Pourquoi l'État intervient-il dans le marché de l'énergie ? 

L’énergie est au cœur de la croissance. Sans énergie, pas de développement possible. Son coût doit permettre de produire et de satisfaire à tout moment les besoins essentiels et fondamentaux des particuliers et des entreprises : mobilité, chauffage, éclairage, communication.

Tout en tenant compte des externalités, car toutes les énergies polluent, même si c’est dans des proportions très différentes. L’énergie 100 % verte n’existe pas.

Alors, comment organiser le marché des énergies ? Dans ce domaine, l’État est le régulateur. Il peut donc imposer des considérations extra-économiques. 

Sachant que la prospérité et le bien-être du pays dépendent du pilotage de la production et de la consommation d’énergie, il doit répondre à une question complexe : comment trouver le « mix » (mélange d’énergies) assurant flexibilité, stabilité et sécurité de l’approvisionnement dans les meilleures conditions de rentabilité, en garantissant aussi l’indépendance nationale, la sauvegarde de l’intérêt collectif, l’équité d’accès et la transition écologique, le tout de manière optimale et efficiente ?

En France, trouver la bonne réponse est crucial, car la facture énergétique pèse lourd : « La production nationale primaire représente environ la moitié de l’approvisionnement en énergie du territoire et l’énergie pesait 44 milliards d’euros dans le déficit commercial (58 milliards) en 2019.¹ » Ses énergies fossiles (charbon, pétrole, gaz) sont importées en quasi-totalité.

Le coût complet d’une énergie

L’urgence climatique conduit à sortir à terme des énergies fossiles (pétrole, charbon, gaz). Restent alors le nucléaire et les énergies renouvelables (EnR).

Combien coûtent ces dernières ? Le coût complet d’une énergie regroupe tous les investissements réalisés (de l’extraction à la distribution) et les charges, rapportés à la quantité d’énergie produite sur la durée de vie des installations, y compris le coût de traitement des déchets (à toutes les étapes) et du démantèlement.

Les renouvelables se distinguent par des coûts en capital importants, l’occupation de grands espaces, une durée de vie des installations de seulement 20-30 ans et des charges variables réduites. Les progrès technologiques et les économies d’échelle grâce aux grands volumes installés permettront de réduire leurs coûts de production (aujourd’hui de 50 à 71 euros/MWh pour l’éolien terrestre, de 45 à 229 euros/MWh pour le photovoltaïque, selon les sites²).

En revanche, leur prix est politique. Les EnR ont besoin d’un accès prioritaire au réseau, de tarifs garantis par l’État et de subventions, près de six milliards d’euros en 2020 (qui pourraient même atteindre 130 milliards sur la période 2020-2028³) pour être compétitives.

L’autre défi énergétique, c’est la stabilité. Le risque de pénurie est inhérent aux ressources variables. Ces pénuries sont souvent « fatales », c’est-à-dire soumises à des facteurs exogènes (soleil, vent), qui les rendent parfois inutilisables en cas de besoin, car difficilement stockables à grande échelle. Elles restent des solutions incomplètes fournissant une puissance encore limitée.

Les technologies actuelles de transition énergétique ne sont pas encore techniquement et financièrement compétitives. Elles ont besoin des aides de l’État.

Le nucléaire pilotable à la demande

Composant de base du mix français, il sera difficile de se passer du nucléaire. D’une part, c’est une énergie durable et propre car non émettrice de CO₂, productive et mature, avec des coûts majoritairement fixes (50 euros/MWh), un coût marginal très faible et des centrales à durée de vie de 50-60 ans – un atout dans la lutte contre le changement climatique.

Avec, bien sûr, un défaut majeur, le traitement des déchets (0,2 % d’entre eux sont à haute activité et 8,8 % à vie longue). Gros avantage : il est pilotable à la demande (comme le charbon ou le gaz), disponible pour prendre le relais des EnR lorsqu’elles ne fonctionnent pas faute de vent ou de soleil et pour assurer un suivi de charge prévenant tout black-out.

Du fait de l’essor des besoins, l’électricité devrait satisfaire 54 % de la demande finale d’énergie en 2050⁴. Mais organiser une industrie électrique solide garantissant l’équilibre offre/demande au meilleur coût à tout moment, c’est un défi pour une industrie de réseau.

En effet, la nécessité d’investir dans de lourdes et coûteuses infrastructures, ainsi que des rendements croissants, justifient économiquement que peu d’acteurs se partagent le marché, voire qu’une seule entreprise existe en monopole naturel, comme pour le ferroviaire.

Mais l’État perturbe cette logique de marché : il prescrit des missions de service public et des cahiers des charges, il impose et régule la concurrence, protège des abus de position dominante dans l’intérêt collectif et pour l’égalité d’accès, il consolide financièrement la transition énergétique.

L’Europe demande l’ouverture du marché et EDF, fait désormais face à de nombreux concurrents. La loi NOME (Nouvelle organisation du marché de l’électricité) de 2010 l’oblige à céder près d’un quart de sa production nucléaire à la concurrence au prix fixe ARENH⁵ de 42 euros/MWh jusqu’en 2025 et partager ainsi sa rente nucléaire.

Il doit aussi acheter à un prix bonifié toute l’électricité des renouvelables et supporter les coûts de péréquation tarifaire dans les zones peu ou pas connectées au réseau électrique. Les taxes (sur l’électricité, les produits pétroliers, les voitures, la pollution, le CO₂…), les subventions, crédits d’impôt et réglementations modifient les coûts et prix relatifs des énergies et faussent la concurrence. 

Bref, le marché n’est pas réellement libre.