1- Analyse du marché énergétique français : un oligopole inébranlable à court terme

Le marché français de l'électricité et du gaz est extrêmement concentré. L'ouverture à la concurrence européenne ne menace pas les positions d'EDF puisque ses tarifs sont parmi les plus bas d'Europe (1.1) et que nos voisins ne sont pas en mesure d'exporter leur électricité, puisqu'ils ne parviennent même pas à satisfaire leurs propres besoins et que le réseau des interconnexions transfrontalières (1.2) est d'ores et déjà saturé. Sur le marché du gaz, GDF ne devrait pas souffrir de l'ouverture puisque compte tenu du coût des transports et de l'état du réseau, seul le Nord de la France pourrait être alimenté par nos voisins.

1-1- La compétitivité prix d'EDF et de GDF

Malgré l'ouverture du marché des entreprises à la concurrence européenne, les marchés de l'électricité et du gaz sont restés très concentrés (1.1.1). EDF contrôle 85% du marché ouvert de l'électricité et Suez 7 %. GDF contrôle 77 % du marché du gaz. EDF prévoit de perdre seulement 10.000 clients en 2007 sur 28 millions d'abonnés... La concurrence ne l'effraie pas et pour cause : le prix de l'électricité française offerte aux particuliers est relativement modéré par rapport aux autres producteurs européens. Les monopoles historiques restent très compétitifs (1.1.2). Ainsi et dans ce contexte, une libéralisation des prix pourrait entraîner une hausse des tarifs applicables aux particuliers.

1-1-1 Un marché dominé par deux géants européens

EDF et GDF font partie des plus gros producteurs d'énergie d'Europe, comme l'indiquent les graphiques suivants. Seul l'Allemand E.on a un chiffre d'affaires supérieur à celui d'EDF. Suez est le quatrième groupe européen par la taille et GDF le sixième. Les producteurs français ont donc une stature internationale et sont capables de peser sensiblement sur les prix de marché.

Les implantations d'EDF en Europe

EDF est très bien implantée en Allemagne, où le groupe produit et distribue l'équivalent du quart de la production française à 5 millions de clients.

Le Réseau de Transport de l'Electricité (RTE) estime que les besoins nationaux en installations électriques supplémentaires s'élèvent à 3200 MW à l'horizon 2010 . EDF a déjà prévu d'installer 3180 MW de capacité supplémentaire à cette date. On voit mal comment les importations pourraient augmenter dans ces conditions.

Suez, via Electrabel, est depuis le 1er juillet 2004 le deuxième fournisseur d'électricité derrière l'opérateur historique. Le groupe dispose d'un parc de production très complémentaire combinant nucléaire (1 108 MW) et hydraulique (2 937 MW de puissance hydraulique de base, via la CNR, dont Electrabel est actionnaire de référence à hauteur de 49,98%; et 773 MW de puissance hydraulique de pointe via la SHEM).

1-1-2- Des monopoles historiques et plutôt compétitifs

Sur le tableau indiqué ci-dessous on peut lire les tarifs appliqués soit aux ménages soit aux entreprises.

Sur le marché des entreprises ouvert à la concurrence, la France a les tarifs les moins élevés d'Europe, exception faite de la Suède et du Danemark.

Si l'on considère les tarifs moyens, toutes catégories de consommateurs confondues (ménages et entreprises), il apparaît dans le tableau ci-dessous que la moyenne de l'Union Européenne à 15 est de 105,8 euros/MWh. Le maximum est de 151,20 euros/MWh (Italie) et le minimum de 63,7 euros/MWh (Grèce).

La France se situe nettement en dessous de la moyenne des prix avec 90,5 euros/MWh, ce qui est quand même plus cher que l'Espagne (90), la Grande Bretagne (88,1) et surtout la Suède (80,6), mais moins que l'Italie (supra) ou l'Allemagne (134,8).

Electricité à usage domestique Prix HT

En termes de compétitivité prix, seules la Grande Bretagne et l'Espagne seraient susceptibles de nous livrer une réelle concurrence. Cependant, le Royaume-Uni est un importateur net. En outre, les interconnexions entre la France et l'Espagne sont très limitées et déjà saturées (voir infra).

La moyenne de l'Union Européenne à 15 des prix du gaz est de 32,6 euros/MWh (hors Finlande et Grèce). Le maximum est de 45,7 euros/MWh (Portugal) et le minimum de 25,6 euros/MWh (Royaume-Uni), comme l'indique le graphique de la page suivante.

La France se situe légèrement au-dessus de la moyenne des prix avec 33,6 euros/MWh, ce qui est plus cher que l'Irlande (31,7), la Grande Bretagne (25,6), mais moins que l'Espagne (37,5) l'Allemagne (37,4) et la Belgique (36,1).

Compte tenu de l'état des interconnexions, seuls l'Allemagne et le Benelux seraient susceptibles de livrer du gaz à la France (voir infra), or leurs prix sont plus élevés.

1-1-3 : La fusion GDF et Suez

La fusion GDF-Suez renforce peu la concentration du secteur de l'électricité puisque GDF produit de l'électricité en quantité négligeable. L'entreprise disposait en 2005 de 738 MW de puissance électrique installée (dont 533 MW en France grâce à la centrale de Dunkerque). GDF souhaite porter sa capacité de production à 2 GW en France (avec une nouvelle centrale à cycle combiné à Fos sur mer et une autre à Montoir de Bretagne en Loire Atlantique) et 5 GW en Europe d'ici 2012. Suez détient Electrabel et dispose de 58 GW de puissance électrique installée (dont 12,6 % de puissance nucléaire et 13 % d'énergie renouvelable), ce qui fait de lui le cinquième producteur européen (5,4 millions de clients et 145,5 TWh d'électricité vendues). Cette fusion ne devrait pas changer l'état du marché de l'électricité.

La fusion GDF-Suez renforce considérablement la concentration du marché du gaz. Suez se présente comme le sixième opérateur gazier en Europe et détient, outre Electrabel (qui vend du gaz aux PME et aux consommateurs), Distrigas et Fluxys qui contrôlent le réseau de transport et de distribution de Belgique. Les quantités de gaz vendues par Suez représentent 38 % de celles de GDF. La fusion renforcera donc le monopole existant de GDF en France et supprimera la seule concurrence potentielle qui menaçait GDF dans le Nord du territoire.

Le prix du gaz naturel à usage domestique HT

1-2- Les interconnexions et les échanges infra-européens

Les réseaux d'interconnexion (13 au total) sont surchargés. La commission européenne souhaite que les congestions aux frontières soient résorbées et a fixé un objectif d'interconnexion électrique entre les états au moins équivalent à 10% de la capacité de production des états membres.

1-2-1- Des échanges transfrontaliers limités

La France importe 6 % des 582 TWh d'électricité injectés sur le réseau et elle en exporte 16 %... (Source CRE, 2005)

Une écrasante partie des échanges (90%) est liée à des engagements fermes ou des contrats de long terme conclus pour la plupart dans les années 90 à des tarifs régulés. Les volumes échangés en 2005 dans le cadre des marchés de court terme, aux prix spot, ont atteint 123,2 TWh (import plus export).

Pour une direction géographique donnée, le volume, voire le sens des échanges, est sujet à une forte variabilité, comme l'indique la carte ci-dessous. Elle indique les puissances échangées en moyenne, sur les jours ouvrables du mois de janvier 2003, ainsi que les dispersions de puissance autour de cette valeur sur cette même période.

La carte montre que la France importe très peu d'électricité. Les importations proviennent majoritairement d'Espagne (qui est l'un de nos concurrents le plus compétitif) puis d'Allemagne, et de Grande Bretagne. Mais elles sont très sensiblement inférieures à nos exportations.

Il est aujourd'hui quasi-impossible d'augmenter nos importations, à moins de réduire nos exportations, car le réseau est surchargé.

Sur le graphique ci-dessus, on constate que seuls l'Allemagne et l'Espagne sont exportateurs nets mais en très faible quantité. Cependant, l'Allemagne n'est pas compétitive en termes de prix et l'Espagne ne peut exporter vers la France faute d'être suffisamment connectée à notre réseau.

1-2-2- Des interconnexions insuffisantes

L'Etat du réseau électrique :

Concernant la plaque France-Belgique-Allemagne, RTE constatait en 2002 que les « axes d'interconnexion n'étaient pas dimensionnés pour supporter les flux » existants . Pour soulager le réseau, la capacité de transport de la ligne Avelin-Avelgem a augmenté de 70 % entre 2003 et 2005. Cet investissement ne devrait pas engendrer une augmentation significative des échanges. Il permet uniquement à EDF d'exporter son électricité vers la Hollande sans contrainte...

Concernant la plaque France-Italie et Suisse, RTE constate sans commentaire que « la capacité totale des liaisons franco-italiennes limite les possibilités d'échanges transfrontaliers ».

Concernant la plaque France-Espagne, l'interconnexion (1400 MW) représente à peine 4 % de la puissance installée espagnole. La commission a exigé en 2002 que cette capacité soit portée à 4000 MW à moyen terme. RTE prévoyait de la doubler en 2006 mais les travaux n'ont pas encore débuté. Dans ces conditions il serait illusoire de croire que nos importations pourraient augmenter dans un proche avenir.

Ceci est regrettable car en renforçant les échanges internationaux, chaque pays peut davantage compter sur ses partenaires en cas de difficulté. Grâce à cette solidarité européenne, un Etat n'a donc plus la nécessité de construire de nouvelles centrales thermiques, destinées essentiellement à faire face aux seules périodes de consommation de pointe.

Le développement des interconnexions favorise l'acheminement des énergies renouvelables, notamment en provenance des éoliennes espagnoles et allemandes, tout en limitant la construction de centrales thermiques, ce qui est favorable à la préservation de l'environnement.

Il semblerait que la décision n°1229/2003/CE du parlement européen et du conseil du 26 juin 2003 fixant les projets prioritaires du réseau français soit restée quasiment lettre morte.

La carte ci-dessous indique les secteurs saturés de notre réseau. Les zones en bleu sont quasi exclusivement frontalières.

Fragilités du réseau de distribution d'électricité français

Le marché du gaz

95% du gaz importé en France l'est dans le cadre de contrats signés à long terme de 15 ou 25 ans avec 4 principaux fournisseurs : la Russie (22%), l'Algérie (16 %), les Pays-Bas (21%) et la mer du Nord (35%).

Les marchés de gros où la concurrence et la compétitivité prix peuvent jouer à court terme sont de l'aveu même de la CRE très embryonnaires. Seuls 6 TWh de gaz y ont été échangés. Ce chiffre peut paraître dérisoire au regard des 749 TWh de gaz naturel vendus par GDF en 2005.

Dans l'état actuel des interconnexions, seul le Nord de la France se trouve confronté à la concurrence et notamment celle du réseau belge qui est contrôlé par les filiales de Suez. Avec un chiffre d'affaires de 14,2 milliards d'euros, Suez énergie Europe, qui détient l'ensemble du réseau de transport et de distribution belge (via Distrigas et Fluxys), est le seul concurrent qui pourrait menacer à court terme les positions de GDF dans le Nord . De ce point de vue, une fusion entre les deux groupes discréditerait encore un peu plus la perspective d'une remise en cause effective de la position dominante de GDF dans un proche avenir.

Le Sud de la France pourrait être confronté à la concurrence ibérique si le réseau le permettait. Ce n'est pas encore le cas. Pour remédier à cette défaillance, un programme de cession temporaire de gaz a été mis en place pour une durée de trois ans. Gaz de France remet sur le marché 16,6 TWh par an au point d'échange sud et sud ouest, à travers des appels d'offre et des négociations de gré à gré.

Les importations d'électricité et de gaz en provenance des Etats européens sont très limitées car, soit ils ne produisent pas assez pour satisfaire leurs propres besoins (Grande-Bretagne, Italie, Belgique, Pays-Bas), soit ils ne sont pas compétitifs (Allemagne), soit ils sont insuffisamment connectés au marché français (Espagne). EDF et GDF ne seront donc pas sérieusement concurrencés.

2 - Les incidences de l'ouverture du marché sur les tarifs

En situation de position dominante, les tarifs d'EDF et de GDF devraient augmenter, comme le montre l'exemple du marché déréglementé des entreprises (2.1), à moins que l'Etat ne procède à un contrôle des prix (2.2.1) et qu'il prenne les mesures pour endiguer les effets de la raréfaction des énergies fossiles (2.3.2).

2-1- L'exemple du marché réregulé des entreprises

Les entreprises ont le choix de se procurer de l'électricité à un tarif réglementé auprès des fournisseurs historiques (EDF et GDF) ou à un prix de marché auprès soit des fournisseurs historiques, soit des fournisseurs alternatifs.

2-1-1- Le marché de l'électricité

Seuls 12,5 % des sites éligibles en 2006 se procurent de l'électricité au prix de marché. Les prix sur le marché ayant explosé, le nombre de ventes brutes au prix de marché a chuté d'un tiers par rapport à 2005. Les volumes échangés représentent 20 TWh, ce qui est dérisoire, puisque cela représente 3,4 % de l'offre totale d'électricité. Le prix moyen basé sur Powernext (70,49 euros/MWh) a augmenté de 73% en un an.

EDF a justifié cette hausse en indiquant que le prix des sources d'énergie fossile avait augmenté, or EDF ne produisait que 5 % de son électricité à partir de centrale thermique à flamme en 2005. Cet argument n'est donc pas recevable. La hausse des prix a donc simplement permis au groupe d'améliorer sa rentabilité et de se désendetter.

Cet exemple montre qu'EDF a déjà profité de sa position dominante pour adopter un comportement de « price maker » ou de « faiseur de prix » qui caractérise une entreprise en position dominante et qui peut de ce fait se soustraire aux contraintes de la concurrence et ainsi augmenter « librement » ses prix.

Le prix spot correspond au prix d'achat au jour le jour de l'électricité. Il est très volatile puisqu'il équilibre l'offre et la demande qui sont chacune relativement instables. Les prix des contrats (forward) de fourniture à court et moyen terme sont plus stables, puisqu'ils correspondent à la somme moyenne des prix anticipés dans un futur proche. Ils ont augmenté de 40 % en deux ans.

Nus Consulting a fait valoir que les prix de gros d'électricité ont augmenté de 48% d'avril 2005 à avril 2006 et que l'écart entre les prix du marché et les tarifs « service public » réglementés par l'état vient d'atteindre 66%. L'exemple du marché des entreprises devrait inquiéter les consommateurs.

Le MEDEF, qui est pourtant traditionnellement favorable à la dérégulation des marchés, a déclaré publiquement que « l'ouverture actuelle du marché européen de l'électricité conduit tout le monde dans le mur car elle est basée sur du court terme et une absence de coordination au niveau européen ». Selon le MEDEF, les prix de l'électricité ont augmenté depuis trois ans de 70% pour les plus grosses entreprises consommatrices, voire de 100% pour les plus petites.

L'ouverture du marché des entreprises à la concurrence européenne et la dérégulation des prix n'ont donc pas entraîné une baisse des tarifs.

Au contraire, fort de sa position dominante, EDF a augmenté ses prix sur le marché dérégulé de telle manière qu'elle a réussi à doubler son résultat en 2005 à un niveau record de 3,2 milliards d'euros. La part des bénéfices sur la valeur de la production (EBE/VA) atteint 52 % (52,3 % pour les activités réalisées en France) alors que la moyenne industrielle est inférieure à 40 % en France.

2-1-2- Le marché du gros du gaz

Sur le marché NBP anglais, qui est le plus important, les prix ont été multipliés par quatre depuis 2002. Le prix des contrats à long terme a été multiplié par 2,5 depuis cette même date. Le marché de gros (spot market) n'est donc pas compétitif.

La brutale augmentation du prix du gaz depuis la dérégulation du marché montre à quel point le marché est peu concurrentiel.

Malgré une ouverture théorique du marché de 70 %, les ventes de Gaz de France n'ont reculé que de 3 % en 2005.

En parallèle à l'explosion du prix du gaz sur le marché dérégulé, la facture de gaz des consommateurs a augmenté de 30% en 18 mois et de 70% depuis l'ouverture des marchés en 2000.

GDF a toujours réclamé publiquement des hausses tarifaires supérieures à l'avis de la CRE. En novembre 2004, l'entreprise avait demandé 17 % d'augmentation alors que la CRE recommandait une hausse de 8 %. Finalement le Ministre a limité la réévaluation à 4%.

Au cours du dernier semestre 2005, conformément au contrat de service public qui prévoyait l'indexation des prix du gaz sur le cours du pétrole, les tarifs du gaz ont évolué de 6,59 euros/MWh en trois étapes successives (juillet, septembre et novembre).

En décembre 2005, l'Etat s'est opposé à une nouvelle hausse exigée par GDF en janvier et en avril.

Faute de pouvoir répercuter la hausse du coût d'importation du gaz sur ses tarifs, GDF a laissé entendre que l'Etat compromettait sa rentabilité économique et a estimé son manque à gagner à 500 millions d'euros entre novembre 2004 et fin 2005. L'entreprise a demandé une compensation à l'Etat en vain, et pour cause, malgré une hausse d'un tiers du coût de ses approvisionnements, les résultats (présentés supra) 2005 étaient exceptionnellement bons.

Une analyse détaillée des comptes consolidés du groupe GDF 2004-2005, montre que le coût marginal du TWh correspondait à son prix de vente (aux alentours de 30 millions d'euros le TWh). Cela signifie que GDF ne vendait aucune unité de gaz à perte, qu'elle couvrait largement ses coûts unitaires de production et qu'elle maximisait ses profits dans les conditions d'une entreprise normale.