État et énergie XIXe-XXe siècle
| , , ,Troisième partie. Au miroir de l’étranger
Privatisation, déréglementation et libéralisation du secteur de la distribution d’électricité en Grande-Bretagne, en France et aux États-Unis
Texte intégral
1La comparaison de l’histoire récente des secteurs français, britannique et américain de distribution d’électricité frappe, entre autres, par la différence des réactions adoptées face à la perspective d’une restructuration. On peut considérer que la divergence la plus grande est apparue entre la Grande-Bretagne et la France. De l’après-guerre jusqu’aux années 1970, les deux pays avaient partagé bien des caractéristiques. Ils avaient l’un comme l’autre nationalisé le secteur de l’électricité dès la fin de la Seconde Guerre mondiale, et placé leurs entreprises nationalisées respectives en situation de monopole. Par ailleurs, à la fin des années 1960, les deux pays avaient, en théorie du moins, fondé leur politique tarifaire et d’investissement sur le coût marginal, ces deux aspects étant liés. Ainsi, s’il y avait contraste, il existait entre, d’une part, ces deux systèmes proches et interconnectés sous la Manche et, de l’autre, le système américain, essentiellement aux mains d’entreprises privées souvent verticalement intégrées. Cependant, à partir de la fin des années 1970, ces organisations traditionnelles commencèrent à évoluer. En Grande-Bretagne, on ne se contenta pas de dénationaliser les entreprises dans le cadre du grand programme de privatisations engagé dans les années 1980, mais on entendit aussi réformer la structure industrielle et encourager la concurrence. Aux États-Unis, si le changement du statut n’était pas à l’ordre du jour, une politique, plus ou moins pensée, de dérégulation du secteur apparut avec la loi PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act) de 1978. Si la dérégulation progressa à partir de cette époque, elle n’emprunta pas pour autant le même chemin qu’en Grande-Bretagne : aux États-Unis, la libéralisation n’obtint pas d’encouragement formel avant la loi de 1982 sur la politique énergétique (Energy Policy Act), et ses progrès furent entravés. En France, malgré les pressions de la Commission européenne qui conduisirent à accepter quelques concessions, la privatisation et la libéralisation furent rejetées par les milieux politiques et industriels. Le but de cet article est d’examiner pourquoi des réponses si différentes à la triple demande de privatisation, de déréglementation et de libéralisation devaient nécessairement être formulées par ces trois pays. Parmi les explications proposées, trois feront l’objet de développements particuliers : celles par l’histoire, par le politique et par l’économie.
2Au Royaume-Uni, la privatisation du secteur de la distribution d’électricité marqua une étape importante du programme plus global de privatisations, engagé dans les secteurs des télécommunications et du gaz en 1984 et 1986, respectivement. Si elles furent bien accueillies par les milieux politiques, en revanche, de nombreux économistes considérèrent que ces premières privatisations avaient privilégié le transfert de propriété sur l’encouragement de la concurrence dans ces deux secteurs. Si, incontestablement, cette critique était fondée, cette situation tenait à des difficultés déjà anciennes affectant les secteurs nationalisés en Grande-Bretagne dont la principale était ce que les économistes appellent les « problèmes d’agence », eux-mêmes dus à une confusion entre responsabilité et contrôle, et rendus plus aigus par l’asymétrie d’informations existant entre les pouvoirs publics (autorité concédante) et l’entreprise en situation de monopole (concessionnaire). Et pourtant, si ce duo autorité concédante-concessionnaire allait devenir le mode d’organisation privilégié à l’occasion des privatisations et, ensuite, de la régulation des secteurs privatisés, il faut bien voir que la décision de privatiser a été tout autant motivée à l’origine par le souci des dirigeants politiques britanniques de combler les déficits que connaissaient les finances publiques dans les années 1970. Ces déficits n’étaient pas propres aux secteurs nationalisés et caractérisaient encore moins les branches des télécommunications, du gaz et de l’électricité, qui étaient au contraire rentables. En revanche, la tendance bien ancrée à appliquer un traitement uniforme aux secteurs nationalisés, alliée à l’incapacité à diminuer les dépenses publiques dans d’autres domaines, rendait la perspective de céder ces actifs publics séduisante.
- 1 Harvey Averch, Lawrence Johnson, « Behaviour of the firm under regulatory constraint », Am (...)
- 2 Richard Hirsh, Power Loss : The Origins of Deregulation and Restructuring in the American (...)
3Ces difficultés macroéconomiques n’étaient pas propres au Royaume-Uni. Aux États-Unis, une combinaison d’inflation, d’augmentation des prix du pétrole et de ralentissement des hausses de productivité dans le secteur de l’électricité avait ébranlé le consensus autour de la question de la régulation qui avait fonctionné, bon an mal an, depuis la fin de la Seconde Guerre mondiale. La classe politique devint plus réceptive à certaines critiques déjà anciennes de la régulation formulées par les économistes. Ainsi, Averch et Johnson estimaient que la réglementation du taux de rendement basée sur les immobilisations ne faisait qu’encourager une revalorisation artificielle (goldplating) de ces actifs. D’autres critiques, fréquentes, invoquaient une « capture » des régulateurs par les entités régulées1. Si la déréglementation avait entraîné une ouverture partielle de secteurs comme ceux du transport aérien et des télécommunications, il n’existait pas aux États-Unis de programme fédéral de déréglementation équivalent au programme britannique de privatisations. Dans le secteur de l’électricité, les initiatives de déréglementation furent surtout prises au niveau des États, notamment de la Californie. La loi PURPA de 1978 avait facilité l’accès de nouveaux entrants au secteur en autorisant les « qualifying facilities » (QF), petits producteurs affichant une bonne efficacité énergétique et faisant majoritairement appel à la cogénération et aux énergies renouvelables, à vendre de l’électricité aux compagnies de service public (utilities) soumises, elles, à régulation. L’idée était d’encourager une utilisation plus efficiente des ressources énergétiques. Cette mesure fut particulièrement bien accueillie en Californie où le prix du kWh en 1995 était de 9,9 cents, à comparer à un prix moyen de 6,9 cents au niveau fédéral, de 10.3 cents dans le Massachusetts et de 10,5 cents dans le Connecticut. Dans ces trois États, les tarifs proposés aux ménages étaient respectivement de 11,6, 11,4 et 12 cents/kWh, contre un tarif moyen de 8,4 cents dans l’Union. Ils n’étaient pas plus élevés que dans l’État de New York (14 cents). Les QF n’eurent aucun mal à proposer des tarifs plus avantageux et, en 1990, elles représentaient 9 412 MW sur une capacité totale d’environ 56 000 MW en Californie. Un an après, les opérateurs autres que les utilities contribuaient à hauteur d’un tiers à la production d’électricité de l’État, et pour 21 % à la production totale des opérateurs indépendants aux États-Unis, toutes énergies confondues2. Cela étant, ce processus de déréglementation, lancé de manière presque fortuite par la loi PURPA, resta pour l’essentiel partiel, décousu et décidé à l’initiative des États. L’évolution vers un programme abouti de libéralisation fut lente.
4Les années 1970, qui marquèrent une rupture, virent un retour en grâce des nationalisations au Royaume-Uni et de la régulation aux États-Unis, les pouvoirs publics français réaffirmèrent avec force leur soutien à une entreprise électrique nationalisée en situation de monopole. Alors même que les finances publiques du pays connaissaient des difficultés comparables à celles du Royaume-Uni et que la France était sans doute davantage touchée que la plupart des autres pays par l’augmentation des prix du pétrole au cours de cette décennie, les milieux politiques non seulement réaffirmèrent leur opposition totale aux privatisations, mais orchestrèrent, aux côtés d’Électricité de France (EDF), un passage massif à l’énergie nucléaire pour la production de courant. Deux explications, parmi les nombreuses possibles, peuvent être proposées à cette résistance des pouvoirs publics français à la privatisation et à la libéralisation. La première est qu’EDF, contrairement à son homologue britannique, avait réussi au cours des décennies qui ont suivi la fin de la Seconde Guerre mondiale à se distinguer d’autres entreprises nationalisées. Sous la présidence de Pierre Massé ou de Marcel Boiteux, par exemple, EDF s’était fait connaître, en France comme à l’étranger, pour son application rationnelle de principes économiques à des aspects aussi centraux que ceux de la tarification (le tarif vert) ou de l’investissement (la note bleue). Cette réputation était tellement bien assise et les dirigeants d’EDF jouissaient d’une telle influence politique que peu après que la commission Nora eut commencé, en 1967, à examiner la part de responsabilité des entreprises nationalisées dans les déficits publics, EDF parvint à négocier en 1971 un contrat de plan avec l’ État qui accordait à l’entreprise une marge de manœuvre commerciale supérieure à celle dont bénéficiaient ordinairement les entreprises nationalisées. La deuxième explication de cette capacité d’EDF à résister à la privatisation est à rapprocher de ce statut à part, à savoir l’incapacité ou la réticence des personnages publics ou des économistes à démontrer qu’EDF avait utilisé de façon abusive sa situation de monopole. Tandis qu’aux États-Unis et au Royaume-Uni, l’abus supposé de situation de monopole au plan national ou local était au cœur des critiques adressées par les économistes aux entreprises nationalisées et réglementées, en France, ce reproche paraissait beaucoup moins fréquent. En tout état de cause, la classe politique était moins réceptive à ce type de critiques.
- 3 Michael Crew, Paul Kleindorfer, The Economies of Public Utility Regulation, Cambridge, Mas (...)
- 4 Sally Hunt, Making Competition Work in Electricity, New York, John Wiley, 2002, p. 260.
5Le recours accru à la technologie nucléaire à partir des années 1970 par EDF, entreprise nationalisée jouissant d’un monopole sur le territoire national, représente une autre différence intéressante entre le secteur de l’électricité en France et le secteur de l’électricité au Royaume-Uni et aux États-Unis. Aux États-Unis, le recul spectaculaire du nucléaire non seulement contribua en tant que tel à déchirer le consensus qui s’était créé autour de la question de la régulation mais aussi compliqua considérablement le processus de dérégulation. Alors que l’on avait à une époque espéré que l’électricité d’origine nucléaire serait d’un coût infime et avant même que l’accident de Three Mile Island, en 1979, ne vienne renchérir les frais de construction des centrales nucléaires au titre de la protection de l’environnement, le secteur avait d’ores et déjà bien du mal, face à l’augmentation du coût d’exploitation des aménagements, à dégager des rendements satisfaisants3. Si aucune nouvelle centrale ne fut commandée après 1976, les projets de construction antérieurs ne furent pas pour autant abandonnés. Ainsi, dans un exemple tristement célèbre, la construction de la centrale de Shoreham, à Long Island, estimée dans les années 1960 à 100 millions de dollars pour coûter au final quelque 6 milliards de dollars, fut menée à bien mais ne déboucha pas sur la vente d’un seul kWh4.
- 5 Alfred Kahn, The Economies of Regulation : Principles and Institutions, vol. 1, New York, (...)
- 6 David Newbery, Privatization, Restructuring and Regulation of Network Utilities, Cambridge (...)
6Indépendamment des questions afférentes au programme de construction de centrales nucléaires, c’est la phase d’exploitation de ces équipements, et en l’occurrence le problème des coûts échoués, qui donnait du grain à moudre aux partisans de la déréglementation. Si le tarif qu’une centrale parvenait à obtenir devait être effectivement déterminé par le coût marginal, alors ses recettes futures, actualisées sur sa durée de vie restante, pourraient donner une variante contemporaine de la valeur de remplacement des actifs représentant une petite partie du coût de construction initial. Comme le fit remarquer l’économiste Alfred Kahn, c’était précisément l’impossibilité à combler le gouffre entre ce que l’entreprise considérait comme acceptable au regard de ses coûts de revient et ce que le consommateur considérait comme acceptable dans les mêmes circonstances qui provoqua cet échec institutionnel et ouvrit la possibilité de la « mort » du concept de compagnie de service public5. Avec le temps, cela devait conduire les régulateurs et les législateurs à rechercher une autre organisation qui ferait supporter aux investisseurs, et non plus aux consommateurs, une plus grande partie des risques d’investissement. En réalité, les différends autour des actifs échoués devaient durer pendant des années, en particulier dans les États où des centrales nucléaires coûteuses devaient affronter la concurrence de centrales au gaz de dernière génération, capables de commercialiser de l’électricité 75 % moins chère. Ces centrales avaient été commandées et construites à une époque où la réglementation pouvait laisser espérer un taux de rendement en rapport avec les capitaux investis. Toutefois, cette perspective s’éloigna rapidement lorsqu’apparurent de nouvelles filières comme la cogénération, qui permettaient d’offrir des tarifs inférieurs aux tarifs réglementés, fixés à un niveau suffisant pour couvrir à la fois les coûts fixes et les coûts variables de la production électronucléaire. Si, comme Dan Fessler, président de l’autorité de régulation sectorielle, la California Public Utilities Commission (CPUC), en exprima le souhait en 1993, on laissait les clients libres de traiter directement avec les producteurs d’électricité, certains opérateurs historiques ne manqueraient pas de se retrouver confrontés au problème d’actifs échoués avec l’apparition des nouvelles centrales au gaz pouvant se permettre d’offrir des tarifs 75 % inférieurs à ceux des centrales classiques de type Diablo Canyon6.
- 7 Richard Gilbert, Edward Kahn, David Newbery, « Introduction », dans R. Gilbert, E. Kahn (é (...)
- 8 Cette organisation s’appliquait à l’Angleterre et au Pays de Galles, mais pas à l’Écosse n (...)
7Les autorités britanniques et peut-être aussi françaises étaient mieux placées que leurs homologues américaines pour encadrer un éventuel transfert de propriété et résoudre les problèmes d’actifs échoués7. Du reste, les autorités britanniques allaient au final prendre à leur charge les coûts échoués des acteurs du nucléaire, mais pas avant que la question du nucléaire ait eu le temps de sérieusement détourner la privatisation du secteur de l’électricité de son objectif initial, à savoir la libéralisation. En Grande-Bretagne, il y avait toujours eu un certain manque de transparence autour de la question du coût de l’énergie nucléaire, de la construction au démantèlement des centrales, et les pouvoirs publics n’avaient pas réellement cherché à y remédier. Or, s’ils avaient pu laisser les contribuables dans le flou pendant des générations, ils eurent plus de mal à le faire avec les actionnaires potentiels. La principale pierre d’achoppement concernait le montant sans doute considérable, à défaut d’être précisé, du passif au titre du démantèlement et du retraitement du combustible que les pouvoirs publics cherchaient à transférer au secteur privé. Le problème s’avéra insoluble de sorte que le nucléaire fut sorti du programme de privatisations pour ainsi dire à la dernière minute. Les réacteurs les plus performants, à savoir ceux de la filière AGR (4 750 MW), furent privatisés en 1996 pour former British Energy, tandis que les sept réacteurs Magnox, de conception plus ancienne (3 223 MW), étaient placés dans le giron de l’entreprise publique British Nuclear Fuels plus spécialisée dans le (re)traitement du combustible. Et pourtant, les efforts entrepris pour inclure le nucléaire dans le programme initial de privatisations, suivis de son retrait précipité et tardif du programme en question, allaient avoir un impact très important sur la structure ultérieure de la partie privatisée du secteur. Les activités de la production étaient dominées par deux opérateurs car l’on partait du principe qu’il fallait qu’ils soient d’une taille suffisante pour pouvoir absorber les centrales nucléaires. Le retrait du nucléaire du programme de privatisations ne modifia en rien leurs contours. Ainsi, la loi électrique de 1989 attribua-t-elle à National Power quelque 60 % de la capacité de production conventionnelle, soit quarante centrales d’une capacité de 29 486 MW et les 40 % restants (23 centrales d’une capacité de 19 802 MW), à Powergen8. La domination de ces opérateurs historiques était telle que l’ouverture du secteur à la concurrence allait pour toujours s’avérer délicate.
- 9 David Newbery, op. cit., p. 175, 178 et 193.
8Malgré ces difficultés, on peut considérer que la privatisation du secteur de l’électricité britannique a marqué une volonté forte et radicale de faire évoluer le régime de propriété dans le secteur tout en y encourageant la concurrence. Le bilan des privatisations des secteurs du gaz et des télécommunications et des initiatives antérieures de libéralisation des marchés de l’énergie avait été dressé. En l’espèce, le principal enseignement tiré était que vouloir encourager la concurrence sans privatiser était probablement vain et que si l’ouverture à la concurrence passait par des restructurations industrielles, alors il convenait d’y procéder avant et non après les privatisations. En effet, les tentatives précédentes de libéralisation des marchés en l’absence de privatisations n’avaient pas été très concluantes. La loi de 1982 sur les entreprises pétrolières et gazières (Oil and Gas Enterprise Act) avait retiré à British Gas le monopole qu’il détenait sur le réseau de gazoducs mais l’avait laissé libre de négocier les conditions d’accès à ce réseau. En l’occurrence, il n’y eut aucun nouvel entrant sur ce marché et British Gas étouffa ainsi dans l’œuf toute velléité de concurrence en aval en prévoyant des tarifs d’accès dissuasifs. La loi de 1983 sur l’énergie prévoyait des mesures pour tenter de libéraliser le marché de l’électricité : les producteurs privés étaient autorisés à traiter directement avec le consommateur final et pouvaient à cette fin emprunter le réseau électrique national et obligation était faite aux centres locaux de distribution de gaz et d’électricité (area boards) de rendre publics leurs tarifs de transport et de préciser les tarifs auxquels ils seraient disposés à acquérir du courant pour les clients captifs. Ces mesures ne suffirent pas à encourager de nouveaux entrants à pénétrer le marché et pourraient même avoir contribué à radicaliser les propositions de restructuration du secteur faites par la suite. Les privatisations dans les télécommunications ou le gaz avaient montré toute la difficulté à introduire une dose de concurrence dans un secteur une fois privatisé. La loi de 1986 sur le gaz devait mettre en marche le processus de privatisation de British Gas et, parallèlement, précisait la structure légale de la partie privatisée du secteur. Ce faisant, elle ne prévoyait pas le démantèlement de British Gas, puisque celui-ci conservait la totalité de ses actifs, et lui accordait, sous forme de licence, un monopole sauf pour les gros clients (consommations supérieures à 25 000 therms par an, avant que ce seuil soit abaissé à 2 500 therms en 1992). Entre 1982 et 1990, on dénombra pas moins de dix tentatives d’accès au réseau par les tiers, toutes demeurées infructueuses : British Gas resta une entreprise verticalement intégrée jusqu’en 19979.
- 10 Richard Hirsh, op. cit., p. 8.
9La privatisation de la distribution d’électricité, telle qu’elle fut conduite au Royaume-Uni, montra clairement le rôle essentiel des pouvoirs publics. Ils parvinrent à résoudre avec doigté le problème des actifs échoués en excluant les centrales nucléaires du champ des privatisations tout en réussissant, par le biais de la législation, à mener à bien la privatisation du secteur et à lui donner une structure potentiellement compétitive. Ce poids des instances publiques fut plus manifeste encore lorsque l’on établit des comparaisons avec le rythme d’avancement de la déréglementation puis de la libéralisation des utilities américaines. Pour résumer, le découpage par États du secteur de l’électricité et de bien d’autres services publics était peu compatible avec une intervention réformatrice du gouvernement fédéral. Dès lors que seules les opérations inter-étatiques ou presque relevaient de la compétence juridictionnelle et de la réglementation fédérale, les pouvoirs des autorités fédérales étaient nécessairement limités. Par conséquent, il était logique que les mesures prévues par la loi de 1992 sur la politique énergétique pour libéraliser le marché de gros de l’électricité s’accompagnassent d’un élargissement considérable des prérogatives de la Commission fédérale de réglementation de l’énergie (Federal Energy Regulatory Commission-FERC) pour imposer l’accès au réseau de transport. Il n’en reste pas moins que les États-Unis continuèrent à se distinguer par la séparation entre production et transport. Même après la loi de 1992, ce fut grâce aux initiatives des États (la Californie, par exemple) que la restructuration du secteur et l’ouverture à la concurrence connurent les avancées les plus rapides10. Et, bien entendu, ce furent les coupures brutales d’électricité que connut la Californie en 2000-2001 qui tempérèrent nettement l’enthousiasme des autres États pour la libéralisation du secteur. De fait, le cas de la Californie était emblématique des difficultés pouvant naître d’un déséquilibre des pouvoirs entre États et autorités fédérales, d’un contrôle des tarifs et des tentatives de récupération de coûts par définition irrécupérables.
- 11 Sally Hunt, op. cit., p. 377,380-381.
10Sans doute, la crise californienne n’a-t-elle pas résulté de quelque défaut intrinsèque de la déréglementation, mais du processus de déréglementation et de restructuration tel qu’il a été mené dans cet État. En avril 1994, en réaction à la loi sur la politique énergétique, la CPUC proposa (Blue Book Proposal) que les utilities soient tenues d’ouvrir leur réseau aux opérateurs détaillants (parmi lesquels le consommateur choisirait) et qu’en contrepartie, elles soient autorisées à recouvrer leurs coûts échoués. Les trois distributeurs à statut privé – Pacific Gas and Electric (PGE), Southern California Edison (SCE) et San Diego Gas and Electric (SDGE) – cherchèrent à obtenir d’autres garanties législatives concernant ce dernier point ; elles allaient leur être fournies en août 1996 par le législateur de l’État pour la période allant jusqu’en mars 2002, mois à partir duquel tous les coûts échoués devaient en principe être recouvrés. Le nouveau système entra en vigueur le 1er avril 1998. Un compromis politique avait été trouvé, qui compensait l’autorisation de recouvrer les coûts échoués par l’assurance donnée aux consommateurs qu’il n’y aurait pas de fortes augmentations tarifaires. D’abord réduits de 10 %, les prix de détail furent gelés tandis que les recettes, réalisées avec une marge sur les coûts de revient sans atteindre pour autant les maxima des prix réglementés, étaient affectées au recouvrement des coûts échoués. Bien que cette stratégie se fût toujours révélée risquée, le système fonctionna pendant plus de deux ans, et San Diego Gas and Electric parvint effectivement à recouvrer ses coûts échoués. Une montée en flèche des prix de gros et l’écart croissant entre ces derniers et les prix de détail désormais gelés mirent fin à cette organisation. La forte hausse des prix de gros s’expliquait par la canicule estivale qui s’était abattue sur la côte ouest, par une augmentation soudaine des prix du gaz et par la décision des distributeurs à statut privé de ne pas se couvrir contre les prix au comptant (spot). Or, leur capacité à s’en protéger, en vendant leur propre production sur le marché au comptant, s’était amenuisée en raison de l’obligation leur ayant été faite de céder près de la moitié de leur capacité de production à base d’énergies fossiles, afin de réduire leur part de marché. Il était également interdit à ces entreprises de conclure des contrats bilatéraux d’achat d’électricité. Cette spécificité californienne a au moins permis d’assurer la « transition » jusqu’au dégel des prix de détail et en conséquence la hausse des bénéfices, tandis que l’élasticité au prix réduisait la demande11.
11Toutefois, alors que la hausse des prix de gros et le gel des prix de détail dissuadaient les opérateurs de continuer d’assurer l’approvisionnement en électricité, la crise californienne a également montré que la répartition des pouvoirs entre l’échelon fédéral et l’échelon étatique était imparfaite, puisqu’elle avait des répercussions sur le négoce de l’électricité.
- 12 Sally Hunt, ibid., p. 378-379.
12En Californie, le négoce relevait de la compétence de la FERC, tandis que la déréglementation et la restructuration étaient décidées au niveau des différents États. Signe encourageant, les trois distributeurs à statut privé (PGE, SCE et SDGE) regroupèrent leurs réseaux de transport au sein d’une seule zone de contrôle et confièrent la responsabilité de son fonctionnement à un gestionnaire de réseau indépendant (ISO-Independent System Operator). Néanmoins, les nombreuses régies municipales de l’État de Californie ne se placèrent pas sous l’autorité de l’ISO, laissant ainsi la gestion de pans importants du réseau de transport à d’autres opérateurs. De plus, si la nécessité de se doter d’un ISO n’était pas en doute, en revanche, la définition exacte de son rôle ne faisait pas l’unanimité. Alors que les entreprises Southern California Edison et San Diego Gas and Electric avaient d’abord proposé à la FERC une forme intégrée de négoce, avec un marché au comptant géré par le gestionnaire indépendant, le processus de négociations déboucha sur la création du California Power Exchange (PX), nouvelle bourse dénuée de tout lien avec l’ISO. De fait, il semblait probable que les occasions d’arbitrage ne manqueraient pas, ni les problèmes de coordination entre les deux entités. Cette séparation devait se révéler une erreur ; le PX suspendit ses cotations au jour le jour en janvier 2001 et se déclara en faillite en mars 200112.
- 13 David Newbery, op. cit., p. 203, 210 et 226.
13Qu’il fût préférable qu’un seul ISO assura le fonctionnement d’un système de pool où le règlement et la livraison intervenaient dans les 24 heures apparaissait comme une évidence aux États-Unis. C’est pourquoi la Grande-Bretagne arrêta d’abord son choix sur une formule à peu près équivalente pour son secteur de l’électricité nouvellement privatisé. Le système de pool était bien connu aux États-Unis, où il était utilisé dans les États fortement peuplés du Nord-Est (New York, Pennsylvanie-New Jersey-Maryland (PJM) et Nouvelle-Angleterre). Cette organisation était utilisée à la fois sur le marché au comptant et celui à 24 heures car une heure au moins était nécessaire au démarrage de la production d’électricité. Le système de pool, tel qu’il avait été adopté au Royaume-Uni, divisait chaque jour de l’année en 48 demi-heures. Il fonctionnait à la manière d’enchères scellées journalières avec livraison dans les 24 heures : chaque matin avant 10 heures, les producteurs d’électricité devaient annoncer lesquelles de leurs tranches de production seraient disponibles le lendemain, puis faire connaître leurs prix garantis pour le coût de démarrage (en livres sterling), pour le coût à vide (£/h) et pour les coûts des trois niveaux de production (£/MWh), reflétant les différences de rendement thermique en fonction des taux d’utilisation. Les producteurs d’électricité avaient également la possibilité d’indiquer les conditions techniques dans lesquelles leurs centrales seraient exploitées. Parallèlement, tous les distributeurs soumettaient leurs estimations de la demande à chacun des points du réseau auxquels ils s’approvisionnaient, pour chaque demi-heure de la journée suivante. Au point de rencontre entre l’offre et la demande anticipées, se formait le prix marginal du réseau (SMP-System Marginal Price). Dans l’idéal, aucun enchérisseur n’aurait dû être en mesure d’influencer le SMP mais, du fait notamment de la concentration du secteur de la production d’électricité qui allait devoir faire face à la privatisation du nucléaire, la réalité était souvent tout autre. Non seulement il n’y avait à l’origine que deux entreprises dont il était possible de moduler la production, mais les producteurs indépendants potentiels étaient en nombre insuffisant. En augmentant le prix du courant de la centrale marginale, il était possible d’accroître les recettes de la centrale inframarginale. Durant les trois premières années de fonctionnement du pool, les deux producteurs d’électricité d’origine fossile fixèrent les prix dans 90 % des cas, n’hésitant pas à les augmenter à l’expiration des contrats, alors même que le coût des combustibles était en baisse. Finalement, en avril 1993, à la suite d’une forte hausse des prix du pool à l’expiration des derniers contrats d’achat, les producteurs d’électricité furent menacés d’un recours devant la Commission des monopoles et des fusions pour enquêter sur leur abus présumé de position dominante. Préférant prendre les devants, ces producteurs s’accordèrent pour fixer un plafond aux prix du pool pour les exercices 1994-1995 et 1995-1996 et pour se séparer d’une capacité de production de 6 000 MW. National Power abandonna 4 000 MW de ses 26 000 MW et Powergen, 2 000 MW de ses 20 000 MW. Ces capacités furent vendues (plus précisément, louées) à Eastern Group, la principale entreprise d’électricité régionale, qui devint de ce fait un producteur d’électricité majeur doté d’actifs de distribution importants, tandis que la part de la production assurée par le duopole passait de 54 % en 1995-1996 à 39 % en 1998- 1999. Une nouvelle cession, de 8 000 MW, eut lieu en 1999, là encore sous la pression des autorités de régulation13.
- 14 Martin Chick, « Productivité, politique tarifaire et investissements dans les entreprises (...)
- 15 Mary O’Mahony, Michaeli Vecchi, « The electricity supply industry : a study of an industry (...)
- 16 Dominique Finon, « Introducing competition in the French electricity supply industry », da (...)
14Si la détention des entreprises par des capitaux publics et une forme d’organisation nationale sont propices à la privatisation et à la libéralisation d’un secteur nationalisé, alors nulle part ailleurs qu’en France ces deux opérations ne pouvaient sans doute être mieux réalisées. Mais, à l’époque, les responsables politiques de tous bords rejetaient l’idée d’une privatisation d’EDF. À l’instar ce qui s’était passé au Royaume-Uni dans les années 1970 et 1980, la perception du secteur était façonnée par l’histoire, cette histoire étant considérée avec fierté. EDF était perçu comme un pied-de-nez au modèle économique « anglo-saxon » traditionnel. C’était un monopole national qui continuait sciemment d’appliquer une tarification fondée sur le coût marginal et mettait en œuvre des politiques d’investissement qui lui valaient les louanges des tenants de la théorie de l’économie du bien-être. L’entreprise avait adopté les techniques les plus avancées en matière de gestion industrielle, ce qui avait contribué à la nette supériorité de la productivité totale des facteurs (PTF) d’EDF sur celle d’autres secteurs industriels français14. Les mesures effectuées en 2001 par un organisme indépendant témoignaient encore de la supériorité de la PTF du secteur électrique français sur celle de la Grande-Bretagne, des États-Unis et de l’Allemagne de l’Ouest entre 1960 et 199715. Il est vrai qu’au début des années 1970, l’entreprise avait commencé à recourir massivement à l’énergie nucléaire, dont la contribution à la production française d’électricité passa de 8 % en 1973 à 75 % en 1990. Aussi, dans les premières années du moins, EDF sembla avoir gagné à sa cause une large partie de l’opinion publique et avoir fait les « bons » choix en termes de technologie. Le doute persiste sur les taux d’actualisation qui ont été appliqués et sur le prix payé pour des impératifs de sécurité, ces points devant incontestablement faire l’objet de recherches plus approfondies. Paradoxalement, si le nucléaire avait causé de sérieuses migraines aux conseillers et ministres réformateurs des États-Unis et du Royaume-Uni, en France, il fut au cœur de la résistance du secteur à l’ouverture à la concurrence. Tandis que la Commission européenne, dans le prolongement de sa directive de 1997 sur le marché intérieur de l’électricité, vantait les avantages d’un marché unique pour le secteur électrique français, la prédominance de la production d’origine nucléaire et hydraulique permettait à ce secteur en situation de surcapacité de décourager les nouveaux entrants potentiels par sa capacité à faire payer un prix égal au montant de son plus faible coût marginal à court terme16.
- 17 David Newbery, op. cit., p. 184.
15Les pressions exercées en vue de la libéralisation du secteur français de l’électricité vinrent principalement de l’étranger, sous la forme de diverses directives de la Commission européenne. Libéraliser l’accès à une entreprise de services publics verticalement intégrée, en laissant celle-ci à la fois verticalement intégrée et à capitaux publics, constitue la méthode de réforme la moins perturbatrice et a été retenue parmi les modèles préconisés par la Commission européenne dans sa directive de 1997 sur le marché intérieur de l’électricité. En vertu de cette directive, les États membres sont autorisés à choisir entre plusieurs modèles de libéralisation : le modèle de l’acheteur unique, l’accès des tiers au réseau (ATR) et le pool. On pensa pendant longtemps que la France opterait pour le modèle de l’acheteur unique mais, finalement, à la surprise de beaucoup, elle arrêta son choix sur l’accès des tiers au réseau. Le modèle de l’acheteur unique aurait pu servir d’outil de dissuasion en maintenant les tarifs de transport à un niveau élevé et en faisant bénéficier les producteurs de subventions croisées pour amoindrir la compétitivité des nouveaux entrants potentiels. On ne peut que spéculer sur les raisons exactes qui ont poussé la France à choisir l’ATR. Peut-être la différence entre les deux options était-elle devenue à ce point insignifiante qu’elle n’avait plus guère d’importance. Il est certain que le choix de l’ATR ne s’accompagna pas d’une réelle adhésion au modèle concurrentiel par les industriels français, du moins sur leur territoire national. Car, à l’étranger, EDF se fit une joie de procéder à une sorte de renationalisation de l’entreprise d’électricité régionale London Electricity lorsqu’elle la reprit en 199817. Le marché intérieur français est cerné par des compétiteurs potentiels, d’autant qu’il n’y a pas de phénomène de congestion pour l’électricité importée en France. Un peu plus d’un tiers du marché intérieur français pourrait être ouvert à la concurrence, n’était la position dominante du producteur d’électricité nucléaire, EDF. En s’appuyant sur les faibles coûts marginaux à court terme de ses activités nucléaires, ce dernier reste toujours en mesure de fixer ses prix juste en deçà du prix d’entrée des concurrents étrangers éventuels. Il reste à savoir jusqu’à quand EDF pourra compter sur son actuelle capacité nucléaire et si un secteur gazier partiellement privatisé saura, ou non, lui faire véritablement concurrence.
16Il y a une certaine ironie à ce que le secteur du nucléaire, qui avait sérieusement mis à mal le consensus régnant aux États-Unis autour de la question de la régulation, puis causé du souci aux partisans de la déréglementation avec le problème des coûts échoués, et qui avait tant contribué à contrecarrer les efforts de libéralisation dans le secteur électrique récemment privatisé de la Grande-Bretagne, serve aujourd’hui si bien EDF dans sa résistance à l’ouverture à la concurrence du marché électrique français. Le fait qu’une telle situation soit possible ne s’explique pas uniquement par des facteurs économiques à court terme. Il suggère également que l’État français n’a pas tout fait, loin s’en faut, pour encourager la concurrence. Cette hypothèse est confirmée par les relations qui ont généralement été entretenues entre le gouvernement français et EDF. Il est très révélateur que l’État adopte une telle position car, comme nous l’avons vu avec l’exemple du Royaume-Uni et, par contraste, avec l’influence plus faible des autorités fédérales chargées du secteur de l’énergie aux États-Unis, le gouvernement, en particulier lorsqu’il est responsable en dernier ressort d’un monopole industriel national, est extrêmement bien placé pour engager des réformes et décider de l’ouverture à la concurrence. Le manque de volonté réelle du gouvernement français à agir de la sorte s’explique peut-être par l’histoire ; la capacité d’EDF à défendre son point de vue découle de sa position privilégiée de producteur d’électricité. La coexistence actuelle entre un secteur libéralisé de l’électricité en Angleterre et au Pays de Galles (mais pas en Écosse), des secteurs majoritairement placés sous l’autorité des États, partiellement déréglementés et très inégalement libéralisés aux États-Unis et, dans le meilleur des cas, un monopole national dont la privatisation n’a été effectuée qu’en partie et sans conviction en France, témoigne de la surprenante diversité des formes de propriété et des structures de marché sur les principaux marchés internationaux de l’électricité, ainsi que d’un degré de divergence difficile à imaginer avant les années 1970.
Notes
1 Harvey Averch, Lawrence Johnson, « Behaviour of the firm under regulatory constraint », American Economie Review, n° 52, 1962, p. 1053-1069 ; George Stigler, « The theory of economic régulation », Bell Journal of Economics and Management Science, n° 2, 1971, p. 3-21.
2 Richard Hirsh, Power Loss : The Origins of Deregulation and Restructuring in the American Electric Utility System, Cambridge, Mass., MIT, 1999, p. 6 et 93.
3 Michael Crew, Paul Kleindorfer, The Economies of Public Utility Regulation, Cambridge, Mass., MIT, p. 203 ; Richard Gilbert, Edward Kahn, « Compétition and institutional change in US electric power regulation », dans R. Gilbert, E. Kahn (éd.), International Comparisons of Electricity Regulation, Cambridge, CUP, 1996, p. 185-186.
4 Sally Hunt, Making Competition Work in Electricity, New York, John Wiley, 2002, p. 260.
5 Alfred Kahn, The Economies of Regulation : Principles and Institutions, vol. 1, New York, John Wiley, 1970, p. XXVIII.
6 David Newbery, Privatization, Restructuring and Regulation of Network Utilities, Cambridge, Mass., MIT, 1999, p. 259.
7 Richard Gilbert, Edward Kahn, David Newbery, « Introduction », dans R. Gilbert, E. Kahn (éd.), op. cit., p. 18.
8 Cette organisation s’appliquait à l’Angleterre et au Pays de Galles, mais pas à l’Écosse ni à l’Irlande du Nord.
9 David Newbery, op. cit., p. 175, 178 et 193.
10 Richard Hirsh, op. cit., p. 8.
11 Sally Hunt, op. cit., p. 377,380-381.
12 Sally Hunt, ibid., p. 378-379.
13 David Newbery, op. cit., p. 203, 210 et 226.
14 Martin Chick, « Productivité, politique tarifaire et investissements dans les entreprises électriques nationalisées françaises et britanniques, 1945-1973 », Annales historiques de l’électricité, n° 1, juin 2003, p. 71-102.
15 Mary O’Mahony, Michaeli Vecchi, « The electricity supply industry : a study of an industry in transition », National Institute Economic Review, n° 177, juillet 2001 (3), p. 85-99.
16 Dominique Finon, « Introducing competition in the French electricity supply industry », dans Jean-Michel Glachant, Dominique Finon, Competition in European Electricity Markets : A Cross-Country Comparison, London, Edward Elgar, 2003, p. 257-284 ; Dominique Finon, Atle Midttun, Reshaping European Gas and Electricity Industries : Régulation, Markets and Business Strategies, Oxford, Elsevier, 2004 ; Jean-Michel Glachant, « The making of competitive electricity markets in Europe : no single way and no single market », dans Glachant, Finon, Competition in European Electricity Markets, op. cit., p. 7-40.
17 David Newbery, op. cit., p. 184.
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