité de 80 MW. Cet « ordre de coûts marginaux croissants » détermine la courbe de l’offre du secteur. Dans un marché parfaitement concurrentiel, le prix du marché se situerait à l’intersection de la courbe de la demande et de la courbe de l’offre, comme l’illustre la figure 1.

13On peut avoir recours à l’indice de Lerner pour mesurer le pouvoir de marché sur les marchés ayant des contraintes de capacité, à une importante réserve près. Sur un marché où les entreprises ont des contraintes de capacité, le prix du marché peut dépasser le coût marginal de n’importe quelle entreprise donnée sans que l’on observe pour autant un pouvoir de marché, lorsque toutes les entreprises présentes sur le marché fonctionnent à pleine capacité et qu’aucune autre entreprise dont le coût marginal est inférieur au prix du marché n’entend accéder au marché. Cette situation est illustrée à la figure 1. Dans cette figure, l’intersection de la courbe de la demande et de la courbe de l’offre se situe à 25 dollars le MW, montant supérieur au coût marginal assumé par toutes les entreprises actives sur le marché, sans que cela n’entraîne de pouvoir de marché [5].

Figure 1.

Demande et offre sur un marché ayant des contraintes de capacité

Figure 1. Demande et offre sur un marché ayant des contraintes de capacité + " '(   ) * $ + , -- $ $ $  %&

Demande et offre sur un marché ayant des contraintes de capacité

14Fait important, comme on le verra ci-après, la relation entre l’indice de Lerner, l’élasticité et l’indice de Herfindahl-Hirschman ne s’applique plus sur des marchés présentant des contraintes de capacité. Par conséquent, l’utilisation de l’indice de Herfindahl-Hirschman pour ces marchés peut donner des résultats très trompeurs. La section suivante propose une autre façon de mesurer la concentration qui reflète avec précision le pouvoir de marché qui s’exerce sur ce type de marchés.

15Nous utilisons dans le présent document le modèle de pouvoir de marché de Cournot (autrement dit, nous supposons que les entreprises se concurrencent en quantité). Le modèle de Cournot nécessite un calcul simple et donne des résultats justifiés intuitivement. Il convient cependant de ne pas perdre de vue que le modèle de Cournot peut surévaluer ou sous-évaluer le degré réel de pouvoir de marché. La surévaluation du pouvoir de marché s’explique par le fait que le modèle de Cournot ne tient pas compte des possibilités d’entrée, et sa sous-évaluation, par celui qu’il fait abstraction d’un éventuel comportement collusoire. En outre, sur la plupart des marchés de gros de l’électricité, les entreprises ne font pas des enchères sur des quantités spécifiques mais sur une fonction d’offre complète – c’est-à-dire sur la quantité qu’elles sont disposées à fournir pour chaque prix. Un équilibre des fonctions d’offre aboutit à une évaluation du pouvoir de marché inférieure à celle d’un équilibre de Cournot. De fait, il semble qu’un équilibre de la fonction d’offre aboutisse à une concurrence au sens de Bertrand lorsqu’il y a une importante capacité excédentaire sur le marché, et à une concurrence à la Cournot lorsque la capacité excédentaire est limitée. L’encadré qui suit examine les avantages et les inconvénients d’un équilibre à la Cournot et d’un équilibre de la fonction d’offre.

2.2. Caractéristiques des marchés de l’électricité qui facilitent l’exercice d’un pouvoir de marché

16On a vu qu’une entreprise est à même d’exercer un pouvoir de marché lorsqu’elle peut, en augmentant son prix ou en diminuant la quantité de son produit, influencer le prix du marché. Sur la plupart des marchés, la capacité qu’a une entreprise d’augmenter son prix ou de diminuer sa production d’un service particulier à un lieu et à un moment donné est limitée par :

1. la réaction des consommateurs, qui peuvent réduire leur consommation du service en question ou modifier les moments et les lieux de consommation, ou consommer d’autres services ;
2. la réaction d’autres entreprises déjà présentes sur le marché, qui peuvent accroître leur propre production à la suite de l’augmentation du prix ou de la réduction de la production d’une autre entreprise ;
3. la réaction d’autres entreprises qui ne produisent pas encore sur le marché et qui y entrent à la suite d’une augmentation du prix ou d’une diminution de la production d’une entreprise existante.

17Chacune des contraintes énumérées ci-dessus a un effet limité sur le marché de l’électricité pour les raisons suivantes :

• Premièrement, le stockage de l’électricité coûte cher. « Les techniques de stockage – par exemple, par pompage d’eau en amont afin de constituer des réserves d’énergie hydroélectrique ou sur des batteries – sont très peu efficaces. » [6] Étant donné que l’électricité ne peut être stockée facilement, il existe un marché distinct pour chaque moment de livraison. Le prix des marchandises qui peuvent être stockées a tendance à s’uniformiser avec le temps étant donné que les entrepreneurs les achètent lorsque le prix est bas et les revendent lorsque le prix est élevé. Comme l’électricité ne peut être stockée, les marchés de l’électricité ont tendance à être plus instables que d’autres marchés de ressources énergétiques, par exemple ceux de l’essence. Nous verrons que même s’il existe une vive concurrence entre les producteurs à certains moments, la concurrence est parfois considérablement limitée (notamment pendant les périodes de forte consommation).
• Deuxièmement, le transport de l’électricité coûte cher par moments – en particulier lorsque le réseau de transport est congestionné. Dans ce cas, les marchés de la production sont séparés géographiquement, ce qui réduit le nombre de concurrents potentiels et peut accroître le pouvoir de marché. En outre, le degré de congestion est à la fois fonction du niveau de la demande et des décisions stratégiques prises par les entreprises de production elles-mêmes.
• Troisièmement, l’élasticité de la demande d’électricité est très faible. Très peu de consommateurs paient un prix correspondant aux variations du prix du marché du « pool » ou de la « bourse » de l’électricité. Par conséquent, la chute de la demande qui résulte d’une augmentation du prix du marché est négligeable. « La plupart des consommateurs finals d’électricité ne disposent pour ainsi dire d’aucun moyen technique d’observer les prix en temps réel et encore moins d’y réagir. La demande est pratiquement inélastique à court terme. » [7] On a vu que l’inélasticité de la demande facilite beaucoup l’exercice d’un pouvoir de marché en limitant la réduction de la demande des consommateurs à la suite d’une hausse de prix.
• Quatrièmement, les producteurs font face à des contraintes de production évidentes. « Les groupes ont de fortes contraintes de capacité qui font augmenter considérablement le coût marginal au-delà d’un certain seuil de production. » [8] Si les autres entreprises présentes sur le marché souffrent de contraintes de capacité, elles sont incapables d’augmenter leur production à la suite d’une hausse de prix – le pouvoir de marché des entreprises restantes qui n’ont pas de contraintes peut donc être substantiel.
• Cinquièmement, l’électricité est un bien homogène vendu dans le cadre d’enchères répétées sur des marchés comportant un nombre limité d’acteurs qui connaissent les coûts assumés par leurs partenaires et peuvent apprendre rapidement à réagir au comportement des autres, ce qui facilite les pratiques collusives.

18 En outre, il se peut que des caractéristiques particulières du mode d’organisation des marchés de l’électricité contribuent à faciliter davantage le pouvoir de marché, comme c’est le cas, par exemple, des marchés où se négocient des primes de capacité ou une capacité de production de réserve. Ces marchés peuvent eux-mêmes se prêter aux manipulations stratégiques des entreprises qui y sont présentes [9].

19Borenstein et Bushnell résument comme suit les caractéristiques des marchés de l’électricité :

20

« Sur la plupart des marchés, il existe d’autres contraintes qui empêchent une entreprise donnée représentant un assez faible pourcentage de la production de procéder à des hausses de prix substantielles. Si le produit peut être stocké, les acheteurs, ou les intermédiaires qui le commercialisent, peuvent le stocker pour être moins vulnérables aux hausses de prix. Si les consommateurs finals reçoivent des informations sur les prix avant d’acheter, leur hésitation à payer des prix excessifs dissuade le vendeur de pratiquer de tels prix. Si l’offre est élastique, l’entreprise qui demande un prix élevé pour sa production provoque simplement un déplacement de part de marché vers un autre fournisseur. Chacune de ces caractéristiques est beaucoup moins présente sur les marchés du secteur électrique que sur ceux de la plupart des autres secteurs. Les entreprises qui détiennent des parts de marché, si modestes soient-elles, sont par conséquent davantage en mesure d’exercer un pouvoir de marché dans ce secteur que dans la plupart des autres secteurs. » [10]

3.1. Mesures du pouvoir de marché et de la concentration

35On a vu que sur un marché sans contraintes de capacité, le degré de pouvoir de marché peut être relié à la concentration qui existe sur ce marché selon l’équation suivante :

36Cependant, comme on l’a déjà noté, le recours à l’indice de Herfindahl-Hirschman pour évaluer la concentration sur un marché ayant des contraintes de capacité peut aboutir à des résultats très trompeurs.

37On peut aisément le constater en reprenant l’exemple du marché illustré à la figure 2 ci-dessus. Dans cet exemple, il y a 50 petites entreprises et une grande. Comme le montre la figure 3, le marché n’est pas très concentré – l’indice de Herfindahl-Hirschman ne dépasse jamais 500 – et se situe largement en dessous du seuil (quelque peu arbitraire) de 1 000 fixé par le Department of Justice des États-Unis pour qu’un marché soit considéré comme concurrentiel. Cependant, comme le montre la figure 3, la marge prix-coût approche les 90 pour cent du prix du marché, ce qui suppose des niveaux de concurrence relativement bas.

Figure 3.

Concentration et marge prix-coût

Figure 3. Concentration et marge prix-coût % * '5 ) 0 1 466 % * '5 ) 0 ' * 1 466 0 ' 1 4

Concentration et marge prix-coût

38Les autres mesures de la concentration ne donnent pas de résultats beaucoup plus probants. Ainsi, la part de marché de la plus grande entreprise ne dépasse jamais les 18 pour cent. Les 50 autres entreprises ne détiennent que 1 à 2 pour cent du marché chacune. La part de marché attribuée aux quatre premières entreprises ne dépasse jamais 25 pour cent.

39Supposons que ce marché comportait à l’origine 75 petites entreprises identiques ( 20 MW). Sur ce nombre, 25 envisagent fusionner. Étant donné que la concentration, après la fusion, serait inférieure à 500 sur l’échelle établie pour l’indice de Herfindahl-Hirschman, ou, en d’autres termes, que le ratio de concentration des quatre plus grandes entreprises serait inférieur à 25 pour cent, l’autorité de la concurrence concernée pourrait difficilement empêcher cette fusion. Mais, comme l’indique la figure 2, l’entreprise née de la fusion peut détenir un pouvoir de marché significatif pendant les périodes de pointe.

40Il est évident que l’indice de Herfindahl-Hirschman classique est un indicateur médiocre du pouvoir de marché sur un marché présentant des contraintes de capacité. Existe-t-il une meilleure méthode de mesure du pouvoir de marché sur ces marchés ?

41L’annexe B montre que la relation entre l’indice de Lerner, l’indice de Herfindahl-Hirschman et l’élasticité de la demande est toujours valable à la condition d’ajuster la formule de l’indice de Herfindahl-Hirschman. Plus précisément, on constate que sur les marchés où certaines entreprises ont des contraintes de capacité,

42Pour donner un exemple du calcul de l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté, prenons le marché déjà illustré aux figures 2 et 3. Lorsque la demande atteint un niveau égal à 1 200 unités, les 50 petites entreprises produisent au maximum de leur capacité de 20 unités de production. La plus grande entreprise produit 85.6 unités de production. Elle détient par conséquent une part de marché d’environ 7.9 pour cent, alors que les petites entreprises détiennent chacune une part de marché de 1.8 pour cent. L’indice de Herfindahl-Hirschman classique aboutirait par conséquent à la concentration du marché suivante : 7.9 [2] + 50 × 1.8 [2] = 224.

43Par comparaison, étant donné que la part de marché combinée des petites entreprises ayant des contraintes de capacité est de 92.2 pour cent, l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté se calcule comme suit : 7.9 × ( 7.9 + 92.2) = 790 – soit une concentration environ 3.5 fois plus élevée que celle obtenue à l’aide de l’indice de Herfindahl-Hirschman classique [13].

44Les différentes façons de calculer l’indice de Herfindahl-Hirschman apparaissent clairement à la figure 4, qui reprend l’exemple de la figure 3 avec l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté plutôt qu’avec l’indice de Herfindahl-Hirschman classique. Il ne fait pas de doute que l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté reflète mieux le degré véritable du pouvoir de marché sur ce marché pour différents niveaux de demande que ne le fait l’indice de Herfindahl-Hirschman classique. (Il convient de noter que dans ce graphique, l’échelle de l’indice de Herfindahl-Hirschman a été légèrement décalée pour dissocier les deux lignes qui autrement se seraient superposées.)

Figure 4.

Marge prix-coût et mesure de la concentration selon l’indice ajusté

Figure 4. Marge prix-coût et mesure de la concentration selon l’indice ajusté % * '5 ) 0 1 466  % * '5 ) 0 ' * 1 466 8 # 0 ' 1 466 7 0 ' 1 4

Marge prix-coût et mesure de la concentration selon l’indice ajusté

45Observation n°2 : Sur un marché où certaines entreprises ont des contraintes de capacité, la mesure de la concentration au moyen de l’indice de Herfindahl-Hirschman classique donne des résultats imprécis et il faudrait plutôt recourir à l’« indice de Herfindahl-Hirschman ajusté » illustré dans l’équation [ 2].

3.2. Incidences sur les politiques structurelles

46Il est intéressant d’examiner certaines des conséquences du recours au concept de l’« indice de Herfindahl-Hirshman ajusté ». D’abord, il faut noter que chaque fois que la demande atteint un point où il ne subsiste qu’une seule entreprise sans contraintes, l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté de la concentration du marché est alors simplement égal à la part de marché de cette entreprise – les parts de marché détenues par les autres entreprises ne sont pas pertinentes. C’est ce que l’on constate aisément en examinant la formule de calcul de l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté. S’il n’y a qu’une seule entreprise sans contraintes, (l’entreprise 1, par exemple) sa part de marché et celle des autres entreprises totalisent évidemment 100 pour cent – soit
, de sorte que :

47Nous pouvons notamment en conclure que toute tentative de réduire le pouvoir de marché lorsqu’il n’y a qu’une seule entreprise sans contraintes passe obligatoirement par la réduction de la part de marché de cette entreprise – en recourant sans doute à la cession d’actifs. L’augmentation du nombre d’entreprises sur le marché ne suffira pas nécessairement à contrer le pouvoir de marché.

48Wolak et Patrick ( 1997) font ressortir le même argument : « L’entrée de nouvelles entreprises sur le marché [de l’Angleterre et du pays de Galles] n’aura sans doute à elle seule qu’une influence limitée... De nombreux producteurs d’électricité indépendants desservent déjà le marché, de sorte qu’on ne saurait se contenter d’augmenter le nombre de concurrents. Compte tenu du nombre actuel d’entreprises sur le marché et des règles de marché, il importe, pour limiter le pouvoir de marché, de réduire la taille des plus grandes entreprises comparativement à l’ensemble des autres entreprises. » [14]

49L’annexe B montre que pour un nombre fixe d’entreprises sans contraintes, l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté est réduit au minimum lorsque toutes les entreprises sans contraintes ont une part de marché identique. Cette part de marché doit par conséquent être égale à la part totale des entreprises sans contraintes divisée par le nombre d’entreprises sans contraintes

50Cette expression conduit à penser que pour réduire le pouvoir de marché, les responsables de l’élaboration des politiques devraient porter leur attention sur a) l’augmentation du nombre d’entreprises sans contraintes et b) la réduction de la part de marché des entreprises sans contraintes (ou, ce qui revient au même, l’accroissement de la part de marché des entreprises ayant des contraintes).

51Qu’implique cette analyse pour la politique en matière de fusions ? Soulignons notamment que le contrôle des concentrations devrait être axé sur les fusions aboutissant à la création d’une entreprise sans contraintes (la fusion de deux entreprises qui continueront d’avoir des contraintes à un niveau donné de demande n’a pas d’impact sur le pouvoir de marché à ce niveau de demande, même si elle peut évidemment accroître le pouvoir de marché à d’autres niveaux de demande.)

52Notons également que le contrôle de la concentration devrait porter sur les fusions d’entreprises sans contraintes réalisées par des producteurs marginaux qui sont relativement proches dans l’ordonnancement selon l’ordre de coûts croissants. Le pouvoir de marché d’un producteur sans contraintes est limité principalement par l’aptitude des autres producteurs sans contraintes à accroître leur production à la suite d’une hausse de prix – notamment les producteurs qui assument un coût marginal voisin du prix du marché mais qui n’ont pas encore été appelés.

53De fait, comme l’illustre le diagramme ci-dessous, la fusion d’un producteur avec le producteur qui le précède immédiatement dans le classement par ordre de coûts croissants peut avoir un impact considérable sur le prix, même lorsque la part de marché du producteur dont le coût est le plus élevé est très petite. Reprenons l’exemple du marché décrit à la figure 2, en supposant cette fois qu’un producteur additionnel ayant une capacité de 200 MW et un coût marginal de 25 dollars le MW est actif sur le marché. Lorsque le prix du marché dépasse 25 dollars, ce producteur commence à produire. La figure 5 présente le niveau des prix pour différents niveaux de demande avant et après la fusion des deux plus grandes entreprises considérées. L’impact de cette fusion sur le prix du marché peut être très considérable, même lorsque l’entreprise dont le fonctionnement coûte le plus cher détient une petite part de marché. Par exemple, lorsque le niveau de demande est égal à 1 600, une fusion fait monter le prix, qui passe de 34.70 à 45 dollars le MW (soit une augmentation de 30 pour cent), même si les parts de marché détenues avant la fusion par les deux producteurs sans contraintes ne sont que de 14.2 et 5.6 pour cent.

Figure 5.

Effet de la fusion de deux entreprises qui sont voisines

Figure 5. Effet de la fusion de deux entreprises qui sont voisines dans le classement selon l’ordre de coûts croissants " ' 0$1 " ' # 9 - ' * " ' # 7 ' * " ' -- 4

Effet de la fusion de deux entreprises qui sont voisines

54Observation n° 3 : Le contrôle des fusions de producteurs devrait s’exercer sur les fusions qui débouchent sur la création d’entreprises sans contraintes et sur les fusions d’entreprises dont les producteurs marginaux sont voisins dans le classement selon l’ordre de coûts croissants. La fusion de deux entreprises sans contraintes qui sont proches dans le classement selon l’ordre de coûts croissants peut avoir un effet significatif sur le prix même lorsque les deux entreprises en question ont une part de marché relativement faible.

3.3. Le pouvoir de marché en périodes creuses

55Nous avons vu comment la présence de contraintes de capacité augmente le pouvoir de marché comparativement à une situation où il n’existe pas de contraintes de capacité. Soulignons toutefois que pour autant, le pouvoir de marché n’a pas toujours tendance à augmenter en période de pointe. De fait, c’est plutôt le contraire qui peut se produire. Une augmentation de la demande peut, par exemple, occasionner le démarrage d’un très grand nombre de producteurs à coût élevé, ce qui a pour effet de réduire et non d’augmenter le pouvoir de marché [15].

Figure 6.

Le pouvoir de marché en périodes creuses

Figure 6. Le pouvoir de marché en périodes creuses " ' 0$1 " ' # 5 / ' -- . 7 # # ( ' # , ' -- " ' -- 4

Le pouvoir de marché en périodes creuses

56La figure 6 illustre un marché dont les acteurs sont un producteur à faible coût (coût marginal de 4 dollars) et qui possède une petite capacité de 800 MW, et un grand nombre ( 50) de producteurs à coût élevé (coût marginal de 10 dollars). L’élasticité de la demande est égale à 2. Comme l’indique le graphique, lorsque les niveaux de la demande sont bas, le producteur à moindre coût détient un monopole – qu’il exerce en facturant un prix du marché de 8 dollars. Ce montant demeure le prix du marché jusqu’à ce que le monopoleur ait des contraintes de capacité, et c’est alors que le prix augmente à 10 dollars, que les autres producteurs accèdent au marché et que la marge prix-coût chute à près de zéro.

57Observation n° 4 : Le pouvoir de marché ne s’exerce pas nécessairement pendant les périodes de pointe uniquement. Lorsque les producteurs assument des coûts différents, une augmentation de la demande peut entraîner une réduction du pouvoir de marché (à élasticité de la demande constante). Autrement dit, le pouvoir de marché peut aussi se manifester pendant les périodes creuses.

3.4. Nouvelles entrées

58Nous avons examiné comment les contraintes de capacité peuvent accroître le pouvoir de marché des entreprises restantes qui ne sont pas soumises à des contraintes de capacité. Voyons maintenant si l’entrée de nouvelles entreprises peut contribuer à réduire ce pouvoir de marché.

59La capacité de nouveaux entrants à réduire le pouvoir de marché sur le marché considéré (comme sur n’importe quel marché) est fonction de l’ampleur des économies d’échelle qu’ils réalisent et de la technologie à laquelle ils ont accès. S’il n’y a pas d’économies d’échelle et que les nouveaux entrants peuvent choisir la technologie (et la structure de coûts), ils optent pour la moins chère. Ces nouvelles entrées ont tendance à faire baisser le prix du marché par rapport au coût marginal et se poursuivent jusqu’à ce que le prix (moyen) soit égal au coût moyen de l’entrant marginal.

60Dans certains cas, les opérateurs historiques parviennent à dissuader des concurrents potentiels d’entrer sur le marché en vendant leur production par le biais de contrats à long terme. Nous verrons ci-après que lorsque les producteurs historiques ont vendu à l’avance, à un prix fixe, une fraction importante de leur production, ils sont davantage portés à concurrencer de manière agressive sur le marché spot. Cela s’explique par le fait qu’ils ne profitent plus de la possibilité de réduire leur production et d’augmenter le prix du marché de la totalité des unités restantes qu’ils vendent – puisque la plupart d’entre elles sont déjà vendues à prix fixe. En choisissant leur niveau de couverture à terme, les producteurs historiques arrivent donc parfois à faire baisser le prix spot et à repousser ainsi les entrants potentiels. Newbery ( 1998) étudie cette possibilité et conclut :

61

« Si le secteur a la capacité totale voulue (compte tenu du nombre d’entreprises), les opérateurs historiques peuvent conclure suffisamment de contrats pour faire baisser le prix à un niveau dissuasif pour de nouveaux entrants potentiels et estiment très rentable de convenir d’un programme de fourniture au prix contractuel le plus élevé possible pour maintenir le prix à ce niveau. On obtient alors un équilibre où le niveau de couverture contractuelle, de même que les stratégies d’enchères, sont déterminés de manière univoque. La plupart du temps, la menace d’une nouvelle entrée incite les opérateurs historiques à augmenter leur couverture contractuelle. Ce faisant, ils deviennent plus compétitifs sur le marché spot et font baisser le prix moyen du pool. Ils font également en sorte d’optimiser la variabilité des prix spot. Newbery ( 1995) a montré que lorsque les deux opérateurs historiques qui fixent les prix sur le marché britannique de l’électricité constatent que de nouveaux concurrents risquent d’entrer sur le marché (ou lorsqu’ils ont permis l’entrée d’un nombre suffisant de concurrents pour satisfaire l’exigence de concurrence accrue de l’autorité de la concurrence), ils coordonnent rapidement leur stratégie d’enchères de la manière décrite ici. » [16]
Prenons maintenant le cas où le seul moyen dont disposeraient de nouveaux

62entrants potentiels pour accéder au marché serait le recours à une technologie qui coûte plus cher que celle qui est utilisée pour le gros de la production existante. Cette production se composerait pour l’essentiel d’énergie hydroélectrique coûtant relativement peu cher à produire, mais les possibilités de production d’énergie hydroélectrique additionnelle seraient épuisées. De nouvelles entrées seraient alors envisageables, mais seulement, par exemple, dans le secteur de la production d’électricité à partir du pétrole.

63Il est sans doute peu probable que de nouveaux concurrents affaiblissent le pouvoir de marché exercé par des producteurs haut placés dans le classement selon l’ordre de coûts croissants. En effet, plus un producteur est « haut placé », plus la demande doit être forte pour qu’il lui soit demandé de produire de l’électricité. Certains producteurs ne sont parfois sollicités que pour quelques périodes par jour ou par mois. Ces producteurs doivent récupérer la totalité de leurs charges fixes et de leurs frais d’exploitation sur une période de fonctionnement relativement courte. Pour ces producteurs, des charges fixes, si petites soient-elles, constituent une composante beaucoup plus importante du prix de revient total que pour un producteur qui est presque toujours en activité. Dans la pratique, les producteurs « à temps partiel » réalisent des économies d’échelle beaucoup plus importantes.

64Pour illustrer cette situation, supposons comme précédemment un marché comportant 50 producteurs identiques ayant une capacité de 20 MW et un coût marginal de 10 dollars le MW. La demande est à élasticité constante et est égale à 0.2. Lorsque le prix est de 10 dollars et que la demande augmente à 1 200 MW, ces 50 producteurs font face à une contrainte de capacité – ils produisent 1 000 MW et le prix passe à 24.88 dollars. Supposons que de nouveaux concurrents peuvent accéder à ce marché et utilisent une technologie correspondant à une capacité de 20 MW, en assumant un coût marginal de 15 dollars et des charges fixes de 2 dollars. Combien de nouveaux entrants ce marché peut-il accueillir ?

65Si le niveau de la demande se maintient indéfiniment à 1 200, ce marché peut supporter un niveau relativement élevé de nouveaux entrants – de fait, il pourrait accueillir 19 entreprises ayant des charges fixes de 2 dollars. Le prix du marché serait abaissé à 15.37 dollars et chaque nouvel entrant produirait 5.32 MW d’électricité.

66Qu’adviendrait-il cependant si ce niveau élevé de demande ne se maintenait que pendant une courte période ? Si cette période ne correspondait qu’à un pour cent du temps, par exemple, ce marché ne pourrait accueillir qu’un seul nouveau concurrent. Le prix du marché s’établirait à 19.58 dollars – prix préférable à celui qui serait pratiqué s’il n’y avait eu aucun nouvel entrant, mais qui dépasse largement le prix efficace, qui est de 15.10 dollars.

67De fait, si les périodes de pointe ne représentent qu’un pour cent du temps seulement, les charges fixes sont multipliées par 100. Cela peut suffire pour restreindre considérablement la possibilité d’une nouvelle entrée. C’est précisément pour cette raison que les entreprises haut placées dans le classement selon l’ordre de coûts croissants peuvent conserver leur pouvoir de marché.

68Observation n° 5 : Le pouvoir de marché qui ne se manifeste que par intermittence n’est pas nécessairement affaibli par de nouvelles entrées. Plus les épisodes de rendement excédentaire sont brefs, plus les charges fixes, si basses soient-elles, font obstacle aux nouvelles entrées.

3.5. Pouvoir de marché attribuable aux contraintes de transport

69Nous avons vu dans les sections précédentes comment le pouvoir de marché peut s’exercer dans un secteur de l’électricité simple, même lorsque des contraintes de transport sont improbables. Voyons maintenant comment les contraintes de capacité qui affectent les réseaux de transport peuvent séparer davantage les marchés et accentuer le pouvoir de marché.

70L’électricité est transportée sur des réseaux de transport à haute tension. Chaque liaison de transport entre deux points peut transporter une quantité maximum limitée d’électricité. Pour simplifier, supposons que le coût d’acheminement de l’électricité sur une liaison non congestionnée est nul (c’est-à-dire qu’il n’y a pas de pertes de transport).

71Prenons d’abord le réseau simple illustré à la figure ci-après. Il existe une seule liaison de transport entre les points A et B. La production et la consommation peuvent intervenir aux deux points.

Figure 7.

Réseau simple à deux nœuds

Figure 7. Réseau simple à deux nœuds " + + # *  ; < " +  : :

Réseau simple à deux nœuds

72La direction du transit d’électricité entre les points A et B est fonction du prix relatif de l’électricité aux points A et B. Si la demande et/ou le coût de production sont moindres au point A, le fait que l’offre et la demande se coupent au point A aura tendance à produire un prix plus bas que si elles se coupaient au point B, de sorte que l’électricité sera portée à circuler de A vers B. Bien évidemment, la quantité et la direction du transit peuvent changer à tout moment au cours d’une journée à la suite de fluctuations de l’offre et de la demande aux points A et B. En particulier, la direction du transit peut être différente en période de pointe et en période creuse. Ce point sera approfondi ci-après.

3.6. Congestion du réseau de transport et pouvoir de marché en période de pointe

73Dans la section précédente, nous avons vu que des contraintes de capacité peuvent accentuer le pouvoir de marché. Les contraintes de réseau de transport peuvent avoir exactement le même effet. Prenons par exemple un marché composé de 50 producteurs au point A et d’un producteur au point B. Supposons qu’aucun de ces producteurs n’a de contraintes de capacité, mais que la liaison entre le point A et le point B a une capacité maximum de 1 000 MW. La totalité de la consommation intervient au point B. Supposons que la courbe de la demande a une élasticité constante égale à 0.2. Tous les producteurs assument un coût marginal constant de 10 dollars.

Figure 8.

Réseau simple à deux nœuds ayant des contraintes de transport

Figure 8. Réseau simple à deux nœuds ayant des contraintes de transport " + # *  ;  %& " + 7

Réseau simple à deux nœuds ayant des contraintes de transport

74L’effet de la contrainte est illustré à la figure 9. Lorsque la demande s’accroît de telle sorte que la liaison entre A et B est congestionnée, toute hausse de la consommation doit s’accompagner d’une hausse de la production du producteur situé au point B. Ce producteur détiendra un pouvoir de marché significatif et pourra augmenter le prix à mesure que la demande s’accroîtra. Dans cet exemple, la contrainte de transport fonctionne exactement de la même façon que les contraintes de capacité sur les producteurs situés au point A. L’évaluation précise du pouvoir de marché qui existe sur le marché de la production au point B nécessite dans ce cas également l’utilisation de l’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté.

75La congestion fait en sorte que le prix du marché au point A diffère de celui pratiqué au point B. Le point A et le point B sont sur le même marché électrique quand la demande est faible, mais se séparent géographiquement lorsque la demande s’accroît. Le producteur situé au point B doit augmenter sa production afin de répondre à la demande. Le producteur situé au point B est parfois réputé être « une centrale contrainte à tourner » ou se trouver dans une situation où il doit « tourner pour assurer la fiabilité du réseau ». Dans ce cas également on constate qu’en présence de contraintes de capacité, il faut prendre en compte, pour définir le marché, non seulement le moment et du lieu où l’électricité est vendue, mais aussi le niveau de la demande.

Figure 9.

Contraintes de transport en période de pointe

Figure 9. Contraintes de transport en période de pointe sur un réseau simple à deux nœuds " ' 0$1 . ' =# # : # / ' -- 2 -# 3 # ( ' # ' -- " ' -- 4

Contraintes de transport en période de pointe

76Un marché qui est isolé en périodes de pointe en raison de contraintes de transport est appelé une zone de saturation. Ainsi, lorsque la demande d’électricité est forte à San Diego, la capacité de transport vers cette région peut être épuisée, ce qui crée une « zone de saturation », et les producteurs de San Diego détiennent un pouvoir de marché local significatif.

77L’effet du pouvoir de marché du producteur situé au point B est fonction du mode de tarification de l’accès au réseau de transport. Selon la tarification nodale, les prix d’injection ou de soutirage de l’électricité peuvent différer d’un point à l’autre du réseau. « La variation des prix reflète l’impact marginal de la fourniture sur les contraintes de fonctionnement du réseau, qui peuvent différer selon les endroits. L’électricité injectée dans le réseau d’une région donnée qui a pour effet d’atténuer la congestion est payée plus cher que celle qui accentue la congestion. En général, l’électricité coûte plus cher dans les régions où existent des contraintes d’importation, même si les mécanismes complexes qui caractérisent les transits d’électricité aboutissent parfois à des résultats moins évidents. » [17] Suivant la tarification nodale, lorsque la liaison de transport A-B devient congestionnée, l’injection d’électricité coûte plus cher au point A qu’au point B, de sorte que les producteurs situés au point A sont portés à ne pas produire une quantité d’électricité supérieure à la capacité de la liaison de transport entre les points A et B. Le niveau de production choisi par le producteur situé au point B affecte à la fois les prix payés par les consommateurs et le prix attribuable à la congestion sur la liaison.

78Dans les réseaux appliquant la tarification par zone, les prix d’injection ou de soutirage d’électricité sont constants dans quelques zones couvrant de vastes régions. Dans l’idéal, ces zones sont sélectionnées de manière à correspondre à des régions possédant une capacité de transport suffisante et dont le réseau est peu exposé aux congestions. Étant donné que selon la tarification nodale, les prix ne reflètent pas la congestion du réseau de transport, le gestionnaire du réseau de transport doit parfois s’abstenir d’effectuer le dispatching selon l’ordre des coûts croissants et doit plutôt appeler un producteur et payer le montant qu’il demande plutôt que le prix du marché en vigueur dans la zone concernée. Comme le montant demandé par le producteur est supérieur au prix du marché du système, cette intervention entraîne un coût qui est habituellement récupéré en étant répercuté sur l’ensemble des utilisateurs.

79Dans l’exemple qui précède, si les points A et B sont situés dans la même zone, le prix de l’injection d’électricité est le même aux points A et B. Par conséquent, un autre mécanisme doit être mis en œuvre pour limiter la production au point A et l’accroître au point B. Par exemple, le gestionnaire du réseau de transport peut demander que le dispatching soit fait depuis le point B, sans égard au prix demandé par le producteur situé au point B. Il faut que les producteurs situés au point A perçoivent un montant inférieur à celui payé au producteur situé au point B et soient ainsi dissuadés d’accroître leur production. Le prix payé par les consommateurs finals sera inférieur au montant versé au producteur situé au point B et supérieur à celui versé aux producteurs situés au point A – de fait, le surcoût payé au producteur « contraint à tourner » situé au point B est fondu dans l’ensemble des achats d’électricité. En d’autres termes, les rentes issues de la congestion du réseau de transport sont répercutées sur les consommateurs par le biais des prix de l’électricité. Selon Bushnell et Wolak ( 1999) :

« Sur les deux types de marchés, à savoir ceux où l’on retrouve de nombreux prix nodaux et ceux où il n’existe que quelques prix à l’intérieur d’une zone, les producteurs situés stratégiquement peuvent tirer profit des contraintes de réseau en demandant des prix plus élevés. Grâce aux contraintes de transport, ces producteurs font face à une concurrence potentielle moindre que ceux qui sont situés ailleurs sur le réseau. En l’absence de substituts à la production de ces groupes, le marché doit ou bien augmenter localement le prix de l’énergie [dans le mode de tarification par zone], ou bien payer au producteur un prix supérieur au prix du marché [dans le mode de tarification nodale]. Ces producteurs peuvent influencer les prix de façon disproportionnée, du moins dans leurs régions. Pendant les premières années d’existence du pool de l’électricité de l’Angleterre et du pays deGalles, par exemple, des producteurs situés dans des régions stratégiques ont appris à ajuster leurs offres de manière à tirer parti de leur statut de producteurs contraints à tourner, ce qui a entraîné, d’une année à l’autre, une augmentation de plus de 70 millions de livres des paiements versés à ces producteurs. Les offres de fourniture faites par ces groupes ont semble-t-il été limitées essentiellement par la crainte d’une intervention des autorités de la réglementation. » [18]

80Observation n° 6 : Dans un réseau électrique simple à deux nœuds affecté par des contraintes de transport, le pouvoir de marché peut se manifester en période de pointe même lorsque les producteurs n’ont pas de contraintes de capacité. L’analyse qui s’applique à cette situation est la même que si les producteurs situés dans les régions exportatrices étaient soumis à des contraintes de capacité de production. L’indice de Herfindahl-Hirschman ajusté rend compte avec précision du pouvoir de marché exercé par des producteurs présents sur les marchés où existent des contraintes d’importation.

81Dans la section précédente, nous avons noté que la fusion d’une entreprise sans contraintes et d’une entreprise ayant des contraintes est susceptible d’accroître le pouvoir de marché. Dans le cas présent, cependant, la fusion d’un producteur sans contraintes situé au point B et d’un producteur situé en amont au point A n’a pas d’effet sur le pouvoir de marché lorsque la liaison est congestionnée, pour autant que la congestion de la liaison A-B subsiste après la fusion. En effet, lorsque cette liaison est congestionnée, il est possible dans tous les cas de réduire la production du producteur situé au point A en augmentant celle des autres producteurs, ce qui assure que la liaison demeure congestionnée et élimine l’effet de la baisse de production sur le prix du marché. Tant que le transit de l’électricité sur la liaison demeure constant, l’entreprise n’a pas intérêt à réduire la production du producteur situé au point B. La fusion d’un producteur situé au point A avec le producteur situé au point B n’a donc pas d’effet global sur le pouvoir de marché.

3.7. Droits financiers de transport

82Selon le mode de tarification nodale, le réseau de transport peut percevoir des recettes au titre du transport d’électricité sur des liaisons congestionnées. Ces recettes sont appelées « rentes de congestion ». Les vendeurs et les acheteurs d’électricité souhaitent parfois se couvrir contre les frais inhérents à la congestion, notamment en acquérant une participation dans les rentes de congestion – c’est-à-dire en partageant la rente qui revient au gestionnaire du réseau de transport. Le droit à une part des rentes de congestion est appelé « droit financier de transport ». L’existence de droits financiers de transport affecte-t-elle le degré de pouvoir de marché ?

83La réponse est affirmative. Si le producteur situé au point B est autorisé à acquérir une part des droits financiers de transport, il se peut que cela l’incite davantage à restreindre sa production. Autrement dit, plus la part de droits financiers de transport détenue par le producteur monopoleur situé au pointB est grande, plus le prix du marché est élevé. Joskow et Tirole ( 2000) expliquent ce phénomène :

84

« Plus la part des droits détenus par le producteur [situé au point B] est grande, plus il est incité à augmenter le prix [au point B]. (… ) Le [producteur situé au point B] dispose alors de deux sources de revenus : les ventes d’énergie et les rentes de congestion que lui rapportent ses droits financiers de transport. Plus le [producteur situé au point B] internalise la rente de congestion, plus celle-ci est élevée, ce qui réduit sensiblement l’élasticité de la courbe de la demande résiduelle et accroît le pouvoir de marché. (… )

85Lorsque [le producteur situé au point B détient tous les droits financiers de transport, il] fait face à la demande totale alors que lorsqu’il n’en détient pas, il fait face à la demande résiduelle. Autrement dit, si le producteur monopoleur [situé au point B] détient tous les droits financiers de transport, il optimise ses bénéfices (les recettes nettes qu’il tire de la fourniture d’énergie, auxquelles s’ajoutent les rentes de congestion) comme s’il détenait un monopole sur la totalité de la fonction de demande. Ce faisant, le [producteur situé au point B] sacrifie certains des bénéfices qu’il tirerait autrement de la fourniture d’électricité dans le but d’accroître ceux qu’il tire sous forme de « dividendes » au titre des droits financiers de transport qu’ils possède, en raison de sa capacité de faire monter le prix. » [19]

86Le graphique de la figure 10 illustre le prix du marché applicable à différents niveaux de demande pour la même structure de marché qu’à la figure 8, sauf que le producteur situé au point B détient une part variable des droits financiers de transport.

Figure 10.

Effet des droits financiers de transport sur le pouvoir de marché

Figure 10. Effet des droits financiers de transport sur le pouvoir de marché " ' 0$1 " ' # 7 # : # - " ' # 7 # : # - " ' # , - " ' -- 4

Effet des droits financiers de transport sur le pouvoir de marché

87Observation n° 7 : Lorsque le réseau de transport vend des droits à une part des rentes de congestion, les producteurs qui tirent profit de la congestion sont incités acquérir ces droits et peuvent ainsi accroître leur pouvoir de marché.

3.8. Congestion du réseau de transport et pouvoir de marché en périodes creuses

88Dans l’exemple simple que nous venons d’examiner, le pouvoir de marché n’intervient que pendant les périodes de pointe. Dans un modèle un peu plus général, on peut montrer que la congestion du réseau de transport peut survenir en périodes creuses seulement, même sur un marché où toutes les entreprises assument un coût marginal identique.

89La possibilité qu’une congestion du réseau survienne uniquement en périodes creuses est par intuition manifeste. La direction du transit d’électricité entre le point A et le point B est fonction du prix du marché pratiqué au point A et au point B. En période de pointe, il se peut que la production et la consommation à chaque point soient équilibrées, et qu’il y ait relativement peu de transits sur la liaison A-B. Si, pendant les périodes creuses, la demande chute davantage au point A qu’au point B, les producteurs situés au point B voudront exporter vers le point A. La quantité des exportations alors effectuées peut excéder la capacité de la liaison qui relie le point A au point B.

90Prenons un exemple explicite, soit un marché sur lequel la demande au point A et au point B est linéaire avec une pente égale à 0.5. On compte 50 producteurs situés au point A et un seulement au point B. Tous les producteurs assument un coût marginal constant de 10 dollars. La liaison entre le point A et le point B a une capacité de 20 MW. Pendant les périodes de pointe, le niveau de la demande est de 1 200 au point A et de 40 au point B, et la liaison A-B n’est pas congestionnée, de sorte que le prix pratiqué sur les deux marchés est le même, soit 23.40 dollars. Le producteur situé au point B exporte à ce prix 7 MW d’électricité vers le marché du point A.

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91Pendant les périodes creuses, le niveau de la demande au point A baisse à 200, tandis que la demande au point B se maintient à 40. Le prix chute sur les deux marchés, mais davantage au point A. Les producteurs situés au point A tentent de compenser la baisse de prix en exportant de l’électricité vers le point B, mais la liaison A-B devient congestionnée. Le prix du marché est de 12.16 dollars au point A et de 15 dollars au point B.

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92Observation n°8 : Dans un réseau électrique simple à deux nœuds présentant des contraintes de transport, le pouvoir de marché peut se manifester en période creuse même lorsque le coût marginal est le même pour tous les producteurs.

3.9. Congestion du réseau de transport et transits de bouclage

93Nous avons examiné dans la section qui précède les effets de la congestion sur le réseau de transport d’électricité le plus simple qui soit, composé d’une liaison unique entre deux points. Dans les réseaux de transport légèrement plus complexes, une autre possibilité existe, celle du « transit de bouclage ». Nous montrerons dans la présente section comment, en présence d’un transit de bouclage, un producteur peut détenir un pouvoir de marché même s’il n’existe pas de contraintes de capacité sur les liaisons entre les producteurs et les consommateurs.

94Le transit de bouclage est dû au fait que l’électricité ne peut pas être acheminée par un chemin particulier. Elle circule plutôt sur un réseau en suivant la liaison qui offre le moins de résistance. Lorsqu’il y a plus d’une liaison entre le point de production et le point de consommation, l’électricité emprunte toutes les liaisons possibles en quantités inversement proportionnelles à leur résistance.

95Cette situation peut être illustrée à l’aide d’un réseau simple à trois nœuds, comme celui de la figure 11. La figure 11 présente un réseau électrique simple à trois nœuds reliés par trois liaisons d’égale longueur. La production est réalisée aux points A et B, alors que la consommation intervient au point C. On compte un grand nombre de producteurs en concurrence au point B et un seul au point A. La liaison entre A et C et entre B et C ne présente pas de contraintes de capacité alors que la liaison entre A et B en comporte une de 200 MW.

96L’électricité produite au point A peut atteindre sa destination de deux manières – en empruntant une liaison directe, A-C, ou une liaison indirecte, A-B-C. Comme la liaison indirecte est exactement deux fois plus longue, elle offre exactement deux fois la résistance de la liaison directe, de sorte que la liaison directe transporte deux fois plus d’électricité que la liaison indirecte. En d’autres termes, sur la totalité de l’électricité produite au point A, le tiers circule par A-B-C et les deux tiers par A-C.

Figure 11.

Réseau simple à trois nœuds présentant une contrainte

Figure 11. Réseau simple à trois nœuds présentant une contrainte de capacité sur la liaison A-B + #  %&  : +

Réseau simple à trois nœuds présentant une contrainte

97Il en va de même pour l’électricité produite au point B, et le transit net qui circule du point A au point B correspond au tiers de la différence entre la quantité d’électricité produite par les producteurs situés au point A et celle produite par les producteurs situés au point B. Comme cette liaison a une capacité limitée, nous pouvons déduire que la différence entre la quantité d’électricité produite par les producteurs situés au point A et celle produite par les producteurs situés au point B ne peut jamais excéder le triple de la contrainte de capacité présente sur la liaison A-B.

Figure 12.

Réseau simple à trois nœuds présentant une contrainte

Figure 12. Réseau simple à trois nœuds présentant une contrainte de capacité sur la liaison B-C  : + # %& +

Réseau simple à trois nœuds présentant une contrainte

98La figure 13 illustre ce qui se produit dans le secteur électrique lorsque la demande augmente, passant de niveaux bas à des niveaux de plus en plus élevés. Lorsque les niveaux de la demande sont bas, la différence entre la production des producteurs situés au point A et celle des producteurs situés au point B est suffisamment faible pour que la liaison A-B ne soit pas congestionnée. Toutefois, les producteurs situés au point B réagissent plus fortement à une augmentation de la demande que ceux qui sont situés au point A. Lorsque les niveaux de la demande sont moyens, la liaison A-B devient congestionnée. Lorsque les niveaux de production sont élevés, la production au point A doit augmenter d’une unité par unité de production additionnelle réalisée au point B. De fait, le producteur situé au point A est « contraint à tourner ». Ce producteur se trouve dans une situation analogue à celle du producteur considéré comme étant en zone de saturation (figure 9). La différence, sur ce marché, tient au fait que les producteurs situés au point B ne sont pas complètement empêchés d’accroître leur production – mais ils n’ont la possibilité de le faire que lorsque le producteur situé au point A le fait simultanément. En réalité, le producteur situé au point A ne fait pas face à la totalité de la demande résiduelle, mais à la moitié de cette demande exactement. Cela le place néanmoins dans une situation de pouvoir de marché significativement accru. Lorsque la demande augmente, le prix du marché au point C augmente rapidement, comme l’illustre la figure 13.

Figure 13.

Pouvoir de marché sur un réseau à trois nœuds

Figure 13. Pouvoir de marché sur un réseau à trois nœuds " ' 0$1 A : 5+ / # * - - # A 5: / # * - - # B , ,=  : 5+ 5+ " ' -- 4

Pouvoir de marché sur un réseau à trois nœuds

99Même si le producteur situé au point A détient un pouvoir de marché lorsqu’il y a une contrainte de capacité sur la liaison A-B, ce pouvoir de marché s’accroît de façon significative lorsqu’il existe une contrainte de capacité sur la liaison B-C, comme l’illustre la figure 12. Dans ce cas, la production additionnelle réalisée au point A n’élimine pas la congestion qui existe sur la liaison B-C, mais, au contraire, l’accentue. Le producteur situé au point A peut alors, en augmentant sa production simultanément, faire monter les ventes à prix élevé au point C et restreindre la production d’importations rivales provenant du point B. Les prix qui en résultent pour différents niveaux de demande sont illustrés à la figure 13 [20].

100Observation n° 9 : Dans un réseau simple à trois nœuds ayant des contraintes de transport, le pouvoir de marché peut se manifester même lorsqu’il n’y a pas de contraintes de capacité sur les liaisons de transport directes entre les producteurs et les consommateurs.

3.10. Le pouvoir de marché dans la pratique

101De nombreuses études ont été réalisées sur le pouvoir de marché sur les marchés de gros de l’électricité. On trouvera à l’annexe A un excellent survol de ces études effectué par le Department of Energy des États-Unis.

102Les auteurs suivants ont réalisé des études intéressantes sur le pouvoir de marché en Angleterre et au pays de Galles : Green ( 2002), Wolfram ( 1999, 1998), Wolak et Patrick ( 1997), Newbery ( 1995a) et Green et Newbery ( 1992).

103Parmi les nombreuses études sur le pouvoir de marché observé sur le marché de gros de la Californie, citons celles menées par Borenstein ( 2002), Borenstein, Bushnell et Wolak ( 2002), Borenstein, Bushnell et Wolak ( 2001), Joskow et Kahn ( 2001), Hildebrandt ( 2001a, 2001b), Puller ( 2001), Sheffrin ( 2001 ), Wolak, Nordhaus et Shapiro ( 2000 ), Bushnell et Wolak ( 1999 ), Borenstein et Bushnell ( 1998) et Borenstein, Bushnell, Kahn et Stoft ( 1996).

104Des études portant sur le pouvoir de marché sur le marché de l’électricité dans les pays scandinaves (« NordPool »), ont été effectuées par Johnsen, Verma et Wolfram ( 1999), Andersson et Bergman ( 1995), Halseth ( 1999) et Hjalmarsson ( 2000) [21].

105Les deux encadrés qui suivent résument certains des résultats d’études portant sur le pool de l’électricité de l’Angleterre et du pays de Galles et la bourse de l’électricité de la Californie.

3.11. Le pouvoir de marché sur les marchés de l’électricité est-il préjudiciable ?

106Les problèmes liés au pouvoir de marché semblent répandus sur les marchés de gros de l’électricité mais ce pouvoir de marché est-il vraiment nuisible ? Après tout, lorsque la demande est inélastique, des prix plus élevés n’ont à peu près pas d’effet sur la demande – autrement dit, l’un des aspects qui font du pouvoir de marché un problème important (l’inélasticité de la demande) assure également que le pouvoir de marché qui s’ensuit a un impact limité sur le bien-être. Si la demande est inélastique, la perte sèche imputable au pouvoir de marché est nulle. « En raison de l’extrême inélasticité à court terme de la demande, le pouvoir de marché observé sur les marchés de l’électricité a très peu d’effet sur la quantité consommée ou sur l’efficience allocative à court terme. » [22]

107L’efficience allocative n’est cependant pas la seule composante du bien-être général affectée par le pouvoir de marché. Le pouvoir de marché peut aussi mener à une inefficience productive s’il entraîne à court terme le remplacement de centrales à faible coût par des centrales à coût élevé, ou, à moyen et à long terme, l’entrée de centrales inefficientes. Borenstein, Bushnell et Wolak ( 2002) soulignent :

108

« [L]’exercice d’un pouvoir de marché par une entreprise peut donner lieu à une réaffectation inefficiente de la production entre les entreprises productrices : une entreprise qui exerce un pouvoir de marché limite sa production de manière à ce que son coût marginal soit en dessous du prix (et égal à son revenu marginal), alors que les autres entreprises qui sont preneuses de prix produisent des unités pour lesquelles elles assument un coût marginal presque égal au prix. Il y a par conséquent une production inefficiente à l’échelle du marché, puisqu’une production qui coûte plus cher et qui est plus concurrentielle remplace une production à moindre coût réalisée par des entreprises qui détiennent un pouvoir de marché. Cela correspond à l’évolution du marché britannique telle que décrite par Wolak et Patrick ( 1997) : des centrales appartenant à de nouveaux entrants, qui fonctionnaient avec des turbines à gaz à cycles combinés, fournissaient à coût élevé de l’électricité en base qu’auraient pu produire à moindre coût des centrales au charbon dont les deux plus grandes entreprises restreignaient la production.
Plusieurs analyses effectuées récemment ont également démontré que l’exercice d’un pouvoir de marché sur un réseau d’électricité peut accroître considérablement le degré de congestion [23]. L’accroissement de la congestion a un effet négatif sur l’efficacité et la fiablité du système. Le pouvoir de marché peut aussi inciter les entreprises à utiliser leurs ressources hydroélectriques de manière à diminuer l’efficience économique générale [24].
Enfin, l’influence des prix de l’électricité sur la prise de décision à long terme peut avoir une incidence considérable sur l’économie et l’efficicacité des investissements. Même si, comme on l’a fait remarquer, des prix élevés sont susceptibles de stimuler les nouveaux investissements et l’accès à la production d’électricité, les investissements en question ne seront pas efficaces s’ils sont motivés par des prix élevés qui résultent de l’exercice d’un pouvoir de marché, et qui traduisent peut-être un besoin non pas de capacité accrue mais d’utilisation efficiente de la capacité existante. Les prix artificiellement élevés peuvent aussi conduire les entreprises à ne pas investir dans des activités productives qui nécessitent une forte utilisation d’électricité, ou à avoir recours à des techniques de production à moins forte intensité d’électricité mais inefficientes. » [25]

Encadré 2. Le pouvoir de marché sur le pool de l’électricité de l’Angleterre et du pays de Galles [1]

Pendant la période comprise entre avril 1990 et mars 2001, la quasi-totalité de l’électricité consommée en Angleterre et au pays de Galles devait être vendue la veille pour le lendemain sur un marché spot aux prix d’équilibre du marché établis pour chaque demi-heure. En 1990, l’ancienne société d’électricité d’État intégrée (le Central Electricity Generating Board ) a été séparée en trois grandes sociétés de production. Deux d’entre elles, National Power et PowerGen, ont pris en charge toutes les centrales existantes de production d’électricité à partir de combustible fossile et l’État a conservé la propriété des centrales nucléaires. Ces trois sociétés concurrencent avec des producteurs d’électricité indépendants, des producteurs situés en Écosse et Électricité de France, qui peut fournir de l’électricité au Royaume-Uni par l’intermédiaire d’un interconnecteur avec la France. Cependant, le coût assumé par ces trois autres opérateurs et l’existence de contraintes de transport font qu’ils sont très rarement en mesure d’influencer le prix du marché de l’électricité au Royaume-Uni. En 1996, malgré les nombreuses entrées, le prix du marché était fixé par National Power ou PowerGen et par les installations de stockage par pompage du réseau de transport dans 84 et 11 pour cent des cas respectivement.
Le prix payé aux producteurs en vertu des anciennes règles qui prévalaient sur le marché, c’est-à-dire le prix payé par le pool ( Pool Purchase Price ou PPP ) était le prix proposé par le producteur marginal, ou prix marginal du système ( System Marginal Price ou SMP) auquel s’ajoutait une prime de capacité ( Capacity Charge ou CC). (Autrement dit : PPP = SMP + CC). La prime de capacité se calculait au moyen de la formule suivante : CC =LOLP×(VOLL-SMP). La LOLP ( Loss of Load Probability) représentait la probabilité de perte de charge et était une fonction décroissante du montant prévu de capacité excédentaire disponible pour chaque tranche semi-horaire. Plus la capacité excédentaire était élevée, plus la probabilité de perte de charge était faible. La valeur de la perte de charge ( Value of Loss Load ou VOLL) était une constante fixée à 2 000 livres en 1990 et a suivi l’augmentation de l’IPC par la suite. Wolak et Patrick ( 1997) soulignent que la prime de capacité encourageait fortement les producteurs à restreindre leur capacité déclarée – ce qui, en plus d’augmenter le prix marginal du système, contribuait, en réduisant la capacité de réserve disponible, à augmenter les primes de capacité. Les primes de capacité ont été supprimées en mars 2001, lorsque l’Angleterre et le pays de Galles ont adopté les nouvelles règles du marché de l’électricité.
La première tentative de modélisation du pouvoir de marché sur le pool de l’électricité de l’Angleterre et du pays de Galles a été faite par Green et Newbery ( 1992). D’après ce modèle, la concurrence entre PowerGen et National Power est un jeu non coopératif dans lequel chaque producteur choisit non pas la quantité (comme dans une concurrence à la Cournot) mais la totalité de sa fonction d’offre (c’est-à-dire la quantité qu’il produira selon chaque prix du marché possible). Green et Newbery retiennent pour leur modèle des paramètres censés refléter la situation sur le marché de l’Angleterre et le pays de Galles. Ils concluent que comme par le passé, il existe un pouvoir monopolistique important sur ce marché :

« À court terme, les stratégies mises en œuvre par National Power et PowerGen auront peu d’effet sur le niveau des entrées, et elles détiennent un pouvoir de marché très significatif, qu’elles peuvent exercer sans collusion en présentant un plan de fourniture situé nettement au-dessus des coûts marginaux d’exploitation. Elles ont recours à d’autres méthodes de manipulation du marché qui consistent à exploiter les contraintes de capacité de transport sur le réseau, étant donné que leur pouvoir de marché sur certains marchés secondaires régionaux est de beaucoup supérieur à celui qu’ils exercent sur l’ensemble du pays.
À moyen terme, on prévoit déjà de très nombreuses entrées et cela est une réaction logique à l’équilibre probable du marché, bien que, selon nos calculs, le niveau prévu d’expansion de la capacité n’est pas justifié en termes de coûts et d’avantages sociaux. (… ) [L]a perte sèche totale dépasse de 262 millions de livres celle qui aurait été enregistrée si le secteur avait été séparé en cinq entreprises de taille égale, d’après notre schéma médian et dans l’hypothèse optimiste selon laquelle les opérateurs historiques agissent comme un duopole symétrique. Même si les nouvelles entrées obligeront les opérateurs historiques à fixer des prix plus bas, les investissements importants et inutiles dans une capacité additionnelle entraînent une perte sociale très importante.
D’après notre analyse, l’ampleur du pouvoir de marché a été grandement sous-estimée par les pouvoirs publics, qui ont peut-être été induits en erreur par la notion selon laquelle la concurrence à la Bertrand est nécessairement très vive, même sur les marchés concentrés. Les pertes sèches potentielles sont élevées aussi bien du côté de la demande qu’en ce qui a trait aux coûts en raison des écarts par rapport au classement efficace selon l’ordre de coûts croissants. (… ) La quasi-totalité de ces inefficacités auraient pu être évitées si le secteur avait été séparé en cinq producteurs de taille égale plutôt qu’en deux producteurs d’énergie thermique de taille inégale. (… ) Force est de constater que l’on a laissé passer une excellente occasion d’effectuer une transition vers une industrie concurrentielle et non réglementée. La question de savoir s’il est préférable d’adopter un système de réglementation des producteurs à l’américaine afin de maintenir les prix à un niveau suffisamment bas pour dissuader les entrées indésirables ou d’accepter ces coûts supplémentaires dans l’espoir de favoriser l’émergence d’un secteur plus concurrentiel qui peut se passer de réglementation demeure intéressante et ouverte. » [2]

Quelques années plus tard, en 1997, Wolak et Patrick ont soutenu que même s’il est possible de demander des prix supérieurs au coût marginal, cette pratique pouvait être facilement détectable et punie. Les producteurs estimaient par conséquent préférable d’adopter une stratégie consistant à retirer la capacité infra-marginale – ce qui fait monter à la fois le prix marginal du système et les primes de capacité.

« En demandant des prix supérieurs au coût marginal de chaque centrale, ces producteurs font en sorte que le prix marginal du système et, partant, le prix payé par le pool et le prix final payé par le consommateur, soient élevés. Cependant, comme il est relativement facile de calculer le coût marginal de production de chaque centrale en se fondant sur ses coûts de combustible et ses coûts thermiques (… ) le directeur général de l’OFFER pourrait facilement détecter les centrales qui demandent des prix considérablement supérieurs au coût marginal. (… ) Les producteurs pourraient difficilement justifier des offres supérieures à 100 livres le /MWh autrement que pour les charges de pointe. (… ) [C]ompte tenu des règles de marché, demander des prix très nettement supérieurs au coût marginal de chaque centrale dans le but d’obtenir des prix élevés ne permettrait vraisemblablement pas d’atteindre cet objectif autant qu’une stratégie de retrait de capacité.
Il existe une autre stratégie plus efficace et difficilement détectable, dans le cadre de laquelle les deux principaux producteurs demandent pour chaque centrale un prix proche du coût marginal et déclarent une capacité indisponible à différentes périodes de charge de la journée, de sorte que la valeur anticipée de la charge de service totale pour le lendemain coupe la courbe de l’offre agrégée de l’industrie établie pour le lendemain dans la portion rapidement croissante de la fonction d’offre agrégée pendant autant de périodes de charge que possible le lendemain, compte tenu des contraintes physiques de démarrage et d’arrêt des installations. En déclarant indisponible la capacité de la portion uniforme (charge de base)
ou de la portion en pente ascendante (en semi-base) de sa fonction d’offre, un producteur peut contrôler le moment où celle-ci devient très accentuée. Cette stratégie aboutit à un prix marginal élevé et, ce qui est plus important, à une faible marge de capacité de réserve anticipée et à des primes de capacité élevées pendant ces périodes de charge. »

Wolak et Patrick ajoutent que la disponibilité réelle des installations de production de National Power et PowerGen a été considérablement moins élevée au regard des normes nord-américaines et qu’elle a même été inférieure à celle des des producteurs d’électricité indépendants du Royaume-Uni.

E " F " F C EG + 4" " " * E " F " F C EG + 4" "E " F " F C EG + 4" " " * " * >C++ >C+D " # + >= NERC = chiffres concernant la disponibilité du North American Electric Reliability Council. IPP ( independent power producers) = moyenne des disponibilités des producteurs indépendants du Royaume-Uni (la plupart utilisent des turbines à gaz à cycle ordinaire). >C++ >C+D " # + >C++ >C+D " # + TGCC = turbines à gaz à cycles combinés. TGCO – turbines à gaz à cycle ordinaire ( 1995). >= >=

Depuis mars 2001, les règles du pool de l’électricité de l’Angleterre et du pays de Galles ont été modifiées. Il n’est plus exigé que tous les échanges se déroulent sur le marché spot, et les acheteurs et les vendeurs sont autorisés à conclure des contrats bilatéraux. Les primes de capacité ont été supprimées. Trois heures et demie avant chaque période d’une demi-heure, les acheteurs et les vendeurs notifient leur situation contractuelle au gestionnaire du réseau et font des offres pour le marché d’ajustement. Le gestionnaire du réseau a recours à ces enchères pour assurer l’« équilibre énergétique » et l’équilibre du réseau (afin de supprimer la congestion et de veiller à la sécurité et à la qualité de la fourniture en temps réel).

Encadré 3. Le pouvoir de marché sur le marché de l’électricité de la Californie [*]

Severin Borenstein, James Bushnell et Frank Wolak ont tous tenu un rôle crucial sur le marché de l’électricité de la Californie. Le premier est membre du conseil d’administration de la bourse de l’électricité, le California PowerExchange, le deuxième a été membre du comité de surveillance de la bourse de l’électricité en 1999-2000 et le troisième est président du comité de surveillance du marché du gestionnaire indépendant du réseau de la Califormie ( Independent System Operator, ou ISO ). Dans un document publié récemment, ils résument leur évaluation du pouvoir de marché observé sur le marché de gros de l’électricité de la Californie :

« Le marché de gros de l’électricité restructuré de la Californie date de 1998 et a relativement bien fonctionné pendant deux ans. Mais depuis l’été 2000, les prix ont connu une hausse spectaculaire et atteint plus du triple des niveaux de l’été précédent. Certains observateurs y voient simplement les effets de l’accroissement de la demande et d’une offre inadéquate, mais d’autres estiment que les vendeurs exerçaient un pouvoir de marché. (… ) [D’après les résultats de notre étude], on s’est largement éloigné de la tarification concurrentielle, et ce de façon plus marquée durant les périodes de forte consommation, qui surviennent généralement en été. (… ) Nous estimons que les dépenses sur le marché de gros, qui sont passées de quelque 2.1 milliards de dollars à plus de 9 milliards de dollars entre l’été 1999 et l’été 2000, sont imputables à hauteur de 60 pour cent au pouvoir de marché. (… )
Nous estimons qu’en raison de l’augmentation des coûts de production, même si le marché de l’électricité de la Californie avait été parfaitement concurrentiel, les dépenses d’électricité de gros auraient triplé pendant la période comprise entre l’été 1998 et l’été 2000. Le pouvoir de marché a cependant joué lui aussi un rôle très significatif. Ainsi, on peut lui imputer 27 pour cent des dépenses totales d’électricité de l’été 1998, et 51 pour cent de celles de l’été 2000. Les marges en pourcentage accrues dues au pouvoir de marché, associées à des augmentations substantielles des coûts de production des producteurs marginaux, ont entraîné une augmentation spectaculaire en marges absolues et ont par conséquent précipité le marché dans la crise à la fin de l’été 2000. (… )
Le marché de la production d’électricité de la Californie semble à première vue relativement peu concentré. Les anciennes entreprises dominantes, Pacific Gas & Electric (PG&E) et Southern California Edison (SCE) ont cédé le gros de leur capacité de production d’électricité à partir de combustible fossile pendant la première moitié de 1998 et la quasi-totalité de la capacité restante au début de 1999. La plus grande part de la capacité que possédaient toujours ces sociétés après les cessions a été couverte par des accords réglementaires parallèles qui prévoyaient que le prix perçu par le vendeur pour la production de ces centrales ne serait pas fondé sur les prix du marché de la bourse de l’électricité ou du gestionnaire indépendant du réseau. Ces cessions ont donné lieu à la répartition plus ou moins égale, entre sept entreprises, des actifs de la production d’électricité de la Californie.
[L’analyse] montre que le pouvoir de marché a, de façon régulière, augmenté parallèlement à la demande à laquelle ont fait face les autres fournisseurs hors service public. (… ) Pendant les heures et les mois où la demande est peu élevée, de même qu’au printemps, lorsque la quantité d’énergie hydroélectrique disponible est importante, aucune entreprise ne peut à elle seule affecter les prix de manière significative. Aux heures de forte demande, cependant, les sources d’énergie concurrentielles commencent à atteindre leurs limites de capacité et le pool de concurrents potentiels pour la fourniture additionnelle diminue. L’absence d’importante capacité de stockage et l’inélasticité de la demande permettent alors aux entreprises de profiter des limites de capacité de leurs concurrents. (… ) La concentration des propriétaires des centrales, associée au niveau élevé de la demande, ont attiré l’attention d’un ou plusieurs acteurs sur le fait que leur capacité était nécessaire pour combler les besoins d’énergie et de services auxiliaires du gestionnaire du réseau, indépendamment des interventions des autres acteurs du marché. Dans ce genre de situation, les entreprises estiment qu’il est dans leur intérêt d’augmenter les prix de leurs offres, même si elles détiennent la capacité suffisante pour combler la totalité des besoins d’énergie et de services auxiliaires du gestionnaire indépendant du réseau de la Californie. …

Pendant la période comprise entre l’été 1998 et l’été 2000, le coût de l’électricité sur le marché de gros a augmenté, passant de 1.7 milliard à plus de 9 milliards de dollars. Les coûts de production efficaces ont plus que triplé pendant cette même période, et compte tenu de l’augmentation de l’unité marginale, les rentes induites par la concurrence portant sur des coûts unitaires plus bas ont elles aussi plus que triplé. Les rentes d’oligopole, en revanche, ont pris une ampleur démesurée, passant d’environ 455 dollars à environ 4.7 milliards pendant la même période. Par conséquent, alors qu’une portion substantielle du coût marchand accru de l’électricité était due à l’augmentation des coûts de la matière première et à la diminution desimportations, ces facteurs ont également augmenté l’ampleur, exprimée en dollars, du pouvoir de marché exercé par les fournisseurs. … La structure concurrentielle sous-jacente du marché ne semble pas avoir changé considérablement entre 1998 et 2000. En 2000, l’accroissement de la demande et les moindres niveaux d’importation ont plutôt créé des occasions plus fréquentes pour les producteurs de combustible fossile en place d’obtenir de fortes marges sur les coûts accrus, ce qui a multiplié par 10 les rentes de monopole des fournisseurs.

Coûts de production et répartition des rentes (en milions de dollars) de juin à octobre 1998 1999 2000 Total - paiements effectifs 1710 2097 9250 Total - paiements en situation de concurrence 1255 1 668 4520 Coûts de production effectifs 767 1 047 3016 Coûts de production – situation de concurrence 717 954 2 433 Rentes – situation de concurrence 538 714 2087 Rentes – situation d’oligopole 455 429 4730 Inefficacité oligopolistique – producteurs en place 27 29 113 Inefficacité oligopolistique – importations 22 64 470

Une analyse précédente réalisée par Borenstein, Bushnell et Knittel ( 1999) à l’aide d’une simulation sur ordinateur du marché de la Californie débouche sur des résultats similaires :

« Nous avons constaté (… ) que selon la configuration de la participation dans la production qui existait en 1997, il y aurait eu une forte possibilité d’exercice de pouvoir de marché aux heures de forte demande. (… ) Aux niveaux de demande les plus élevés, de nombreux producteurs atteignent leurs capacité de production maximum. L’effet disciplinaire de ces producteurs sur le comportement stratégique des autres entreprises est par conséquent très réduit. Celles-ci peuvent avoir intérêt à réduire leur production, sachant que la plupart de leurs concurrents ayant des contraintes de capacité ne seront pas en mesure de réagir en augmentant la leur. Paradoxalement, ce comportement s’accompagne d’une réduction de la concentration sur le marché, puisque de fait, les entreprises ayant une importance stratégique – les plus gros producteurs – restreignent leur production et réduisent par conséquent leur part de marché. Dans de nombreux cas, nous avons constaté que la marge prix-coût augmentait lorsque la concentration diminuait.
[Dans nos simulations] le prix selon la concurrence à la Cournot suit de très près le prix parfaitement concurrenctiel lorsque les niveaux de la demande sont faibles, et augmente brusquement au-delà d’un certain seuil, situé autour de 27 000 MW. Lorsque ce seuil est franchi, les prix se mettent à augmenter parce qu’une frange concurrentielle croissante atteint sa capacité maximale. Les deux plus grosses entreprises, Pacific Gas & Electric (PG&E) et Southern California Edison (SCE), estiment alors avantageux de réduire la production et d’augmenter les prix. Il en résulte, du point de vue de la concentration, que le marché est plus concentré lorsque la demande se situe à des niveaux où ces deux entreprises n’essaient pas de réduire leur production et, par conséquent, que les marges prix-coût sont peu élevées. »

4.1. Politiques destinées à accroître la concurrence entre les zones géographiques

111La concurrence entre les producteurs de différentes zones géographiques peut être rehaussée par a) la construction de nouvelles liaisons de transport; b) l’amélioration de la capacité sur les liaisons congestionnées existantes; c) l’utilisation accrue des infrastructures existantes; ou d) la tarification plus efficace de l’accès aux réseaux de transport.

112Examinons d’abord les méthodes qui permettent d’améliorer l’efficacité de la tarification du transport. Si le prix marginal de transport est supérieur à son coût marginal, les producteurs sont « séparés » artificiellement sur le plan géographique. Cela est particulièrement susceptible de se produire en cas de superposition (« pancaking ») des tarifs de transport en vertu de laquelle des frais sont payés à chaque propriétaire de liaison de transport le long du chemin. Le total des frais payés en contrepartie de l’utilisation du réseau de transport est égal à la somme des frais payés à chaque propriétaire de liaison de transport sur le chemin. Le Department of Energy des États-Unis constate dans ses simulations que la tarification superposée « augmente le coût de transit de l’énergie sur plusieurs réseaux et réduit effectivement l’étendue géographique de plusieurs marchés régionaux » [26]. La tarification du transport « en fonction de la distance » peut aussi faire en sorte que le prix marginal du transport soit supérieur à son coût marginal. La Commission européenne reconnaît que cela peut poser un problème pour les transits transfrontaliers d’électricité dans l’Union européenne :

113

« Actuellement, il y a peu de coordination entre les différents gestionnaires de réseau ou les autorités de réglementation pour s’assurer que les frais des échanges transfrontaliers reflètent les coûts. Dans la plupart des cas, les frais de transit cumulés sont toujours prélevés dans l’État de chaque membre suivant un chemin contractuel notionnel. Ce processus, appelé “ superposition ”, ne reflète pas les coûts; il ne tient pas compte, par exemple, du transit physique réel de l’électricité, ni du fait que certains transits peuvent de fait alléger la congestion et réduire les coûts. Certains États membres imposent également des droits spécifiques à l’importation ou à l’exportation. » [27]

114La congestion est parfois accentuée par la sous-utilisation des infrastructures existantes. C’est ce qui pourrait être le cas, par exemple, d’une liaison de transport située dans une zone où les coûts sont élevés et appartenant en totalité ou en partie à des producteurs situés dans cette zone susceptibles de souffrir de la concurrence de l’importation. Ce problème se pose notamment dans l’UE, où les opérateurs historiques de nombreuses entreprises possèdent ou partagent le contrôle de liaisons de transport transfrontalières. On pourrait y remédier en séparant structurellement ces liaisons de transport de la production réalisée dans les zones où les coûts sont élevés (voir ci-dessous). Une série de lignes directrices visant l’amélioration de l’accès à ces infrastructures (exclusion faite du recours à la séparation structurelle) a été adoptée à l’occasion de la 6^e réunion du Forum européen de réglementation de l’électricité. Ces lignes directrices sont les suivantes :

1. « les États membres font en sorte que la capacité soit attribuée sur une base non discriminatoire ;
2. il y a un niveau élevé de transparence en ce qui concerne la capacité disponible ;
3. la capacité est attribuée en suivant des méthodes fondées sur le marché (enchères, séparation du marché, etc.) ;
4. les bénéfices des enchères ne reviennent pas aux gestionnaires des réseaux de transport, et
5. le principe en vertu duquel « ce qui n’est pas utilisé est perdu » s’applique [28].

115Quels processus faudrait-il mettre en place pour assurer l’amélioration efficace du réseau de transport ? Il est difficile de répondre à cette question, qui est de manière générale toujours sans réponse.

116On notera que les mécanismes de tarification nodale incitent davantage les sociétés privées à prendre d’elles-mêmes l’initiative d’améliorer le réseau de transport et les producteurs à prendre des décisions rationnelles en matière d’emplacement – c’est-à-dire à s’implanter dans des régions choisies de manière à diminuer les contraintes de transport et non à les aggraver. De fait le FERC, l’autorité de réglementation américaine, envisage actuellement de permettre aux entreprises de transport négociantes de percevoir et de vendre des droits financiers de transport au titre de leur investissement dans le transport. Même en l’absence d’un mécanisme complet de tarification nodale, les entreprises pourraient être en mesure de renforcer la concurrence en construisant des liaisons qui exploitent les différences de prix entre des régions ou des frontières nationales (comme dans l’UE). De nombreuses autorités cherchent à encourager ce type d’investissement.

117On ignore toutefois le fait de s’en remettre aux motivations privées conduira à des niveaux d’investissement efficaces [29]. Plusieurs points méritent d’être soulevés à cet égard :

• Premièrement, on ignore si les entrepreneurs privés seront encouragés à construire une liaison de transport ayant une capacité suffisante. Si les rentes de congestion sont l’unique source de revenu d’une liaison de transport, l’entrepreneur ne sera pas incité à les éliminer entièrement. Il est par conséquent vraisemblable que les entrepreneurs privés atténueront la congestion, mais ne l’élimineront pas.
• Deuxièmement, il se peut que les entrepreneurs privés ne construisent aucune liaison de transport, même lorsque cela est justifié. Il est parfois utile de construire une liaison entre deux points, même s’il n’y a pas de différence de prix entre ces deux points à toute heure du jour, si la liaison n’est jamais congestionnée et s’il n’y circule jamais d’électricité. La présence d’une liaison entre deux points renforce la concurrence entre les producteurs. La construction d’une liaison de transport a par conséquent tendance à faire baisser les prix. L’effet sur les prix peut être suffisant pour justifier la liaison même si, à l’équilibre, l’électricité n’y circule jamais [30].
• Troisièmement, on peut supposer que dans certains cas, il soit justifié de construire une liaison de transport préjudiciable au bien-être général – et, notamment, que la construction d’une liaison de transport entre deux points puisse accentuer le pouvoir de marché au lieu de le réduire. Le réseau illustré à la figure 11 ci-dessus est à cet égard un excellent exemple. Dans ce réseau, s’il n’y avait pas de liaison entre le point A et le point B, les producteurs situés aux points A et B se concurrenceraient au point C. La construction de la liaison entre le point A et le point B détourne une partie de l’électricité produite aux points A et B sur un chemin indirect vers le point C. Comme l’a montré l’examen de la figure 11, si la liaison entre les points A et B a une capacité limitée, il se pourrait que le producteur situé au point B doive produire si la contrainte de capacité qui existe sur la liaison A-B ne peut être enfreinte [31].

118En se fondant pour une part sur ces observations, Joskow doute de l’opportunité de laisser les améliorations du réseau de transport à l’entière discrétion des forces du marché :

119

« Il ne me semble pas d’emblée opportun de s’en remettre entièrement au libre jeu de l’économie en ce qui a trait aux décisions d’investissements dans les réseaux de transport. Ces investissements sont morcelés, caractérisés par des économies d’échelle et peuvent avoir des impacts physiques sur tout le réseau. Si l’on se fie uniquement aux forces du marché, il se peut que la définition imprécise des droits fonciers sur le réseau, les économies d’échelle et les coûts irrécupérables de longue date, de même que la concurrence imparfaite en matière de fourniture de services de production, mènent soit au sous-investissement, soit au surinvestissement dans le transport sur certains points du réseau. Par ailleurs, rien n’empêche que l’initiative des améliorations du réseau soit principalement laissée aux entreprises privées, surtout si cela va de pair avec une attribution raisonnablement bonne des droits de capacité, qu’ils soient physiques ou financiers. Le gestionnaire du réseau de transport pourrait alors déterminer si les améliorations proposées ont des effets néfastes non compensés pour certains des utilisateurs du réseau, et si l’investissement privé est motivé par des économies d’échelle ou des perspectives de bénéfice sans contrepartie. Dans ces cas, le gestionnaire du réseau pourrait désigner les projets d’investissement que les propriétaires des installations de transport seraient tenus de mettre en œuvre et les coûts annexes pourraient être récupérés auprès de tous les utilisateurs du réseau. Il semble que ce soit dans cette direction que s’oriente la politique menée par les pouvoirs publics. » [32]

120La création d’incitations adaptées pour favoriser l’amélioration efficace des réseaux de transport sera l’un des problèmes de réglementation les plus importants qui devront être abordés à l’avenir dans les secteurs libéralisés de l’électricité.

4.2. Politiques structurelles

121Comme sur d’autres marchés, la concurrence entre les producteurs peut être améliorée par l’intermédiaire de différentes formes de séparation horizontale et verticale. L’examen mené dans les sections précédentes permet de préciser les formes de séparation qui devraient être visées. Spécifiquement, quel que soit le niveau de la demande sur le marché, le degré de pouvoir de marché est fonction (entre autres) a) de la part de marché des producteurs non contraints, b) du nombre de concurrents et du degré de concurrence que se livrent les producteurs non contraints et c) de la capacité qu’a une hausse de prix de favoriser l’arrivée de nouveaux producteurs.

122La séparation structurelle (ou son contraire, le contrôle des concentrations) devrait par conséquent s’appliquer aux producteurs non contraints, en particulier lorsque ces producteurs seraient eux-mêmes non contraints après la séparation, et qu’ils assument un coût marginal comparable, par exemple lorsqu’ils utilisent un combustible similaire. Hilke fait observer : « Dans la mesure où les producteurs qui utilisent le même type de combustible sont concentrés sur des portions spécifiques de la courbe de la demande, la structure de la participation dans les moyens de production d’un combustible particulier peut influer considérablement sur le pouvoir de marché pendant les périodes où les producteurs qui utilisent un combustible particulier se situent à la marge. » [33]

123La séparation structurelle pourrait également concerner la dissociation de la production et du transport. Dans bon nombre des exemples précédemment cités, la concurrence sur la production dans une zone géographique s’exerçait principalement par le biais des liaisons de transport. En supposant que la concurrence fondée sur les installations de transport soit difficile ou impossible, le fait qu’un producteur exerce le contrôle sur le transport pourrait lui permettre d’exercer un contrôle sur ses principaux rivaux. On a vu précédemment que la détention de droits financiers de transport peut faire augmenter le pouvoir de marché des producteurs, et que les lignes directrices établies d’un commun accord lors du Forum européen de réglementation de l’électricité cherchent à promouvoir l’utilisation non discriminatoire des lignes de transport en pareil cas. Il sera souvent indiqué d’aller jusqu’à séparer la production du transport. Selon Hilke : « Le contrôle indépendant et non discriminatoire de l’accès au réseau et des critères de raccordement constitue un élément fondamental de la concurrence efficace. On a constaté à l’usage que les règles de comportement ne suffisent pas à encourager l’accès non discriminatoire au réseau. » [34]

124On peut se demander s’il faudrait envisager d’autres politiques structurelles que la séparation rigoureuse de la participation, par exemple la copropriété. Supposons, par exemple, qu’une centrale compte de nombreux propriétaires qui ne sont pas des co-exploitants et que chacun d’eux a un droit contractuel à une certaine part de la production de la centrale. Supposons que ces copropriétaires partagent les coûts de l’entreprise et paient l’électricité produite au coût marginal, mais ne participent pas d’une autre façon aux profits de la vente de l’électricité produite. Dans ce cas, ces détenteurs de droits de capacité se concurrenceront en aval de la vente de l’électricité produite. Il s’agit là d’une forme de copropriété du type évoqué dans le document de l’OCDE ( 2001). Hilke constate :

125

« Même si l’exploitation de centrales de production est concentrée en raison d’économies d’exploitation, la participation peut être plus dispersée sans pour autant entraîner d’inefficiences majeures. Aux États-
Unis, par exemple, de nombreuses centrales électriques appartiennent à plusieurs propriétaires. Chaque propriétaire détermine de façon indépendante la production et l’utilisation de sa part de la capacité de la centrale. (Les contrats d’exploitation de ces installations confient généralement à un des propriétaires le mandat d’exploitation et d’entretien de la centrale.) » [35]

126Plusieurs pays ont eu recours à la vente de « capacité virtuelle » de production pour renforcer la concurrence ou l’introduire [36]. La Commission européenne a imposé la cession de cette « capacité virtuelle » comme condition aux fusions. Par exemple, Électricité de France s’est engagée auprès de la Commission européenne à céder 6 000 MW de sa capacité de production (environ 6 pour cent de la capacité totale) en France afin d’obtenir l’autorisation d’acquérir une plus grande participation dans la société allemande de services d’électricité EnBW :

127

« EDF mettra cette capacité à la disposition des enchérisseurs sous la forme de deux types de produits :
“ produits sur centrales virtuelles ” (VPP) qui donnent le droit d’appeler pour le lendemain, à un prix pré-déterminé, de l’électricité livrée sur le réseau à haute tension. Des produits de base et de pointe seront offert.
“ produits Power Purchase Agreements ” (PPA) qui représentent un bloc d’énergie calé sur les profils de charge des unités de cogénération bénéficiant d’une obligation d’achat d’EDF. Ces produits incluent un bloc d’énergie de base du 1^er novembre au 31 mars, et pour le reste de l’année, un bloc d’énergie de base pouvant éventuellement être, en fonction des prix du gaz, d’un niveau inférieur au bloc d’hiver.
En achetant ces produits, les producteurs, fournisseurs et traders ont la possibilité d’acquérir de l’électricité ferme sans supporter l’ensemble des risques opérationnels et techniques inhérents à la propriété physique de centrales. … EDF mettra globalement en vente 1 000 MW de capacité virtuelle de pointe avec un prix de l’énergie d’environ 26 euros/MWh et 4 000 MW de capacité virtuelle de base avec un prix de l’énergie d’environ 8 euros/MWh. EDF mettra d’autre part en vente une capacité équivalente à 1 000 MW de produits PPA. » [37]

128Il va de soi que des accords de copropriété de ce type peuvent également être envisagés pour assurer l’accès non discriminatoire à des liaisons de transport congestionnées.

4.3. Accroître l’élasticité de la demande

129Le pouvoir de marché qui se manifeste sur les marchés de la production de l’électricité peut aussi être réduit au moyen de politiques visant à accroître l’élasticité de la demande. En raison des obstacles politiques et juridiques à la séparation structurelle, une augmentation de l’élasticité, si modeste soit-elle, peut entraîner une plus forte réduction de prix que toutes les mesures de séparation structurelle conjuguées. L’élasticité de la demande peut être accrue par le biais de politiques qui a) facilitent la participation des acheteurs dans le « pool »; b) améliorent l’utilisation des compteurs horaires; c) incitent à conclure des contrats prévoyant des réductions de puissance (contrats « interruptibles ») d) facilitent l’utilisation d’autres combustibles [38].

130Dans leur examen du pool de l’électricité de l’Angleterre et du pays de Galles, Wolak et Patrick préconisent d’autoriser les acheteurs à prendre part au processus de fixation des prix :

131

« L’enseignement le plus important à tirer de l’expérience de l’Angleterre et du pays de Galles est peut-être la nécessité d’intégrer le potentiel de réactions du côté de la demande au processus de détermination des prix. (… ) [Dans le cadre des précédents accords commerciaux] la demande anticipée, qui permet de fixer le prix marginal du système et les primes de capacité, est parfaitement inélastique au prix. Cet aspect des règles (… ) fait qu’il est beaucoup plus facile pour National Power et PowerGen de tirer parti du processus de détermination des prix du pool pour faire en sorte que le prix marginal du système et les primes de capacité atteignent des valeurs élevées. Le meilleur moyen d’intégrer une réaction significative aux prix dans le processus de détermination de la demande anticipée est de permettre aux sociétés d’électricité régionales ou à d’autres gros clients de faire des offres à grande échelle. » [39]

132La recommandation de faire participer les acheteurs au processus de détermination des prix a été mise en œuvre dans les New Electricity Trading Arrangements (« NETA »), qui sont entrés en vigueur en mars 2001. En vertu des NETA, les acheteurs et les vendeurs peuvent conclure des contrats bilatéraux indépendamment du prix du marché. Les acheteurs peuvent en outre faire des offres sur le marché d’ajustement Le prix du système est alors à l’intersection de la demande et de l’offre. Les acheteurs peuvent ainsi signaler leur intention de réduire leur consommation en cas de montée des prix.

133Même si de gros acheteurs (par exemple, les sociétés de distribution) peuvent participer directement au pool de l’électricité, ils n’auront pas tellement la possibilité de réduire leur demande en cas d’augmentation des prix, sauf s’ils peuvent eux-mêmes inciter leurs clients à réduire leur consommation. Ils peuvent à cette fin soit conclure des contrats interruptibles (qui permettent aux compagnies de distribution de réduire l’offre pendant les périodes où les prix sont exceptionnellement élevés), soit utiliser des compteurs qui mesurent et facturent la consommation en temps réel des clients des sociétés de distribution. Les contrats interruptibles sont répandus dans le secteur du gaz. Il serait peut-être possible de les utiliser davantage dans le secteur de l’électricité, en particulier pour les clients qui peuvent se tourner vers d’autres combustibles ou vers l’autoproduction.

134Les contrats interruptibles sont un moyen peu différencié de diminuer la demande pendant les périodes de pointe. Il est de loin préférable de répercuter le prix réel de l’électricité directement sur les utilisateurs finals par le biais de compteurs qui permettent la mesure et la facturation de la consommation en temps réel. De nombreux clients du secteur électrique (notamment les gros clients) sont déjà assujettis à la mesure de la consommation en temps réel. Le recours accru à cette méthode est l’un des moyens les plus souvent recommandés pour réduire le pouvoir de marché sur les marchés de l’électricité.

135Le « Blue Ribbon Panel », qui conseille le California Power Exchange constate :

136

« La capacité d’ajustement de la demande au prix est essentielle au fonctionnement d’un marché restructuré; l’incitation à utiliser l’électricité de manière plus efficace à long terme et une réaction beaucoup plus élastique aux prix pendant les périodes de pointe à court terme sont des solutions qui s’imposent d’elles-mêmes. (… ) Nous ne pouvons cependant qu’insister sur le fait qu’il est essentiel, pour que les consommateurs modifient leurs habitudes de consommation à la suite des fluctuations extrêmes des prix et, ce faisant, contribuent à atténuer ces fluctuations, que leurs fournisseurs les encouragent à aller dans ce sens en leur permettant de réduire leur consommation d’énergie ou d’interrompre l’utilisation de certains appareils pendant de courtes périodes sur avis du fournisseur et/ou à comparer les variations de prix avec les fluctuations extrêmes correspondantes des prix de gros, et modifier leur consommation en conséquence.
Nous ne pouvons pas nous prononcer sur la rentabilité des compteurs très perfectionnés qui enregistreraient la consommation en unités de temps correspondant aux grandes fluctuations des prix que les sociétés de distribution doivent payer. (… ) Nous nous bornerons à dire est que le comportement des marchés de l’électricité de la Californie, ces derniers mois, a de toute évidence largement modifié l’équilibre des coûts et des avantages relatifs dans un sens qui tend à donner une justification économique à ce type de compteurs. Ce comportement exige un réexamen du bien-fondé de leur installation à grande échelle – que ce soit chez l’abonné ou au moyen d’un système de comptage électronique à contrôle centralisé ubiquiste. » [40]

137Même lorsque l’utilisation de compteurs horo-saisonniers n’est pas pratiquement envisageable, il est parfois possible de favoriser les contrats interruptibles. Ces contrats permettent aux fournisseurs d’électricité de réduire l’offre lorsque le prix du marché dépasse un certain seuil.

138Lorsqu’il est possible d’utiliser des compteurs horo-saisonniers, l’élasticité de la demande peut être améliorée davantage en facilitant le recours à d’autres combustibles. Dans de nombreuses applications, l’autoproduction est la solution la plus susceptible de se présenter. Hilke constate :

139

« Lorsque la production sur place présente de l’intérêt parce qu’il est possible d’utiliser sur place la chaleur résiduelle, les entreprises (ou même les particuliers) qui sont normalement les clients des sociétés d’électricité traditionnelles peuvent devenir leurs concurrents. Dans la mesure où les propriétaires d’installation de production combinée détiennent des informations précises sur les prix et peuvent vendre sur le marché ou écrêter leur charge durant les périodes de pointe en ayant recours à l’autoproduction d’énergie électrique, la demande à laquelle font face les producteurs traditionnels devient plus élastique. Si les possibilités d’autoproduction (ou de la technologie du stockage de l’électricité) se développent suffisamment et que ces installations font assez rapidement leur entrée sur le marché, la demande à laquelle font face les fournisseurs traditionnels pourrait devenir élastique au point d’éliminer les problèmes de pouvoir de marché (aussi bien du point de vue de la production que du transport). » [41]

4.4. Contrôles des prix ou des quantités

140 De nombreux pays de l’OCDE ont mis en place des politiques visant soit à faire baisser les prix, soit à accroître la production (ou la capacité déclarée).

141S’agissant des contrôles exercés sur les prix, par exemple, des plafonds ont été mis en place dans les cas suivants :

142

En Australie, un plafond a été imposé sur les prix déterminés sur le marché spot et constitue en partie une mesure de transition destinée à contrôler le pouvoir de marché et à veiller à ce que des participants inexpérimentés ne soient pas exposés à des risques financiers inutilement élevés. Le plafond a été fixé à 5 000 dollars australiens jusqu’au 31 mars 2002 et à 10 000 dollars australiens à compter du 1^er avril 2002 [42].
Sur le marché de l’Angleterre et du pays de Galles, des plafonds ont été imposés sur les prix du pool pendant les exercices financiers 1994-1995 et 1995-1996 dans le cadre d’un accord amiable entre National Power,
PowerGen et l’OFFER après que le directeur général de l’autorité de réglementation de l’électricité eut menacé de renvoyer ces deux producteurs devant la commission des monopoles et des fusions du Royaume-Uni [43].
En Californie, les producteurs qui fonctionnent pour assurer la fiabilité du réseau sont assujettis à des accords contractuels spéciaux pour assurer qu’ils ont été rémunérés en fonction de leurs coûts réels plutôt que des prix de leurs offres [44].

143On pourrait également envisager de limiter l’écart entre les offres faites par chaque centrale. Dans des conditions concurrentielles, le prix demandé par une centrale ne varierait pas en fonction des conditions de la demande – le prix demandé correspondrait toujours au coût marginal. En cas de changement des conditions de la concurrence au cours de la semaine ou du mois, le producteur serait tenu de limiter l’écart entre ses offres. Cela permettrait de restreindre l’ampleur de l’augmentation des offres faites par un producteur pendant les périodes où la concurrence est limitée.

144La principale difficulté que pose la réglementation des prix de la production est que les producteurs rivalisent sur de nombreux marchés différents pendant une journée, selon des conditions de concurrence variables. On peut donc considérer les producteurs comme des entreprises « multiproduits ». La théorie de la régulation des monopoles naturels veut entre autres que les entreprises multiproduits soient réglementées au moyen d’un plafond sur un panier global de prix. Le producteur a alors la latitude voulue pour choisir ses prix pendant une journée (ou une semaine) sans dépasser le plafond global. Le producteur utilise ainsi l’information dont il dispose sur la demande pour fixer les prix de manière efficiente, et le plafond garantit qu’il n’a pas des revenus excessifs.

145Plutôt que de s’attacher à réduire les prix, il y aurait peut-être lieu de mettre en œuvre des politiques qui viseraient à accroître la production ou, du moins, la capacité déclarée. Au Royaume-Uni, les politiques élaborées pour pénaliser les retraits de capacité remontent au tout début de la réforme engagée dans le pays. C’est ainsi qu’en décembre 1991,8 mois seulement après la création du pool de l’électricité, la licence de production a été modifiée afin d’empêcher davantage les producteurs de manipuler le prix d’achat du pool en réduisant la capacité disponible.

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« En vertu de ces modifications, les producteurs présentent pour consultation publique des rapports indiquant les critères sur lesquels ils se fondent pour déterminer la capacité disponible pour le pool, fermer des centrales et réduire par d’autres moyens leur capacité de production.
Chaque année, les producteurs doivent également établir une prévision détaillée de la capacité disponible de chaque centrale pour l’année suivante et, à la fin de l’année, présenter un état de rapprochement expliquant les écarts éventuels par rapport à la capacité anticipée. Cette information est elle aussi librement accessible. » [45]

147Au Royaume-Uni, les retraits de capacité ont présenté un intérêt accru en raison de l’effet de cette pratique sur la « prime de capacité ». Comme on le verra ci-après, la suppression de la prime de capacité a ôté de leur intérêt aux retraits de capacité. Plus récemment, en 2001, le « Blue Ribbon Panel » consulté par la bourse de l’électricité de la Californie recommandait l’adoption de mesures pour empêcher les retraits de capacité sur le marché de la Californie :

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« Dans la mesure où les gros producteurs ont adopté une stratégie de retrait de capacité pendant les périodes de pointe, ce qui a eu pour effet de faire monter abruptement les prix d’équilibre à moyen terme du marché, nous appuyons les propositions (… ) visant à habiliter une agence à enquêter sur ce type d’incidents, ordonner l’interdiction de ces pratiques et imposer des pénalités. » [46]

149Une solution légèrement différente consisterait à exiger que les producteurs utilisent la capacité sous peine de la perdre, et cèdent ou vendent des « droits virtuels » de capacité inutilisée.

150Une autre politique proposée concerne l’intervention de l’État pour veiller à ce qu’il y ait toujours une capacité suffisante en réserve. « Un certain nombre d’États et de responsables de l’élaboration des politiques au niveau fédéral ont affirmé que l’État devrait toujours s’assurer que la capacité excède la demande prévue d’au moins 15 pour cent. » Bien que cette approche soit susceptible de réduire considérablement le pouvoir de marché, d’autres politiques seraient peut-être plus efficaces. « Il n’est pas utile de conserver cette capacité si la valeur de l’électricité supplémentaire éventuellement consommée par le client est inférieure au coût total de mise à disposition de l’électricité. La communication des prix de détail en temps réel reflétant le coût horaire de la consommation additionnelle est le mécanisme le mieux indiqué pour réaliser cet arbitrage. » [47]

4.5. Modifications des règles du marché

151L’un des enseignements qui se dégagent clairement de l’évolution du marché de l’Angleterre et du pays de Galles est que les règles qui régissent le fonctionnement du marché peuvent avoir un impact substantiel sur la capacité qu’ont les producteurs d’agir en fonction d’une stratégie et sur les mécanismes qui les incitent à le faire. Wolak et Patrick observent :

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« La question de savoir si l’établissement d’un marché de l’électricité (… ) engendrera ou non des avantages pour les consommateurs sous forme de baisse des prix de l’électricité est fonction de la structure du marché et des détails des règles qui en régissent le fonctionnement. Des différences subtiles dans les règles de marché peuvent accroître considérablement l’aptitude des producteurs qui vendent de l’électricité à fixer des prix considérablement supérieurs à leur coût marginal et à leur coût moyen. (… ) [L]es règles de marché permettent parfois aux gros producteurs d’exploiter leur pouvoir de marché et ils ont recours pour ce faire à de nombreux moyens subtils, mais aussi très efficaces dans la mesure où ils sont très rentables. Ces stratégies peuvent être difficiles à détecter et encore plus à corriger. » [48]

153La conception d’un marché de gros de l’électricité exige que l’on détermine : a) si la participation sera obligatoire ou si des échanges bilatéraux seront autorisés; b) si les offres du côté de la demande seront autorisées; c) si les offres porteront simplement sur les prix et les quantités ou sur d’autres conditions comme la souplesse de la centrale; d) si les prix seront calculés ex ante (en fonction de la demande et de l’offre anticipées) ou ex post (en fonction de la demande et de l’offre réelles); e) si les soumissionnaires seront payés en fonction de leurs offres (enchères à la hollandaise) ou en fonction du prix à l’équilibre du marché; f) si des primes spéciales de disponibilité seront versées; g) et si les enchères seront fermes ou non [49]. Certains de ces éléments influent peu sur l’exercice d’un pouvoir de marché. En particulier, le passage d’un système à prix unique à un système d’enchères à la hollandaise n’est pas susceptible de réduire l’exercice d’un pouvoir de marché [50].

154On s’est penché attentivement sur la façon dont les primes de capacité peuvent accroître le pouvoir de marché en incitant davantage les producteurs dominants à pratiquer des retraits de capacité :

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« Sur le marché du Royaume-Uni, plusieurs facteurs ont fait de la stratégie de retrait de capacité un moyen intéressant de faire augmenter le prix final payé par le consommateur. … La déclaration de disponibilité en fonction d’une stratégie a l’avantage de fournir aux producteurs différents moyens de dissimuler leurs intentions. Il sera très difficile, voire impossible, pour le directeur général, de faire la différence entre l’indisponibilité due à de véritables interruptions et celle qui relève d’une déclaration stratégique. » [51]

156En particulier, Wolak et Patrick préconisent la suppression de la composante prime de capacité du prix payé par le pool sur le marché de l’Angleterre et du pays de Galles.

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La suppression de la prime de capacité empêcherait « ces producteurs de faire des offres pour chaque centrale à un prix proche de son coût marginal et de miser sur la prime de capacité élevée pour compenser leur charge fixe. Il serait toujours possible de restreindre la capacité pour que les prix marginaux du système soient élevés, mais cela éliminerait l’avantage supplémentaire très rentable de cette stratégie, tenant au fait qu’elle suscite une probabilité de perte de charge très élevée et, partant, une prime de capacité très substantielle. Il faudrait donc envisager sérieusement la suppression de la prime de capacité sur le marché de l’Angleterre et du pays de Galles. » [52]

158La prime de capacité a été supprimée au Royaume-Uni lors de la mise en œuvre des nouveaux accords relatifs aux contrats de vente de l’électricité (NETA), en mars 2001.

4.6. Autres politiques

159Différentes autres politiques destinées à atténuer le pouvoir de marché ont été proposées. Elles consisteraient notamment à encourager l’entrée de nouveaux concurrents sur le marché ainsi que la passation de contrats à long terme, et auraient recours à la participation publique pour contrebalancer les mécanismes incitant à optimiser les profits.

160L’entrée de nouveaux concurrents sur le marché peut être favorisée par le biais de politiques qui cherchent à simplifier les critères d’attribution de licences et facilitent les processus d’obtention des autorisations pour l’établissement de nouvelles centrales. Les politiques qui favorisent les contrats à long terme peuvent également faciliter les nouvelles entrées en aidant les petites entreprises à se procurer les capitaux nécessaires [53].

161Les contrats à long terme constituent aussi un moyen de contrôler le pouvoir de marché. Borenstein explique :

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« Bien que les prix à terme ne dépasseront pas systématiquement les prix spot, il se peut que les prix baissent sur ces deux types de marchés si, dans l’ensemble, les acheteurs achètent plus d’électricité par le biais de contrats à long terme. Le fait qu’une partie des ventes soit bloquée à l’avance diminue pour de nombreuses entreprises l’intérêt qu’il y a à se comporter de manière moins concurrentielle (Allaz et Vila, 1993).
La possibilité de conclure des ventes à l’avance fait que les entreprises peuvent plus difficilement limiter la concurrence. Lorsqu’une entreprise a vendu une partie de sa production à l’avance, elle est moins motivée à restreindre sa production sur le marché spot dans le but de faire monter les prix sur ce marché, puisqu’elle ne recevra pas le prix le plus élevé sur ce marché pour la production qu’elle a déjà vendue par le biais d’un contrat à terme. Par conséquent, en prévision d’une concurrence plus agressive sur le marché spot – du fait que certaines entreprises ont vendu à l’avance une quantité significative sur le marché à terme – les entreprises sont susceptibles de pratiquer des prix plus agressifs sur le marché à terme. » [54]

163Il y a lieu de penser que cet argument est fondé si l’on se fie à ce qui a été constaté sur le marché de l’Angleterre et du pays de Galles. L’une des motivations des politiques mises en œuvre dans le cadre des NETA était que ces accords autorisaient et encourageaient les contrats bilatéraux à long terme entre les producteurs et les acheteurs. « Les prix à terme de l’électricité étaient plus bas pendant la période qui a suivi l’annonce de la conclusion des NETA et ont augmenté lorsque leur entrée en vigueur a été différée – les acteurs du marché s’accordaient à reconnaître que les NETA provoqueraient une chute des prix de gros. »

164Le pouvoir de marché pourrait également être atténué par la présence d’une entreprise qui ne cherche pas à maximiser ses profits sur le marché. Dans leur étude, Schmalensee et Golub constatent que « les entreprises publiques, si elles se comportent de manière concurrentielle, permettent de bien contrôler la capacité des sociétés privées de services publics à but lucratif à exercer un pouvoir de marché. … Les tenants de la déréglementation doivent trouver un moyen d’éliminer les subventions aux sociétés d’électricité appartenant à l’État, tout en maintenant ou en renforçant les mécanismes qui les encouragent à agir en preneuses de prix sur les marchés du réseau de grand transport [55].