La déréglementation des réseaux électriques européens :
quelles lectures géographiques ?

Antoine BEYER

Géographe, Université Paris-4
antoinebeyer@yahoo.fr

Résumé Article complet

Introduction

Les directives européenne sur le marché intérieur de l'électricité qui fixent les modalités (96/92/CE) et le calendrier d'ouverture du marché (98/30/CE) ont été transcrites dans les législations nationales. Au sein de l'UE elle assure la progressive ouverture de l'accès aux réseaux à de nouveaux opérateurs et bouleverse profondément un secteur traditionnellement géré suivant le principe de monopole territorial. Jusque là, la prise en compte des effets spatiaux semblait occuper une place assez restreinte, le territoire se limitant à une fonction de support pour une activité technique jugée ubiquiste et égalitaire. L'effacement des frontières et l'arrivée de nouveau acteurs rend toute sa place à la différenciation géographique par les contraintes et les opportunités concurrentielles nouvelles qu'offre un territoire d'action élargi. Cherchant à se saisir des opportunités ou pour répondre aux menaces de nouveaux entrants sur le marché, les opérateurs historiques développent des stratégies de défense et de développement qui peuvent faire l'objet d'une interprétation territoriale.

Bien qu'unifié par le droit, le marché européen de l'électricité est encore loin d'être homogène. Les échanges se heurtent aux capacités d'interconnexion et à l'hétérogénéité des situations nationales de départ. Toutes ces approches soulignent combien les notions géographiques de position, de distance, d'échelles et de manière générale d'espace géographique considéré dans son hétérogénéité jouent un rôle central dans la restructuration actuelle du marché européen de l'électricité. Le secteur offre une belle occasion d'appliquer concrètement pour une activité réticulaire les concepts de la géographie économique et d'une économie industrielle spatialisée. Le propos de cette présentation est alors bien de montrer dans quelle mesure l'industrie européenne de l'électricité a une dimension spatiale et que la perspective géographique envisagée permet d'en éclairer les dynamiques actuelles.

L'argument sera développé en trois moments. Une première partie présente le secteur comme une activité spatiale. Elle permet de rappeler les grandes contraintes économiques de la production et de la distribution d'électricité dans la structuration territoriale des réseaux. Une deuxième partie est consacrée à la compréhension des nouvelles règles européennes d'ouverture des marchés et à la définition d'un contexte concurrentiel qu'il suppose pour les territoires. La troisième partie enfin, présente de manière sélective des logiques des stratégies territoriales d'entreprises aux différentes échelles du territoire français et allemand.

La présentation ne prétend pas porter de jugement définitif sur des directives européennes mais d'en éclairer la position et surtout les conséquences. Comme pour d'autres secteurs d'activité économiques de réseau (transport, télécom), les règles européennes ne cachent pas leur inspiration libérale dans la définition de règles qui cherchent à instituer une logique de marché. Les directives introduisent une concurrence encadrée dans une activité jusque là fortement régulée et gérée selon le principe du monopole. En tant que géographe, nous chercherons surtout à comprendre les conséquences spatiales de cette réorganisation et de proposer des clés de lecture transposable pour d'autres activité de réseau en situation de concurrence. Il ne s'agit donc pas d'établir une évaluation de l'efficacité de la politique menée, tâche ardue s'il en est que nous laissons bien volontiers aux économistes. L'impossibilité d'exhaustivité nous a conduit à privilégier certaines problématique. De même les illustrations qui seront développées s'appuieront sur des exemples choisis, surtout français, allemands ou suisses, car dans la multiplicité des situations nationales d'une Europe à 25, ce sont les pays dont nous connaissons le mieux les évolutions récentes.

1. La dimension géographique des réseaux électriques.

Système réticulaire comme élément de la gestion spatio-temporelle des territoires.

1.1 Pourquoi les réseau électriques se développent et s'interconnectent-ils ?

L'électricité n'est pas une marchandise comme les autres car elle ne peut être stockée à grande échelle et il faut à tout moment être en mesure d'équilibrer instantanément l'offre et la demande. Pour cela, il faut disposer de ressources diversifiées qui sont réparties en fonction des potentiels territoriaux et de la localisation des besoins. Leur interconnexion permet de tirer parti de la combinaison de la puissance installée et de leur modulation possible selon leurs coûts de production. La première entrée géographique est donc celle de l'hétérogénéité des ressources territoriales (interconnexion des centrales hydroélectriques et thermiques, choix de localisation des centrales thermiques etc.). Le développement historique des réseaux français et allemands rappellent cette dynamique de complémentarité. L'histoire du développement des réseaux est le passage d'une ressource et d'un besoin localisés à un équilibre général. Plus le nombre de centrales connectées au réseau électrique est grand, plus le risque est faible que l'électricité vienne à manquer. Le réseau interconnecté permet d'équilibrer le surplus et le manque d'énergie entre les régions, d'exploiter pleinement le réseau et économiquement les centrales, et assure la sécurité de l'approvisionnement indispensable à une économie nationale efficace.

La seconde donnée géographique de base est la diversité des consommateurs et de leurs profils de consommation. Pour le producteur d'électricité qui cherche à tirer la meilleure rentabilité des installations en place, il s'agit d'avoir la demande la plus régulière possible. Il va donc globalement chercher à lisser la courbe de consommation en conservant une capacité de sûreté suffisante pour faire face aux aléas. Il s'agit en tout cas de réduire et dans l'idéal de supprimer les pointes ou les hyperpointes extrêmement coûteuses. Deux éléments peuvent contribuer à réaliser cet objectif de pilotage :

  • l'incitation par les prix où la définition de grilles tarifaires adéquats orientent les consommateurs qui en ont le choix de porter leur demande sur les heures creuses où le coût est infiniment plus avantageux. On peut rappeler qu'entre ces deux points le coût effectif supporté par le producteur peut varier de un à mille, ce que les tarifs ne sauraient refléter. Aussi, en situation de concurrence, peut-être autant que la puissance consommée, c'est bien le moment de cette consommation qui va être déterminante. Si le consommateur peut choisir son fournisseur, ce dernier peut rechercher certains consommateurs et en dissuader d'autres…dès lors qu'on a la possibilité de les approvisionner.

  • la recherche de consommateurs aux profils complémentaires est une seconde variable. La dimension territoriale intervient explicitement, puisque de tels usagers se distribuent de manière hétérogène sur le territoire. Leur interconnexion permet de lisser la courbe de demande. Cette donnés qui a été importante dans le développement des réseaux électriques d'abord essentiellement urbains qui se sont étendus aux campagnes qui pouvaient offrir des profils complémentaires. A l'échelle d'un pays ensuite, cette complémentarité est devenue structurelle entre le nord et le sud. Les producteurs nationaux peuvent ainsi tirer profit des variations climatiques hivernales et estivales entre régions, en répondant à des fortes demandes localisées par les moyens de production de régions voisines moins sollicitées. On retrouve des logiques similaires de rééquilibrage entre pays et régions européennes.

Autant dans l'offre que dans la demande, on voit que l'hétérogénéité spatio-temporelle, qui est un des éléments fondateurs de l'espace géographique est déterminant. La capacité d'y répondre constitue ainsi l'élément fondamentale de la gestion électrique. Cette remarque pourrait d'ailleurs être très largement reprise pour les autres activités économiques de réseau.

Un troisième élément qui est en mesure d'expliquer le développement des réseaux électrique et leur progressive interconnexion est la sécurité même du système. L'interconnexion de réseaux voisins permet de mettre à disposition des capacités sous-employés pour répondre ponctuellement aux besoins de pointe exceptionnelle d'un réseau déficitaire. Cette possibilité permet éventuellement de réduire les marges de sécurité et ainsi de diminuer les coûts. L'interconnexion suppose la définition de normes communes de production et une continuité physique entre les réseaux de transport. A l'échelle européenne, c'est progressivement développé depuis une cinquantaine d'années une interconnexion autour de l'UCTE qui fonctionne de fait sur le principe de subsidiarité territoriale, où l'on ne fait appel au niveau supérieur que pour répondre à des besoins que l'on ne peut satisfaire à l'échelle inférieure.

1.2 L'empreinte des territoires institutionnels dans la structuration des réseaux électriques

La logique de couverture et de gestion spatiale des réseaux électriques ,(comme dans d'autres activités réticulaires) portent les marques et la mémoire des territoires dans lesquels ils s'inscrivent. Ils renvoient largement au type de réseau que J. Lévy désigne comme « network », réseau hiérarchisés dont l'extension est limité par une frontière, en référence « aux grandes chaînes de télévision états-uniennes à diffusion nationale », même si, on l'a vu, les frontières nationales ne sont pas des coupures radicales. Les « networks » s'opposent, même s'il tend aujourd'hui à plus s'en rapprocher aux rhizomes, réseaux ouverts aux limites floues. Se calquant sur des territoires politiques, les réseaux électriques en portent aussi la marque et la mémoire. Ils expriment dans leur gestion des choix de structuration des espaces, des politiques énergétiques et des styles technologiques. Les réseaux d'électricité dans leur morphologie, le type de gestion économique traduisent des styles nationaux portés par une histoire et une géographie.

On peut globalement rapprocher la France à la structuration monolithique autour du quasi-monopole d'EDF fondée sur la toute puissance du nucléaire, à l'Allemagne caractérisée par une diversité d'acteurs régionaux hiérarchisés qui cherche à sortir du nucléaire et valoriser les sources électriques alternatives autonomie locales ? L'opposition est sans doute réductrice. Dans le détail, il faut pourtant nuancer cette situation, puisque se sont maintenues des régies autonomes en France après 1946, et que l'apparent émiettement allemand est fortement structuré par quelques grands groupes. Par ailleurs les processus d'ouverture à l'œuvre aujourd'hui tendent à voir l'émergence de challengers face à EDF (SNET- Electrabel) et consolider la position des principaux groupes électriques d'Outre-Rhin. Il existe donc bien des styles électriques nationaux portés par une histoire et une géographie spécifique.

1.3 Illustration : la place de la Suisse, plaque-tournante du système électrique européen

Pour illustrer le propos attardons nous un moment sur le cas de la Suisse qui a su tirer parti de sa position et de sa topographie pour s'assurer une place importante dans le système électrique européen

Anciennement mis en valeur, le pays est richement doté en ressources hydrauliques avec des cours d'eau à fort potentiel. Les communes, puis les cantons qui disposent d'une forte autonomie politique et financière vont assurer de manière très précoce un développement d'installations très décentralisés, mêlant le capital privé et intérêt public. L'organisation électrique suisse reflète bien le système politique confédéral à trois échelles. Le pays compte ainsi parmi les premiers pays équipés d'autant qu'en l'absence d'énergie fossile nationale bon marché, cette énergie a pu fournir un complément important à son essor industriel. L'hydroélectricité participe pleinement à l'image d'indépendance et d'équilibre que les Suisses se font de leur pays. Le besoin technologique a permis le développement d'une expertise technique et d'une branche industrielle qui fait toujours référence dans le monde. Il suffit de citer le groupe ABB (Asea Brown Boveri). Après le harnachement précoce des cours d'eau, du Rhin en particulier, mais aussi de l'Aar), une partie de la ressource est obtenue au moyen de barrages voûte alpins qui lui permettent d'assurer une régulation instantanée indispensable à la régulation du système élargi. Pour faire face à la demande croissante, le système est complété à partir des années 1960 par un parc de centrales nucléaires surtout implanté en Suisse alémanique.

Sa position de charnière entre Europe du Nord et du Sud et la qualité de ses équipement et de ses lignes à haute tension surdimensionnés par rapport aux besoins nationaux en font un point de passage important pour les échanges entre les pays voisins1. Elle sert en particulier d'intermédiaire entre l'Allemagne, la France grande exportatrice et l'Italie structurellement déficitaire et dont l'approvisionnement reste très précaire (cf. black out de 2003). La Suisse peut en outre mettre en avant ses propres capacités de régulation techniques et financières qu'elle met au service d'une première l'interconnexion européenne restreinte. Les acteurs suisses sont fortement impliqués dans l'accord sur les échanges transfrontaliers (Cross Border Trade) et que dès la création de l'ETSO (Association des gestionnaires de réseau de transport européens / European Transmission System Operators) en 2000, les gestionnaires de réseau helvétiques ont collaboré à la rédaction des nouvelles règles du jeu avec leurs collègues européens. Ils sont cosignataires d'un accord (CBT Agreement) qui a permis l'introduction d'un mécanisme de rémunération des transits transfrontaliers en vue d'une simplification des échanges transfrontaliers. Selon Etrans, l'organisme en charge de la régulation des lignes à haute tension et basé à Laufenbourg, nœud d'une importance majeure à l'échelle nationale et européenne, le réseau suisse représente à lui seul 20% des capacités transfrontalière de l'UCTE et 11% des échanges internationaux.

Le développement de cette compétence alliée à une tradition bien ancrée de négociation lui ouvre progressivement la voie du commerce international de l'électricité. Aujourd'hui cette fonction de régulation est rémunérée et rendue indépendante des opérations de négoce qui peuvent s'appuyer sur les places financières helvétiques à côté des grands marchés de trading installés à Londres, Francfort ou Paris. La Suisse se trouve bien au croisement de deux traditions dans sa vocation d'intermédiation entre Europe du Nord et péninsule italienne via les Alpes : l'industrie électrique et la finance. Toutefois l'évolution récente du paysage électrique européen la préoccupe. Les grands acteurs des pays voisins s'intéresse au potentiel commercial de certaines entreprises au capital dispersé. Jaloux de son indépendance, le peuple suisse a par votation rejette la LME (Loi sur le Marché Electrique), ce qui conduit au maintien du principe de monopole territorial. Toutefois certaines dispositions législatives s'inspirent de l'évolution européenne comme la mise en place d'une société unique de transport contrôlée par les grandes sociétés nationales. A l'abri de frontières juridiques, les groupes suisses se recomposent aujourd'hui dans des conglomérats à l'architecture complexe dans l'attente d'une libéralisation à laquelle ils se préparent.

2. La libéralisation du secteur : un changement de paradigme adopté à des rythmes différents.
2.1 Concurrence et ouverture du marché : la nouvelle donne législative européenne

Après la rapide présentation des données géographiques fondatrices des réseaux électriques, il s'agit de voir comment la construction européenne et l'introduction de règles concurrentielles viennent en recomposer les logiques jusque là fondées sur le principe de monopole territorial.

Les lignes directrices de la réforme ont été définies par la directive 96/92 sur le marché intérieur de l'électricité. Elles conduisent à la suppression des monopoles territoriaux et à la liberté de choix des consommateurs de choisir leur fournisseur sur des marchés. Bien qu'adaptée à des vitesses et selon des modalités diverses selon les pays, la nouvelle réglementation pose pour chaque marché des questions voisines d'accès physique et légal au marché. Elle a conduit à la séparation des activités de transport et de distribution pour assurer en principe l'égalité de traitement des acteurs. Il n'en demeure pas moins que l'accès effectif aux consommateurs pose des questions liées au montant des droits de péages (transport et distribution), au statut de la propriété des réseaux locaux qui conduit à la délicate question des concessions. Ainsi, si le coût de la fourniture d'électricité n'est pas d'abord liée à la distance, des effets de discontinuité et de contrôle territorial se dessinent nettement.

La politique de libéralisation de l'Union européenne se fonde sur la volonté d'établir un marché unique européen de l'électricité avec pour objectif :

  • de contribuer à l'égalité de traitement des consommateurs au sein de l'Union.

  • d'assurer par la concurrence une meilleure efficacité économique de l'ensemble de l'UE et la réponse la plus appropriée à la définition de nouveaux services.

  • de favoriser l'émergence d'acteurs de taille européenne en mesure de tirer pleinement profit des économies d'échelle qu'offre le marché européen.

Ce faisant, elle s'oppose à la résistance de certains gouvernements et à la réticence des syndicats et de citoyens qui s'opposent à une évolution guidée par les logiques du marché qui peut remettre en cause les principes d'égalité territoriale et d'équité sociale. Les modalités d'ouverture des marchés se fait selon des rythmes différents selon les pays pour des raisons d'opportunité politique et économique. La Grande-Bretagne avaient effectué une réforme avant la législation européenne qui a démantelé l'entreprise publique en place, l'Allemagne a ouvert son marché à la concurrence en une fois, en 1998, aussi bien aux industriels qu'aux ménages. La France procède par étape comme la plupart des pays européens, en élargissant progressivement l'assiette des clients éligibles.

Les étapes de l'ouverture du marché français de l'électricité


Date d'application

Consommation annuelle des sites éligibles

Nombre et type de sites éligibles

Part de la consommation française

19/02/1999

> 100 GWh

200 sites fortement consommateurs (aluminium, acier, chimie de base, papier...)

20%

29/05/2000

>16 GWh par an

environ 800 unités (métallurgie, agroalimentaire...)

30%

05/02/2003

> 7 GWh par an

env. 2100 sites industriels

37%

01/07/2004

Tous les clients professionnels

3,5 M de sites

Professions libérales – PME – Collectivités territ.

70%

01/07/2007

Tous les clients y compris résidentiels

Totalité des ménages français (30 M de clients)

100%

1 gigawattheure (GWh) = 1 million de kilowattheuresWh. D'après HEW et DNA


Sur le plan économique, la justification de l'ouverture des marchés repose sur deux facteurs : l'élargissement de l'assise de la consommation qui permet de viser des économies d'échelle, un meilleur approvisionnement des consommateurs par un équilibre plus vaste entre offre et demande, une meilleure efficacité économique fondée sur la concurrence entre les acteurs du secteur. Cette politique appliquée aux autres services industriels de réseau postulent que les monopoles existants sont de nature politique et qu'ils ne correspondent pas à des monopoles naturels au sens où l'entendent les économistes, à savoir où une production placée sous le contrôle d'une entreprise intégrée est plus efficace qu'une offre similaire assurée par plusieurs producteurs indépendants.

Pour assurer l'interpénétration d'acteurs et de marchés jusque là autonomes, il faut que l'ouverture en soit assurés par une interopérabilité technique et réglementaire permettant les échanges physiques des règles, ainsi que des traitements non discriminatoires envers les nouveaux entrants de la part des gestionnaires de réseaux. Pour garantir ce second point, dans l'électricité comme dans le secteur des transports ferroviaires par exemple, la Commission exige une séparation stricte des entreprises intervenant dans la distribution et celles qui sont responsables des infrastructures de transport. Cela revient à scinder les anciennes structures industrielles intégrées.

Les groupes électriques ont ainsi été contraints par la législation communautaire de scinder sur le plan comptable leurs activités de transport et de distribution. Les principaux acteurs ont filialisés leurs activité de transport. En France, depuis 2000, RTE (Réseau de Transport d'Electricité) gère le réseau de haute et très haute tension, comme entité indépendant du groupe EDF. Les tarifications pour l'usage de l'infrastructure doivent être publiques et reposer sur des coûts de production effectifs. On retrouve la segmentation des activités électriques selon des segments de production [théorie des couches de N. Curien] qui répondent à des logiques économiques différenciées :

- le transport, activité de monopole réglementé, structure quasi administrée

- la distribution, un monopole réglementé mais d'accès libre et aux coûts transparents et encadrés)

- la production d'électricité, oligopole pour les producteurs significatifs

- les services finals, vente aux consommateurs qui s'inscrit dans un marché de plus en plus concurrentiel.

La décomposition (et recomposition sur une base territoriale élargie) entraîne l'apparition de diverses médiations économiques (courtiers – marché à terme et bourse de l'électricité comme celles de Londres, de Francfort) et politiques (observatoires des prix – instances de régulation). Des coûts nouveaux apparaissent ainsi que les économistes qualifient de coût de transaction, mais qui devraient être globalement compensés par une meilleure productivité du secteur et garantir une plus grande transparence. On assiste ainsi à un véritable changement de paradigme dans la structuration du système que le tableau suivant se propose de synthétiser :

Modèle traditionnel

Modèle émergent

Monopole territorial

Principe de localisation

Eligibilité/Concurrence


Hiérarchie stricte/ Unilatéralité

Egalité de traitement/ Multilatéralité

Principe de régulation administrée

(décisions à forte composante politique)

Principe de concurrence encadrée

(décisions à forte composante économique)

Tarification imposée

Tarification négocié

Stabilité

Equilibre dynamique

Caractère labile du système (?)



2.2 Quel impact de la libéralisation sur les prix de l'électricité ?

Même si les effets tarifaires induits par cette libéralisation n'est pas le cœur de notre propos, on peut rappeler que les prix de l'électricité varie du simple au double au sein de l'Union Européenne entre l'Italie et la Lettonie qui représentent les deux extrêmes de l'échelle tarifaire. Une partie non négligeables de ces différences est par ailleurs imputables aux taxes. D'un point des prix, le marché européen unifié est donc loin d'être réalisé.

Lorsqu'elle a eu lieu, l'ouverture des marchés nationaux s'est généralement traduite par une baisse des prix qui connaissent ensuite une remontée progressive : l'arrivée de nouveaux acteurs avive en effet la concurrence, avant que le marché, dans un second temps retrouve son équilibre. Sur le marché ouvert de l'électriques, cela a été par exemple le cas de l'Allemagne où dès 1998, les prix ont connu un recul initial. Depuis plusieurs années, l'évolution s'est inversée sous le double effet de l'augmentation des taxes écologiques et d'un contexte globalement défavorable sur les marchés (fortes variations climatiques, croissance de la consommation énergétique chinoise), sans doute bien plus que la structure oligopolistique de l'offre souvent incriminée. La fameuse canicule de 2003 a été particulière rude pour les électriciens : la faible hydraulicité et la haute température des cours d'eau a conduit à ralentir la production des centrales hydroélectriques et nucléaires. Ces conditions se reproduisant à l'échelle européenne ont produit de très vives tensions sur les marché. Alors qu'il se situe autour de 30 €, le prix du kWh a bondi à 1 000 €/MWh sur Powernext (bourse de l'électricité française) le 10 août 2003 et 2 000 €/MWh sur la bourse d'Amsterdam le 12 août 2003. La hausse moyenne des prix a ainsi atteint près de 36 % en deux ans, ce qu'un rapport du ministère français explique par l'augmentation des primes d'assurance, ainsi que par l'anticipation des surcoûts de production dus à la mise en place imminente des permis d'émission de gaz à effet de serre. Car s'il est vrai qu'en France la structure du parc de production essentiellement nucléaire et hydraulique préserve les opérateurs des surcoûts de ces permis d'émission, la logique du marché concurrentiel les incite cependant à s'aligner sur les niveaux de prix des fournitures disponibles en Europe. EDF devrait de son côté commencer à provisionner pour le démantèlement des unités les plus anciennes de son parc nucléaire. La surcapacité tend à être résorbée par une croissance même faible de la consommation sur les marchés intérieur ou internationaux. D'ailleurs pour répondre aux pics, la plupart des électriciens ont eu tendance à faire appel à une importation moins coûteuse (ou une diminution des exportations) plutôt qu'à l'investissement dans de nouveaux sites de production. Cette tendance haussière n'est guère favorable à un changement de fournisseur, puisque les nouveaux contrats adossés au marché sont aujourd'hui moins favorables que les accords antérieurs. Elle n'est peut-être pas non plus défavorable aux producteurs. Finalement ceux qui paient le prix fort sont les industriels qui ont fait le choix du marché libre ou d'une renégociation avec EDF, en abandonnant la grille tarifaire réglementée aujourd'hui plus avantageuse en France. Cette hausse, si elle inquiète les industriels peut fonctionner comme un signe pour de nouveaux investissements dans l'outil de production. Le manque de visibilité sur le long terme et une structure de demande concentrée sur quelques hyperpointes favorise plus les centrales thermiques au gaz au détriment des énergies renouvelables plus chères à produire et plus difficilement mobilisables. La hausse des prix de l'électricité et sa variabilité croissante a des répercussion immédiates sur les industriels qui ont fait le choix du marché. L'évolution est particulièrement préoccupant pour les activités électro-intensives qui menacent de délocaliser leurs sites de production. Les gouvernements nationaux qui ont nettement moins de prise sur l'encadrement tarifaire ne peuvent à terme qu'encourager des arrangement entre industriels et électriciens.

2.3 L'émergence de nouveaux territoires ?

L'évolution tarifaire de l'électricité entraîne des distorsions croissantes entre groupes de consommateurs selon leurs profils. Elle est censée réduire à terme les différences de prix pratiquées au sein de l'Union Européenne, voire au sein de même pays lorsque ceux-ci fonctionnaient sur la base de différents monopoles territoriaux. Il est vrai que le plus souvent des mesures législatives venaient encadrer la fourchette tarifaire. Le principe de la subvention croisées des gros consommateurs vers les ménages et des zones faiblement peuplées vers les zones urbaines était de mise pour compenser les écart de coûts. La concurrence remet de fait la solidarité territoriale en cause, puisque les distributeurs historiques seront obligés de s'aligner sur l'offre la plus compétitive consentie à leurs meilleurs clients par d'autres prestataires. L'éventail des prix ainsi pratiqués risque de s'ouvrir fortement. La forte disparité tarifaire entre territoires a de fortes chances de se transformer en fortes disparités intra-territoriales, alors que les variations inter-territoriales très marquées à l'échelle de l'Union pour un type de consommateur, devraient au contraire se resserrer. Cette tendance devrait se vérifier pour les très gros consommateurs facilement raccordables, même si l'accès à des données souvent confidentielles limite la faisabilité de l'approche. Toutefois la vérification empirique de cette hypothèses risque de se heurter à certaines limites : le marché est loin d'être aussi fluide, comme nous le verrons plus bas. La compétitivité de l'offre ne se fonde pas seulement sur les prix, mais sur les services dans la perspective d'un bilan énergétique global d'une entreprise par exemple. Enfin des systèmes de péréquations partielles peuvent être maintenues globalement à l'échelle des zones couvertes par un distributeur. Mais on sent bien globalement que des tensions et des solidarités nouvelles tendent à émerger.

Mise en place depuis 1998, la réforme du secteur électrique en Allemagne nous offre quelques illustrations intéressantes de la recomposition d'appartenances territoriales. Pour chercher à s'assurer des remises quantitatives, les consommateurs se regroupent en centrales d'achat. Que ce soit pour les entreprises multi-sites (banques, chaîne de restaurant et d'hôtels), entre distributeurs locaux contrôlés par les municipalités, ainsi Südweststrom qui regroupe 41 actionnaires du Bade-Wurtemberg permet de négocier à ses membres l'accès au marché de l'électricité, entre des pools de consommateurs professionnels (autour du syndicat des artisans de Bade-Wurtemberg par exemple), voire plus exceptionnellement entre particuliers comme c'est la cas à Berlin. Süwag, filiale de RWE second producteur allemand, dont le siège est à Francfort a passé des accords avec la Deutsche Bank (pour qui elle assure la fourniture électrique à toutes ses filiales à travers le pays), la Dresdner Bank pour 60% de son réseau bancaire ou encore la chaîne d'hôtel Mariott. Cette évolution souligne l'affirmation d'une approche réticulaire de l'espace de consommation à partir de réseau d'adhésion et d'appartenance qui ne sont plus forcément régionales.

Cette mise en réseau est une des expression de la « fin des territoires ». Elle n'est pas sans appeler l'intervention politique pour la régulation. Le cas de la prise de contrôle total d'EnBW par EDF a suscité un débat très vif l'année dernière au Landtag de Stuttgart sur l'autonomie électrique régionale. Longtemps directement impliqué dans la gestion électrique, le Land du Bade-Wurtemberg s'était défait de sa participation d'EnBW au profit d'EDF (25,1%). Son président s'était fait fort de maintenir l'indépendance du groupe et évoquait l'équilibre au sein du capital de la société avec un groupement de communes (OEW). Toutefois, autant chez les politiques que dans le rang des gestionnaires une certaine méfiance demeure face au risque d'hégémonie de l'industriel français. Les débats récents autour de l'augmentation de la part du capital d'EDF dans EnBW vont réveiller bien de craintes au plus haut niveau d'une gestion qui ferait trop peu cas des intérêts locaux. En 2004 à la diète régionale, on a évoqué ouvertement, la possibilité d'une prise de contrôle à terme du groupe par EDF. Avec un coût de production local plus élevé et la perspective de fermeture sur 20 ans des centrales nucléaires2 qui constituent la moitié de la ressource régionale, la tentation peut exister pour EDF de confier à ses sites français de production la fourniture d'électricité. Cela se ferait alors au détriment de l'autonomie énergétique du Bade-Wurtemberg aussi bien que de son potentiel industriel et de l'emploi local. Cette crainte excessive est toutefois bien l'expression du sentiment de perte de contrôle des autorités territoriales. On est bien ici dans un processus de dé-territorialisation / re-territorialisation avec des enjeux politiques que les économistes résument de manière un peu rapide par la recherche des meilleures allocation de ressources.. La question de l'appréhension des échelles dans la solidarité territoriale semble ici déterminante.

3. Echelles territoriales et stratégies des industriels.

Les nouveaux contours du marché de l'électricité poussent des acteurs dans une stratégie de croissance qui vise la recherche économies d'échelle et de positionnement stratégique face aux concurrents. EDF, comme les grands électriciens allemands se trouve dans cette situation de plus en plus menacés dans leurs aires traditionnelles et poussés à pénétrer de nouveaux marchés. Cette ouverture conduit à gérer des territoires et à travers eux une demande très diversifiée, marqués par des structures nationales qui sont loin d'être effacées.

3.1 Une unité du marché européen qui est loin d'être effective.

La majorité des gestionnaires de transport ont adopté une tarification unique selon la puissance sur l'ensemble du réseau desservi, quel que soit le point d'entrée et la station de tirage (principe du timbre poste). Le coût de transport est ainsi indépendant de la distance proprement dite à l'intérieur du réseau, mais varie avec le nombre de réseaux qu'il faut emprunte. La taxe sur les échanges transfrontaliers en fonction de la puissance transmise a été supprimée en 2003. A cela, il faut bien sûr ajouter le coût de distribution sur les réseau de moyen et de basse tension. C'est en fait moins le coût du transport qui est un frein dans la fluidité des échanges internationaux que les capacités disponibles des infrastructures.

En effet, les réseaux de transport ont été calibrés dans une perspective de soutien ponctuel marqué par des effets de frontière toujours structurants. La fragmentation du marché électrique, lié à l'insuffisance des transports L'Europe de l'électricité est donc aujourd'hui encore structurellement organisée en grand ensembles plus ou moins intégrés à partir des réseaux nationaux et qui entretiennent des accords d'aides techniques. La conception des infrastructures de transport dépendent étroitement des finalités initiales fixées dans à de telles coopérations. Ainsi le marché scandinave structuré autour d'une bourse Nordel a-t-il d'emblée été conçu comme devant permettre un transport international massif d'électricité entre les zones scandinaves productrices et consommatrices. A l'inverse l'interconnexion entre les pays de l'UCTE avait pour objectif premier la sûreté technique et industrielle. Les échanges étaient de fait plus limitées et les capacités de transport internationales plus réduites. Ceux-ci sont particulièrement marqués entre quelques grands blocs qui constituent un « effet de péninsules »3.

L'avènement légal du marché unique de l'électricité qui ouvre de jure l'accès aux réseaux voisins conduit naturellement à accroître significativement les demandes d'échange. Les stratégie d'exportation se heurtent alors à des effets de congestion, même si certains acteurs comme EDF ont fortement doublé depuis 20 ans leurs ventes hors des frontières, ce qui représente actuellement de 15% de sa production. Dans ce contexte, les principaux groupes électriques vont chercher à « contourner les congestions » en investissant des capacités de production «par delà» les points congestions.

Pour les économistes du domaine, les effets de frontière peuvent s'expliquer par des limitations techniques dues à des capacités insuffisante, relèvent plus les défaillances réglementaires. Les effets de barrière, à première vue d'origine géographiques (coupure par les massifs montagneux ou les bras de mer) seraient donc plus fondamentalement causés par une structuration insuffisante des acteurs (carences de coordination, d'information et d'incitation). De telles barrières continuent ainsi à fragmenter l'UE en zones électriques assez peu perméables. La moitié des échanges internationaux est encore administrée. Pour contourner ses freins, les grands acteurs en sont venus à contrôler des groupes implantés localement.

Bien que juridiquement constitué, le marché européen de l'électricité n'est pas encore intégré. Malgré les progrès réels, bien des étapes organisationnelle restent à franchir pour qu'il soit effectif. On est alors en droit de douter que le bénéfice économique d'un marché unique ait été aujourd'hui atteint. Les économistes industriels4 rappellent que cette logique de prise de participation n'est qu'un « substitut à une intensification de la concurrence qui procéderait par durcissement du caractère concurrentiel des mécanismes de marché existants (…). La poursuite des fusions d'entreprise accroît bien la taille industrielle, commerciale et financière des grandes firmes européennes mais n'augmente pas nécessairement la taille effective des « marchés pertinents». C'est aussi à cette condition que la concurrence pourra s'appliquer. Globalement, la Commission reconnaît que l'éventail des prix de l'électricité est encore important (du simple au double entre la Lettonie et l'Italie) et qu'aucune tendance à la convergence ne se dessine. L'accès au tiers des marchés reste toujours aussi difficile.

Les perspective d'une modification des règles, qui relève aussi bien de l'UE que des instances nationale a peu de chance d'aboutir rapidement étant donné les difficultés d'une convergence des intérêts de tous les parties. Toutefois, la Commission Européenne encourage la formation de marchés régionaux qui anticipent l'unification d'une structure communautaire (cf. illustrations). A terme elle souhaite que tous les pays puisse compter sur une puissance électrique disponible de 20% supérieure à la demande de pointe et une capacité d'interconnexion qui représente 10% de la capacité disponible. Aussi l'effort d'équipement se porte-t-il aujourd'hui sur les lignes internationales à haute et très haute tension et de forte capacité.

3.2 Les logiques des recompositions nationales et locales en France et en Allemagne.

Si le grand marché européen reste encore à mettre en oeuvre, les marchés nationaux qui ont adopté les nouvelles règles de fonctionnement présentent des évolutions intéressantes depuis quelques années. Il est alors intéressant de voir à travers deux exemples comment se redéfinit à cette échelle l'organisation du secteur.

L'évolution du marché allemand

Au-delà de son apparente bigarrure, la carte électrique de l'Allemagne s'est singulièrement simplifiée depuis 1998, date de la libéralisation du marché intérieur de l'électricité. Il faut rappeler que 80% de la production électrique est contrôlée par les quatre principaux groupes (E-On, HEW/Vattenfall Europe, RWE, EnBW/EDF). L'intégration s'est opérée très tôt à l ‘échelle nationale par des fusions remarquée. Elle se poursuit aujourd'hui par un rapprochement entre les grands groupes qui cherchent à renforcer leurs liens avec les acteurs régionaux de la distribution, les collectivités communales actives à travers les sociétés municipales (les Stadtwerke, c'est-à-dire littéralement « ateliers municipaux »). Ces derniers souhaitent un tel rapprochement pour s'appuyer sur les compétences et l'accès au marché que représentent les grands groupes. Des sociétés communes se multiplient, alors même qu'elles élargissent leurs assiettes territoriales. Il n'est pas rare de voir la création de sociétés regroupant pour 51% plusieurs ateliers municipaux autrefois indépendants et pour 49% une filiale d'une major du secteur. Cette logique consolide le système tout en permettant sa rationalisation. Par ailleurs, comme nous l'avons vu, certaines sociétés municipales se sont regroupées pour accéder ensemble au marché. Après une phase d'acquisition, les acteurs sont aujourd'hui pour l'ensemble lourdement engagés dans une logique de rationalisation, avec une forte réduction de la masse salariale. Ces évolutions s'opèrent en respectant globalement les ancrages régionaux hérités. Pour les principaux acteurs, la course à la taille critique s'est accélérée après 1998, qui a vite dépassé les frontières allemandes. Pour financer leurs acquisitions, E.On et RWE, les deux principaux acteurs vont redessiner le périmètre de leurs conglomérats industriels. Ils vont se défaire successivement de leurs participations dans la télécommunication (E.On cède une partie de ses actifs à Bouygues Telecom par ex.) et diverses branches industrielles de transformation où elles étaient historiquement présentes pour s'assurer des débouchés électriques (industries chimiques ou métallurgiques), voire d'autres sociétés sans rapport direct avec l'énergie : les activités de transport, voire de BTP (comme Hochtief pour RWE), dans la machine-outil (Heidelberger Druck, n°1 mondial des machines d'impression appartenait à RWE) ou la chaussure (Salamander pour EnBW). La vente de ces actifs va financer une partie de leur redéploiement national et international : vers la Grande-Bretagne (E.On avec Powergreen, RWE avec Innogy), les Etats-Unis et l'Espagne (acquisition d'Hidrocantabrico par EnBW). Les acquisitions internationales semblent toutefois assez vite marquer le pas, sauf vers l'Europe Centrale où les intérêts allemands sont très présents dans l'électricité. Dans le secteur énergétique, E.On et RWE ont cherché à se défaire de leur participation dans l'industrie pétrolières, pour se concentrer sur le contrôler des sociétés de transport ou de distribution de gaz ou des sociétés d'a. L'enjeu est de taille, car avec le démantèlement prévu du nucléaire et la stagnation de la production des énergies fossiles solides (houille et lignite), le gaz présente une ressource d'avenir avec des logiques d'accès au marché assez similaire à celle de l'électricité. Les sommes consacrées à ces prises de participation sont considérables et l'endettement de ces groupes atteint alors des records, même si leurs marges bénéficiaires ont été nettement améliorées.

Si les statistiques donnant la répartition régionalisée des parts de marché sont inaccessibles, on peut avoir globalement le sentiment que la consolidation des grands groupes électriques allemands s'est effectuée sur une base territoriale héritée. Certains soulignent alors que cette prime d'implantation régionale dénote un manque de concurrence, soit par entente de principe entre groupes5, , soit parce que l'accès au client (le coût de distribution notamment) reste trop élevé. Il est un fait avéré que de nombreux petits consommateurs, PMI-PME et surtout particuliers sont restés fidèles à leur ancien fournisseur. Dans ce cas, le contrôle des sociétés en place et des réseaux de distribution dont ils sont propriétaires (contrairement à la France où ces réseaux sont concédés) s'avère capital pour accéder ou défendre son marché. Cela expliquerait tout l'intérêt stratégique des rapprochements opérés entre les grands opérateurs nationaux et les distributeurs locaux.

L'évolution du marché français

En France, le marché est plus lent à s'ouvrir. Il a fallu recréer les conditions de la concurrence qui avait été supprimé avec la création d'EDF en 1946. D'autant que l'opérateur français était très actif dans ses acquisitions internationales alors que les possibilités d'acquisitions en France étaient très limitées pour les concurrents. Ce point a été souligné à bien des reprises et a poussé le gouvernement italien à prendre des mesures discriminatoires à l'encontre d'EDF qui cherchait à prendre le contrôle du second électricien de la péninsule (affaire Edison). Des dispositifs ont été pris pour desserrer le monopole d'EDF sur la production. La concession des ouvrages hydroélectriques du Rhône (CNR) a été confiée au groupe belge Electrabel (en fait contrôlé par le français Suez). L'espagnol Endesa a racheté les centrales thermiques de la SNET, ancienne filiale des Charbonnages de France dans la production électrique. Si d'autres challengers sont apparus, ils demeurent de plus petite taille, comme les anciennes régies dont certaines caressent une position régionale, voire des traders comme Poweo ou EnergieDirect qui démarchent les entreprises. Le challenger le plus important demeure toutefois GDF qui dispose de l'implantation nationale et des compétences énergétiques pour tenir tête à EDF. La menace serait préoccupante si le groupe récemment privatisé parvenait à s'allier à un leader européen du secteur. Globalement, on voit bien que le marché français est plus unitaire qu'en Allemagne. La part de marché détenue par les concurrent sur le marché français était en 2004 de l'ordre de 18,5%. Alors qu'EDF contrôle l'essentiel des capacités de production nationales (95%), pour favoriser l'émergence d'offres alternatives, l'opérateur historique doit mettre aux enchères une partie de sa production. Cette mesure imposée par le régulateur peut aussi servir de compensation à EDF comme contrepartie de prises de participations à l'échelle européenne.

Quelques fournisseurs d'électricité sur le marché français


Actionnaires

Production annuelle

Puissance

EDF

EDF

480 TWh

121 GW (France)

Energie du Rhône

CNR Electrabel

(Groupe Suez)

26 TWh

3 GW (hydro) + 27 GW (Electrabel)

SNET

Endesa

7,6 TWh

2,6 GW

HEW

Vattenfall Europe (Suède)

180 TWh

17,1 GW (Allemagne)

Iberdrola

Iberdrola

57 TWh

19 GW (Espagne)

Régie d'élec. D'Elbeuf


60 TWh

13 MW

Poweo

Poweo

trader


Source : Process février 2004.

Sur le plan local, les conditions, le contrôle des réseaux de distribution semblent aussi moins assurées qu'Outre-Rhin pour l'opérateur historique. Car ce sont les communes qui sont en France depuis la loi de 1906 propriétaires du réseau local dont elles accordent la concession. Longtemps tenues à l'écart par un opérateur national hégémonique, il faut attendre les lois de décentralisation de 1982 pour que s'instaure un nouveau rapport entre autorités concédantes locales et EDF. La FNCCR (Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies) diffuse à partir de 1992 un nouveau modèle de contrat trentenaire qui accorde une plus large part à la négociation avec le concessionnaire et garantit le versement d'une redevance aux collectivités concédantes. Par ailleurs, les communes se constituent progressivement en groupements de collectivités (en particulier les syndicats départementaux), mieux à même de négocier les contrats avec EDF, mais plus tard avec tout autre opérateur, voire d'envisager un retour à la régie. Si le contrôle local s'avérait déterminant pour l'accès au marché des particuliers, les communes pourraient à terme en tirer profit à l'échéance des contrats les liant à EDF. Cette dernière verrait alors sa situation de contrôle territorial fortement remise en question.

Conclusion : une néo-territorialité de l'électricité européenne.

En Europe, l'évolution du système électrique vers une logique de marché unifiée modifie profondément les données territoriales qui présidaient à son équilibre antérieur. L'ancien principe fondé sur le monopole territorial dans le cadre d'une régulation nationale quasi-administrée cède aujourd'hui la place à une logique marchande de fournisseurs en concurrence à l'échelle de l'Union Européenne. Le principe de libéralisation conduite à une profonde transformation des structures de gestion. Pour assurer l'accès au client à de nouveaux entrants, on impose la segmentation stricte d'activités jusque là intégrées.

Nous avons alors cherché à comprendre comment dans ce contexte, et au-delà de son expression économique et juridique, le facteur territorial intervenait et comment il pouvait être réinterprété par les acteurs comme avantage stratégique. A travers des exemples surtout allemands et français, nous avons essayer de montrer comment dans cette perspective l'espace géographique est appropriable, et comment il intervient en tant un facteur de structuration concurrentielle. L'hétérogénéité spatiale est au cœur du projet économique de la connexion électrique. Elle repose sur la complémentarité des lieux et la nécessaire recherche d'équilibre de gestion. L'introduction du modèle concurrence rend plus complexe la gestion de tels équilibres, mais peut laisser espérer une meilleure allocation des ressources, comme l'attend la Commission Européenne. Les modes de fonctionnement doivent cependant composer avec la rugosité des territoires qui est liée à leur structuration historique, mais aussi à des contraintes techniques et à des données juridiques hétérogènes. Relevant de ces diverses approches, la compréhension de l'espace géographique, fondé sur cette hétérogénéité, fonctionne alors comme un élément important de constitution du marché observé.

Le secteur de l'électricité offre de la sorte un secteur particulièrement éclairant pour une approche de géographie économique des réseaux techniques. Même si les divers points évoqués dans cette courte présentation mériteraient d'être développés et approfondis, l'analyse a permis de développer quelques clés d'analyse dans une recherche sur la dimension territoriale de l'économie des réseaux en situation de concurrence. En démontrant toute l'importance du principe territorial dans fonctionnement des réseaux, l'approche pourrait être appliquée à d'autres « activités industrielles réticulaires » comme les transports ou les télécommunications. Elle souligne à quel point l'apport des acquis de l'économie industrielle peut être enrichissante pour en comprendre les logiques de recompositions actuelles.

Bibliographie

1Beyer A., « Les acteurs de la distribution locale de l'électricité face aux logiques de libéralisation du secteur. Une analyse comparée France-Allemagne », Colloque du Comité National de Géographie, Commission des Transports. « Les effets territoriaux de la déréglementation des transports en France et en Europe ». Dijon– 14 et 15 septembre 2000
Beyer A., « Le Rhin dans la gestion internationale des réseaux électriques. Les modes de régulation d'une frontière réticulaire. », Colloque Frontières-frontières, 26-27 février 2004 Maison des Sciences de l'Homme d'Aquitaine
CapGemini, Observatoire Européen de la Libéralisation des Marché de l' Energie, 6ème édition, nov. 2004
Caron F. et Cardo F., Histoire de l'électricité en France, 3t.
Herby J., Noilhan F., Sauvage P., L'Europe électrique : vers un oligopole concurrentiel ? Ecole nationale des mines de Paris, sept. 2002, 103 p.Hortsmann T., Kleinekorte K. Hrg, Strom für Europa. 75 Jahre RWE-Hauptschaltleitung Braunweiler (1928-2003), im Auftrag der RWE Net AG, 2003, 284 p.Stofaës C. (Dir.), Entre monopole et concurrence. La régulation de l'énergie en perspective historique. Ed. P.A.U., 1994, 521 p.Tabarly S., Géoconfluences, Brève - n° 5 - 2003 - Électricité en réseau : solidarités et dépendances http://www.ens-lsh.fr/geoconfluence/doc/breves/2003/03-5.htm

2 Les instances de la CDU ont promis de remettre en question cette décision prise par le gouvernement Schröder une fois au pouvoir.

3 Pour plus de détail : http://www.europa.eu.int/comm/energy/electricity/florence/8_en.htm

4 Glachant J.-M. et al., 2005, Un marché européen de l'électricité ou des marchés dans l'Europe ? Regards croisés économistes et ingénieurs. 21 p. (Groupe Réseaux Jean Monnet :www.grjm.net) au laboratoire ADIS de l'Université de Paris XI.

5 On peut rappeler que le système de régulation allemand du secteur repose toujours sur des accords de branche négociés entre les principaux acteurs. Une loi qui n'a toujours pas été votée aurait dû être adoptée depuis 2003 pour assurer une plus grande transparence en instituant une régulation publique indépendante.

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