Marche de l'electricite


Marche de l'electricite

Marché de l'électricité


Le terme marché de l'électricité désigne, de façon générale, les différentes formes d'organisation du secteur de la production et de la commercialisation de l'électricité apparus, principalement dans les années 1990, dans la plupart des pays industrialisés, dans le cadre des processus de déréglementation.

Sommaire

Genèse de la notion

Depuis ses débuts, à la fin du XIXe siècle, jusqu'à la fin du XXe siècle, le secteur électrique s'est progressivement organisé sur le mode du monopole territorial verticalement intégré de la production à la distribution de détail : en un point donné du territoire un client ne pouvait avoir qu'un seul fournisseur d'électricité.

Cette forme d'organisation, s'est accompagnée, en dépit des vicissitudes du siècle, d'un formidable développement technologique de ce secteur, tant par l'évolution des méthodes de production, de transport et de distribution de l'électricité, que par le poids de cette énergie dans la vie économique et domestique des pays développés.

Avec le retour en vogue des théories et analyses libérales, au début des années 1970, puis, plus particulièrement, de la révolution conservatrice dans les années 1980, les pouvoirs politiques de nombreux pays ont développé des démarches volontaristes de déréglementation, qui ont abouti a des recompositions assez profondes de l'organisation de ce secteur, traditionnellement considéré comme relevant du monopole naturel.

Toutefois, ces réorganisations institutionnelles et industrielles, soulèvent de nombreuses questions.

Leurs promoteurs, conscients des difficultés que ces transformations rencontrent, ne les considèrent pas comme achevées, ils préconisent d'ailleurs d'en poursuivre voire d'en accélérer l'avancement.

Leurs détracteurs ont élaboré de nombreuses critiques, tant sur les fondements de la déréglementation, réputés selon eux méconnaitre les spécificités du produit électricité, que sur les performances techniques et économiques des secteurs déréglementés.

Aux États-Unis

Aux États-Unis, ce processus s'est développé, à partir d'une contestation de la performance des entreprises du secteur et en réaction au cadre réglementaire, considéré comme contraignant, notamment la Loi PUHCA de 1935 et plus récemment la loi PURPA de 1978[1]

En Europe

Depuis la fin des années 1980 et dans le courant des années 1990, dans le prolongement de l'Acte unique européen, la recherche systématique de l'intégration, à une maille européenne, du commerce de biens et services, a donné une ampleur sans précédent à ces recompositions.

Une série de directives, et de lois nationales de transposition, visent explicitement, la création, sous une extension maximale, d'un marché de l'électricité, que les autorités bruxelloises souhaitent le plus concurrentiel possible.

Sa mise en place s'est accompagnée d'une recomposition sectorielle significative, notamment avec des scissions, fusions, filialisations et privatisation d'entreprises « historiques » du secteur.

En Autriche, le marché de l'électricité a été libéralisé en 2001.

Eléments historiques

Les premières expériences d'introduction récente des concepts du marché et de privatisation de la fourniture d'électricité eurent lieu au Chili à la fin de la décennie 1970, parallèlement avec les réformes orientées marché associées aux Chicago Boys.

Le modèle chilien a été présenté par ses promoteurs comme un succès parce qu'il apporterait de la rationalité et de la transparence dans l'établissement du prix de l'électricité, mais il conservait une structure où dominait plusieurs grosses entreprises en place et souffrait des problèmes structurels d'attendant.

L'Argentine reprit et modifia ce modèle chilien, en imposant des limites sur la concentration du marché et en renforçant la rémunération des capacités de production en réserve afin d'augmenter la fiabilité du système.

L'un des principaux buts de l'introduction des concepts de marché en Argentine était en fait la privatisation des capacités de production existantes dont les performances étaient réputées médiocres, avec l'espoir d'attirer les capitaux nécessaires à la rénovation de ces actifs et au développement du réseau.

La Banque mondiale à travers le Conseil mondial de l'énergie a activement milité pour introduire des mécanismes de marché sous diverses formes dans plusieurs pays d'Amérique latine, y compris le Pérou, le Brésil, la Colombie, durant les années 1990, avec un succès limité.

Toutefois, ces évolutions correspondaient toutes à des problématiques de pays en développement, avec notamment :

  • une croissance généralement soutenue de la demande d'électricité, sous l'effet combiné de l'industrialisation, et de la pénétration de l'électricité dans de nouveaux usages ou son extension par développement de l'électrification ;
  • un besoin subséquent de financement lié tant au développement de la production, seule susceptible de devenir concurrentielle, que des réseaux, restant en monopole privé ou publics ;
  • des entreprises locales (nationales, régionales ou communales) souffrant dans la quasi-totalité des cas d'une pénurie de financement, en raison :
    • de la défaillance des investisseurs publics (Etat, collectivité locales...), souvent lourdement endettés, et presque toujours engagés dans des stratégies de réduction des dépenses publiques à l'initiative des organismes financiers internationaux ;
    • et/ou de régulations tarifaires anti-inflationnistes limitant la capacité d'autofinancement des opérateurs
  • de problématiques tarifaires épineuses, dans la mesure où les tarifs constituent parfois un instrument de redistribution en faveur des populations les plus défavorisées et que leur remontée pour satisfaire des standards de rémunérations privés, ne pouvait être ouvertement assumée par les autorités.

Pour ce qui concerne les pays développés, notamment en Amérique du Nord, en Europe de l'Ouest ou en Océanie, la problématique se révélait pratiquement inverse sur tous les points. La demande était faiblement croissante, les besoins de financement limités et aucun des opérateurs les plus notables ne souffrait de difficultés financières importantes.

Un évènement-clef est en 1990 la privatisation et la dérèglementation par le gouvernement conservateur britannique de Margaret Thatcher de l'industrie de la production d'électricité, l'Electricity Supply Industry, en Angleterre et au Pays de Galles ; Ce processus s'insérait dans le projet politique d'une « révolution conservatrice » qui eut un large écho en Europe et au-delà, et servit de point d'appui pour la déréglementation de plusieurs autres pays du Commonwealth (dont Australie, Nouvelle-Zélande, et des marchés régionaux comme ceux de l'Alberta).

La déréglementation n'était pas systématiquement associée à des privatisations à grande échelle.

Bien que partant de situations institutionnelles différentes, dictées par l'organisation politique des pays concernés, et de niveaux de performance économique différents, ces processus ont néanmoins fait émerger un certain nombre de régularités, partagées pour certaines avec les déréglementations d'autres secteurs.

On retiendra notamment :

  • la séparation des fonctions réputées concurrentielles, ou contestables au sens de la théorie économique, de la production d'électricité et de la commercialisation de l'électricité, d'avec les fonctions de gestion des réseaux réputées relever du monopole naturel
  • l'identification d'une fonction de régulateur avec des pouvoirs plus ou moins étendus, mais toujours en charge du développement de la concurrence dans le secteur et d'une forme de surveillance des prix ;
  • dans tous les cas, le maintien d'une unité de commandement et de coordination pour gérer l'équilibre technique du système s'est imposé.

En revanche des points d'organisation structurants ont pu varier de façon importante d'une expérience à l'autre. C'est le cas pour ce qui concerne l'organisation du marché de gros, c'est à dire les transactions au niveau de la production, où interviennent les producteurs, les négociants, les éventuels détaillants et certains très gros consommateurs. Ces marchés pouvant être plus ou moins organisés (système de pool) ou de gré à gré, ou faire éventuellement l'objet d'une organisation en fonction des horizons temporels (spot ou jour le jour et marchés à terme...) et de dispositions plus ou moins contraignantes destinées à assurer la sécurité financière des transactions.

En 2008 et 2009, la crise financière puis économique a fait chuter la demande et la production électriques. Cette baisse s'est poursuivie en 2009 (-3,5 % selon l'AIE, ce qui est une première depuis 1945, et avec de fortes variations (de -2% en Chine à - 10 % en Russie), alors que l'AIE tablait sur + 3,2% par an de 2006 à 2015 [2]. L'AIE craint une offre devenue insuffisante en sortie de crise et donc une future augmentation du prix de l'électricité, qui pourrait être tempérée par des progrès en termes de sobriété énergétique. Ceci a aussi a realenti le développeent du nucléaire dans le monde[3], tout en faisant chuter les émissions de CO2.

Caractéristiques du produit électricité

L'électricité ne se stocke pas. Lorsqu'un utilisateur demande un peu d'électricité sur le continent européen, en allumant une lampe pour la lumière par exemple, il y a, quelque part en Europe, une centrale qui se met à tourner un peu plus fort.

Le réseau européen est interconnecté. Ce réseau est comparable à une grande rivière, dont le niveau d'eau est constant, et doit rester constant (par analogie, c'est la tension de 230 V à 50 Hz qui doit être constante chez chaque utilisateur (en pratique entre 220V et 240V).

Lorsque l'on prélève un litre dans cette grande rivière (consommateur), il est obligatoire, pour que le niveau reste constant que quelqu'un remette un litre quelque part dans la rivière (fournisseur d'énergie). Le « gendarme » qui veille à ce que les quantités prélevées et retirées de la rivière soit strictement égales s'appelle pour le réseau électrique un responsable d'équilibre.

Aux heures de pointe, lorsque tout le monde prélève de l'électricité sur le réseau, le responsable d'équilibre cherche des fournisseurs pour injecter l'électricité manquante. Il s'adresse d'abord aux centrales les meilleurs marchés, et s'il n'y a pas de capacité de production, le responsable d'équilibre doit payer le courant plus cher pour en trouver.

Cela explique pourquoi le prix de l'électricité varie énormément toutes les dix minutes sur le « marché spot », surtout s'il y a des différences entre les prévisions de consommation et de production (programme) et la consommation réelle.

C'est pourquoi, une bonne capacité de prévoir sa consommation, adjointe à une maîtrise de ses périodes de besoins, permet de réduire fortement le prix de l'électricité achetée sur un marché « ouvert ».

Les acteurs

Le fournisseur d'énergie

Une entreprise, productrice ou importatrice, qui s'engage à injecter sur le réseau du transporteur la quantité d'énergie achetée par le client. Dans les pays dont le marché de l'électricité est ouvert à la concurrence, il y a en général de nombreuses entreprises productrices d'électricité, qui peuvent être aussi bien de petits producteurs produisant quelques mégawatts à partir d'un groupe hydraulique, que des géants de l'industrie comme EDF possédant de multiples centrales.

Le transporteur

L'exploitant du réseau électrique à haute tension, servant au transport interrégional et international de l'électricité. Du fait de la notion de monopole naturel, il y a en général un seul transporteur par pays, comme RTE en France, ou National Grid au Royaume-Uni. Au Canada, de grandes compagnies gouvernementales en sont chargées. Il y en a une par province : au Québec, c'est Hydro-Québec, en Ontario, c'est Ontario Power Generation, etc. Aux États-Unis, le système est plus complexe car il n'existe pas de grande compagnie en charge de tout le territoire. C'est un immense réseau de petites compagnies privées qui s'occupe de l'alimentation en électricité du pays.

Le distributeur

L'exploitant du réseau électrique sur lequel le client final est connecté physiquement, en basse ou en moyenne tension. La construction raisonnée des réseaux est du ressort des maitres d'ouvrages; il en existe de trois types en France: le concédant et son concessionnaire et des entreprises locales de distribution ie:régies.

L'autorité de régulation

Dans la plupart des pays, la déréglementation du secteur électrique s'est accompagnée de la mise en place d'une entité de régulation sectorielle, indépendante des acteurs économiques en concurrence. Leur forme juridique, leurs compétences juridiques et leurs modes d'intervention sont extrêmement variables d'un pays à un autre mais comprennent toujours la surveillance du fonctionnement des marchés nouvellement créés et des règles associées.

En Europe, la mise en place de cette fonction de régulation, indépendamment de sa forme, est une exigence de la Directive 96/92/CE du 19 décembre 1996[4].

Voir la catégorie : Régulateur de l'énergie en Europe.

Le client « éligible »

  1. Un client est déclaré « éligible » lorsque le contexte légal national lui permet de choisir librement son fournisseur d'énergie électrique.
  2. Aujourd'hui en Suisse tous les clients sont « éligibles », ce qui a été confirmé récemment par le Tribunal fédéral dans le cas Watt/Migros.
  3. Ce point pourrait être utilisé pour casser le contrat « de fidélisation » de certains clients UIGEM si besoin, toutefois il serait contre-productif de se lancer dans cette procédure, voir chapitre précédent.
  4. Dans les pays ayant déréglementé leur secteur électrique, ce sont en général les gros clients industriels qui ont été éligibles en premier, puis les petits industriels, puis les particuliers.

Énergie de programme

L'énergie électrique que le client prévoit de consommer (voir schéma ci-après).

Profil de consommation

L'énergie réellement consommée par le client (voir schéma ci-après).

Energie d'ajustement

C'est la différence entre l'énergie de programme et le profil réel de consommation. Cette différence est rachetée par le gestionnaire de réseau si elle est positive, et est fournie par ce gestionnaire de réseau si elle est négative.

Le prix de l'énergie

Le prix de cette énergie est très volatil, et d'autre part, la fourniture est en général beaucoup plus chère que la reprise. C'est pourquoi il est primordial de prévoir sa consommation sur une zone de réglage (en principe réseau de transport) au plus près de la réalité pour optimiser ses achats d'énergie.

Point de vue anglophone

Le marché de l'électricité est un système permettant de gérer l'achat et la vente d'électricité en utilisant les mécanismes de l'offre et de la demande pour fixer le prix. Les transactions de vente de gros d'électricité sont typiquement désactivées et activées par l'opérateur de marché ou une entité indépendante créée dans ce seul but. Les marchés pour certaines fonctionnalités liées exigées par (et payées par) différents opérateurs de maillage pour s'assurer des non défaillances et de la qualité de l'électricité, tel que les réserves de spinning, les réserves operating, et les capacités installées, sont également gérée par l'opérateur du maillage. De plus, pour la plupart des maillages existent des marchés de dérivés d'électricité, tels que les futurs contrats électriques et les options, qui sont activement négociés. Ces marchés se sont développés en conséquence de la déréglementation de la fourniture d'électricité dans le monde. Ce process s'est souvent conduit en parallèle de la dérégulation des marchés de gaz naturel.

Marché de gros

Consommation journalière typique d'énergie électrique, en Allemagne

Il y a marché de gros d'électricité lorsque des fournisseurs d'électricité concurrents offrent l'électricité qu'ils ont produite à des revendeurs d'électricité.

L'électricité est par nature difficile à stocker et doit être disponible en fonction de la demande. En conséquence, au contraire des autres produits, il n'est pas possible, dans des conditions normales, de la conserver, de la rationner ou de mettre en attente les consommateurs. La demande et l'offre varient continûment. Existe donc l'exigence physique d'une autorité de contrôle, le gestionnaire du réseau de transport, pour coordonner la diffusion des unités de production, pour rencontrer la demande attendue des systèmes à travers les réseaux de transport d'électricité. S'il existe un écart entre l'offre et la demande, la production d'énergie s'emballe ou ralentit provoquant une variation de la fréquence du courant (50 ou 60 hertz). Lorsque la fréquence sort de la plage de valeur prédéterminée, l'opérateur du système agira pour modifier la production ou la charge de consommation.

En addition, les lois de la physique déterminent les flux électriques à travers le réseau électrique. En conséquence les pertes d'électricité dues au transport et à la congestion sur une branche du réseau influenceront la propagation économique des unités de production.

Pour un marché de gros efficient il est essentiel que certains critères soient atteints. Le professeur William Hogan de l'université Harvard a identifié ces critères. Le point central de ces critères est l'existence d'un marché spot coordonné qui a des prix "bid-based, security-constrained, economic dispatch with nodal". D'autres universitaires comme les professeurs Pablo Spiller et Shmuel Oren de l'université de Californie ont établis d'autres critères. Des Variantes du modèle du Professeur Hogan ont été largement adoptées aux États-Unis, en Australie et en Nouvelle-Zélande.

Prix d'offre, sous contrainte de sûreté, dispatching économique et tarification nodale

Le prix théorique de l'électricité à chaque nœud du réseau est un "prix caché" calculé, dans lequel on suppose qu'un kilowattheure additionnel est demandé au nœud en question, et le coût hypothétique incrémental pour le système qui résulterait de la répartition optimisée des unités disponibles établit le coût de production hypothétique du kilowattheure.

Ce principe est connu sous le nom de prix marginal local (locational marginal pricing) (LMP) ou prix nodal (nodal pricing)

Il est utilisé dans un petit nombre de marchés dérégulés, notamment aux marchés PJM, à New York en Nouvelle-Angleterre, aux EU et en Nouvelle-Zélande, mais pas en Europe.

Alors qu'en théorie les concepts de LMP sont utiles et stables, ils demeurent "manipulables" par les opérateurs du système électrique notamment en désignant des centrales comme fonctionnant en dehors de l'ordre de préséance économique, ce qui les exclut des calculs de LMP.

Dans la plupart des systèmes les centrales de production utilisées uniquement pour fournir de l'énergie réactive afin de garantir la tenue de tension sont appelées en dehors de cet ordre de préséance économique.

De même les opérateurs du système offrent parfois des centrales couplées au réseau pour contribuer à la réserve "réserve tournante" qui permet de disposer de marges de production contre des variations inattendues de l'équilibre offre-demande, alors que les coûts de ces unités de production ne les qualifient pas pour produire.

Cela peut conduire à une baisse du prix d'équilibre dans des situations où la demande croissante aurait pour conséquence une forte montée des prix. Hogan et d'autres ont noté que divers facteurs, incluant des plafonnements du prix de l'énergie bien en deçà de sa valeur de rareté, l'impact d'action de redispactching en dehors de la préséence économique, l'utilisation de techniques de réduction de la tension durant les période de difficulté sans émission d'un signal prix correspondant à cette rareté etc, entrainent un problème de manque à gagner.

La conséquence est que les prix de marché sont en deçà du niveau nécessaire pour attirer de nouveaux entrants. Les marchés seraient alors utiles pour stimuler l'efficacité des centrales en exploitation et la qualité du dispatching à court terme, mais se révéleraient en défaut sur le point précis où leur avantage avait été vanté : la stimulation des investissements là où ils sont nécessaires.

Depuis l'introduction du marché, la Nouvelle-Zélande a connu des coupures d'électricité en 2001 et en 2003, des prix élevés en 2005 et même des prix encore plus élevés et un risque de pénurie en 2006 (comme en avril 2006). Ces problèmes se produisent parce que la Nouvelle-Zélande connaît un risque de sécheresse.

Dans les marchés LMP, où les contraintes existent sur le réseau de transport, il est nécessaire de produire plus cher pour dispatcher vers le côté du flux descendant de la contrainte. Les prix de chaque côté de la contrainte donnent des prix de congestion et des rentes de contraintes.

Une contrainte peut se produire quand une branche particulière du réseau atteint une limite thermique ou lorsqu’une surcharge potentielle doit se produire en raison d'un événement contingent, comme la défaillance d'une centrale de production ou d'un poste de transformation ou d'une ligne ailleurs sur le réseau. Ce dernier cas est considéré comme contrainte de sécurité. Les réseaux de transport sont gérés pour permettre la continuité de l'offre y compris lors d'une défaillance, comme la perte d'une ligne où que ce soit. On parle de système à contrainte de sécurité.

Les prix du système dans le marché du jour à venir sont, en principe déterminés en faisant correspondre les offres des producteurs aux demandes des consommateurs à chaque nœud pour développer des prix classiques d'équilibre de l'offre et de la demande, usuellement sur des intervalles d'une heure, et est calculé séparément pour les sous-régions dans lesquelles les modèles de flux de charge de l'opérateur du système indiquent que les contraintes provoqueront des importations de transport.

Gestion du risque

La gestion des risque financiers est souvent une priorité élevée pour les participants aux marchés de l’électricité dérégulé due aux risques de prix et de volume substantiel que le marché peut démontrer. Une conséquence de la complexité d'un marché de l'électricité de gros peut-être une forte volatilité des prix aux minutes/heures de pointes de demande et des pénuries de fourniture. Les caractéristiques particulières de ces risques de prix sont hautement dépendantes des fondamentaux physiques du marché tels que les proportions des types de production et les relations entre la demande et le climat. Les risques de prix peuvent se manifester par des prix "spikes" qui sont difficiles à prédire et des prix "steps" quand les prix des combustibles des centrales électriques changent pour de longues périodes.

"Volume risk" is often used to denote the phenomenon whereby electricity market participants have uncertain volumes or quantities of consumption or production. For exemple, a retailer is unable to accurately predict consumer demand for any particular hour more than a few days into the future and a producer is unable to predict the precise time that they will have plant outage or shortages of fuel. À compounding factor is also the common correlation between extreme price and volume events. For exemple, price spikes frequently occur when some producers have plant outages or when some consumers are in a period of peak consumption. The introduction of substantial amounts of intermittent power sources such as wind energy may have an impact on market prices.

Electricity retailers, who in aggregate buy from the wholesale market, and generators who in aggregate sell to the wholesale market, are exposed to these price and volume effects and to protect themselves from volatility, they will enter into "hedge contracts" with each other. The structure of these contracts varies by regional market due to different conventions and market structures. However, the two simplest and most common forms are simple fixed price forward contracts for physical delivery and contracts for differences where the parties agree a strike price for defined time periods. In the case of a contract for difference, if a resulting wholesale price index (as referenced in the contract) in any time period is higher than the "strike" price, the generator will refund the difference between the "strike" price and the actual price for that period. Similarly a retailer will refund the différence to the generator when the actual price is less than the "strike price". The actual price index is sometimes referred to as the "spot" or "pool" price, depending on the market.

Many other hedging arrangements, such as swing contracts, Financial Transmission Rights, call options and put options are traded in sophisticated electricity markets. In general they are designed to transfer financial risks between participants.

Marché de détail

Un marché de détail de l'électricité existe lorsque les consommateurs privés peuvent choisir leur fournisseur d'électricité parmi des entreprises en libre compétition ; on parle donc aux Etats-Unis de 'energy choice' (choix d'énergie). Il existe un enjeu à part pour les marchés d'électricité : les consommateurs paient-ils le prix réel du marché (des prix basés sur le vrai prix du gros sur le marché qui peut varier du moment à l'autre) ou bien un prix qui est fixé par un autre moyen (tel le coût annuel moyen). Sur plusieurs marchés, les consommateurs ne paient pas un prix basé sur le vrai coût et n'ont donc pas d'intérêt à réduire leur consommation à des moments de pointe, ou de faire basculer leur usage d'électricité sur des moments où la demande est moins forte. Il se peut que les fournisseurs recourent à des mécanismes de prix ou des solutions techniques afin de réduire la demande aux heures de pointe.

De manière générale, la réforme du marché de détail de l'électricité se conforme à la réforme du marché de gros. Toutefois, il est possible d'avoir une seule entreprise de génération de l'électricité et d'avoir en même temps une vraie compétition sur le marché de détail. Pour cela, il faut pouvoir établir un prix de gros commun aux entreprises de détail et de pouvoir mesurer leur consommation sur le réseau de transmission. Le marché allemand, par exemple, comprend la compétition entre plusieurs entreprises verticalement intégrées sur un réseau électrique plus ou moins ouvert.

Bien qu'il existe des variations dans la structure des marchés, les fournisseurs d'électricité dits « alternatifs » doivent pouvoir effectuer les tâches suivantes afin de pouvoir faire face à la compétition. L'incompétence ou l'incapacité dans l'exécution des points suivants a provoqué des désastres financiers dramatiques :

  • relever les compteurs;
  • location des compteurs;
  • facturation;
  • contrôle du crédit;
  • service clientèle à travers un centre d'appels efficace;
  • contrat de distribution d'électricité;
  • accord de réconciliation;
  • accord d'achat d'électricité sur le marché de gros;
  • contrat de gestion des risques pour faire face aux différences de prix sur le marché du gros.

Les deux points faibles ont été la gestion des risques et la facturation. Aux États-Unis en 2001, une régulation énergétique inadaptée de la compétition sur le marché de détail en Californie a provoqué la crise énergétique dans cet Etat. Les acteurs ne pouvaient pas faire face aux pics du prix sur le marché du gros et ne pouvaient pas se protéger contre ces risques (cf. Manifesto on The Californian Electricity Crisis). Au Royaume-Uni un fournisseur sur le marché privé, Independent Energy, avait beaucoup de chaland mais a fait faillite lorsqu'il ne pouvait pas récupérer l'argent lui dû par ses clients.

Les expériences avec la libéralisation du marché

Le processus de déréglementation a produit des résultats mitigés. Ses promoteurs, y voient des imperfections de jeunesse ou des raisons d'approfondir le processus. Ses détracteurs mettent en avant certains échecs importants comme la crise électrique en Californie[5], et l'affaire Enron, ainsi que les pannes géantes, notamment en 2003, qui ont affecté le Nord Est des USA, Londres [6], l'Italie[7].

La question de l'impact sur les prix reste également très controversée. Certaines études concluent à un impact à la hausse. Ainsi selon la FERC[8], régulateur fédéral américain, le processus en Nouvelle-Angleterre aurait conduit à une augmentation du coût annuel estimé à 3 milliards de dollars[réf. nécessaire]. Les partisans de la déréglementation insistent davantage sur les effets exogènes, comme la hausse des prix des combustibles, ou plus endogènes l'insuffisance supposée des interconnexions internationales en Europe, laissant subsister des écarts de prix entre pays, ou encore le pouvoir de marché des producteurs les plus gros.

En France, les prix de gros l'électricité, qui avaient dans un premier temps (2000-2001) baissé dans un contexte de suréquipement en moyens de production ont depuis dans un contexte général de hausse des matières premières énergétiques, fortement augmenté. Ils se situent aujourd'hui au-dessus des tarifs régulés. Certains consommateurs qui avaient dans un premier temps choisi d'exercer leur éligibilité ont d'ailleurs réclamé et obtenu en 2007 des clauses exceptionnelles permettant de revenir transitoirement dans une forme de tarif régulé, le TARTAM ou TArif Réglementé Transitoire d'Ajustement du Marché[9][10]

En juin 2009, ERDF a décompté un cumul de plus d'un million de changements de fournisseur d'électricité [11][12].

Références

  1. cf PURPA (en)
  2. Information communiquée à la réunion des ministres de l'énergie du G8 à Rome en mai 2009 à Rome
  3. Etue du MIT, de mai 2009
  4. Source
  5. (en)source wiki anglais
  6. (en)Source wiki anglais
  7. (en)Source wiki anglais
  8. (en) Source wiki anglais
  9. Arrêté du 13 août 2007
  10. (fr)http://www.cleee.fr
  11. [1]
  12. (fr)http://www.energie2007.fr

Liens externes

vers les marchés organisés de l'électricité

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