Les besoins d'investissement de l'énergie

Accueil > Energies renouvelables > Les besoins d'investissement de l'énergie

Les besoins d’investissement de l’énergie

L’AIE évalue régulièrement les investissements qui sont nécessaires à l’échelle de l’industrie énergétique mondiale. Les projections du scénario de référence (aucun changement dans la politique énergétique) du World Energy Outlook (2007), estiment les besoins cumulés en investissement dans les infrastructures d’approvisionnement en énergie à 22 taillions de $ (en dollars de 2006) sur la période 2006- 2030. Les prévisions de dépenses en capitaux incluent à la fois l’accroissement de la capacité de production nécessaire pour répondre à la demande et le remplacement des installations qui seront arrêtées au cours de la période. Selon ces prévisions, 52 % du total doit aller au secteur de l’électricité – production, transport et distribution. Plus de la moitié de l’ensemble des investissements concerne les pays en développement où la demande est en croissance rapide. La Chine à elle seule a besoin d’investir environ 2,7 taillions de $, ce qui représente 12 % du total. Dans ce scénario, qui n’est pas soutenable, les émissions mondiales de dioxyde de carbone liées à l’énergie augmentent de 1,7 % par an. A la fin de la période (2030), le nombre de personnes qui n’ont pas accès à l’électricité sera à peu près le même que celui de 2005 : 1,4 milliard de personnes, en raison de la poursuite de la croissance démographique dans les pays en développement.
La réalité sera sans doute différente. Elle sera déterminée par les décisions parallèles des investisseurs et des gouvernements.
Les investisseurs et les gouvernements En ce qui concerne les investissements dans les secteurs pétrolier et gazier, il existe d’énormes possibilités dans les pays riches en hydrocarbures (pensons à la Russie, l’Iran, l’Irak, l’Asie centrale), mais l’ambition des investisseurs étrangers est freinée par le nationalisme des ressources ou par des modifications unilatérales des conditions contractuelles (Russie, Venezuela, Bolivie, Kazakhstan). Quant aux investissements des compagnies pétrolières nationales, ils sont sous contrôle du gouvernement. Dans les zones ouvertes, (Angola, Congo), la concurrence avec les entreprises chinoises, indiennes et d’autres nouveaux venus est très forte.
Pour le gaz naturel, les besoins en capitaux les plus élevés se situent en Amérique du Nord où la demande de gaz est en forte hausse. Le
rythme d’investissement dans l’industrie gazière russe (un tiers des réserves mondiales) est également une question très importante pour faire face (i) à la demande intérieure en forte croissance et (ii) à l’augmentation de la demande mondiale.
Dans le secteur gazier on enregistre également un grand nombre de projets de gazoducs et de terminaux méthaniers. Le marché mondial du gaz naturel est séparé en trois marchés régionaux : Amérique du Nord, Europe (recevant du gaz de Russie, d’Algérie, de Libye, du Nigeria) et Asie, avec le Japon, la Corée du Sud, l’Inde et la Chine, important le gaz du Moyen-Orient et de l’Asie du Sud. On a pensé que les marchés européens et américains pourraient s’interconnecter mais le développement soudain du gaz non conventionnel aux Etats-Unis a freiné considérablement les perspectives américaines d’importation de GNL.
Le développement des oléoducs et des gazoducs est également une question importante pour l’intégration du marché de l’énergie. La construction et le financement des longues canalisations transfrontalières soulèvent des problèmes difficiles qui impliquent des négociations politiques entre les pays concernés. Les gouvernements doivent se mettre d’accord sur la construction et l’exploitation des ouvrages et sur les royalties payées aux pays de transit. Les partenaires commerciaux s’accordent sur les volumes et les prix, sachant que le transport du gaz naturel sur de longues distances implique généralement un engagement à long terme (20 ans). Parfois, cet engagement comprend des clauses de Take orPay19.
L’investissement dans le secteur de l’électricité – 52 % du total des investissements de la projection AIE – est beaucoup plus complexe. L’électricité est un produit politiquement sensible : toute panne devient une question politique. Au cours des dernières années, un certain nombre de graves pannes se sont produites dans les pays développés : France (1999), Californie (2001), Nord-Est des États-Unis
(2003) ,   Londres (2003), Danemark et Suède (2003), Italie (2003), Grèce
(2004) ,   Espagne (2004), Allemagne (2004), Dubaï (2005), Los Angeles
(2005) ,   Koweït (2006), toute l’Europe occidentale (2006). Cette liste concerne les grandes pannes où des millions de ménages ont été touchés (Ladoucette, 2006). Beaucoup de pannes et des interruptions d’alimentation de plus faible ampleur se produisent régulièrement dans de nombreux pays en développement.
Autrefois, la « fée électricité », comme on l’appelait, était acheminée vers les ménages et les usines par des monopoles nationaux ou régionaux qui étaient le plus souvent intégrés verticalement et contrôlés par l’Etat. C’était une époque sans risques et sans concurrence. Les décisions d’investissement étaient prises dans le cadre d’une planification à long terme. A cette époque, la prévision de la demande était plus facile et les investissements nécessaires étaient réalisés dans les délais, avec une marge de sécurité confortable pour éviter les pannes et les délestages. Il y avait bien quelques perturbations, à la suite de tempêtes ou d’accidents, mais elles n’étaient pas comparables à celles qui se sont produites depuis 2001, date de la crise californienne qui a marqué un étape dans les transformations récentes opérées dans l’organisation de l’industrie électrique.
Au début des années 1980, à partir des Etats-Unis, du Royaume-Uni, et plus tard, de la Commission Européenne, un « vent de libéralisation » a soufflé sur les industries de réseau : les télécommunications, l’électricité, le gaz naturel, les chemins de fer, le transport aérien, les services postaux. L’idée directrice, fondée sur la théorie des marchés contestables, consistait à briser les chaînes verticalement intégrées, à isoler les segments de la chaîne qui peuvent être considérés comme des monopoles naturels et à introduire la concurrence partout où cela semble possible. Certains marchés, qui étaient en monopole, ont été ainsi ouverts à de nouveaux entrants qui sont censés apporter une concurrence nouvelle et des innovations. Les seuls monopoles subsistants sont des monopoles naturels, une situation dans laquelle le contrôle par une seule entreprise est plus efficace que la concurrence. Par exemple, la fourniture d’électricité à un bâtiment en utilisant deux réseaux en concurrence serait absurde. En revanche, par l’intermédiaire d’un réseau unique, l’électricité peut être livrée et vendue par plusieurs compagnies en concurrence.
Les grands principes de la libéralisation des industries de réseau sont : la séparation des activités (Unbundling) – l’accès des tiers aux réseaux – la régulation – l’ouverture complète du marché.
— La séparation des activités (Unbundling) vise à décomposer les chaînes de valeur verticalement intégrées pour opérer une séparation entre les activités concurrentielles et celles qui doivent rester en monopole. Pour l’électricité, par exemple, la production et la livraison (vente) sont considérées comme des activités concurrentielles, alors que le transport en haute tension et la distribution en basse tension sont des monopoles naturels. Pour le gaz naturel (en Europe), le transport à haute et basse pression est considéré comme un monopole naturel.
– L’accès des tiers aux réseaux. Les segments de la chaîne de valeur sous monopole (les fils et les tuyaux) sont considérés comme des « facilités essentielles », ce qui signifie que les tiers, techniquement qualifiés, peuvent utiliser ces installations, sous certaines conditions et avec le paiement d’une redevance. Les conditions d’accès doivent être transparentes et non discriminatoires.
– La régulation. Pour les économistes, toute structure de monopole est par nature suspecte : suspecte de gonflement des coûts et des prix, suspecte de ne pas investir suffisamment, suspecte de retarder l’introduction des innovations, qui est par excellence l’aiguillon de la concurrence. Par conséquent, les monopoles naturels doivent être placés sous la supervision d’un régulateur qui contrôle : les tarifs, les conditions d’accès aux réseaux, l’efficacité de la gestion, la réalisation en temps voulu des investissements nécessaires.
— L’ouverture complète du marché. Chaque consommateur est libre de choisir son fournisseur. En Europe, l’ouverture totale du marché de l’électricité et du gaz naturel est légalement en vigueur depuis le 1er juillet 2007.
La libéralisation a profondément modifié l’organisation traditionnelle des industries du gaz et de l’électricité dans de nombreux pays du monde. En Europe, l’objectif de l’Union européenne est la construction d’un marché unique régi par la concurrence et au sein duquel les obstacles à la libre circulation des personnes, des biens, des capitaux et des services doivent être supprimés. La concurrence est la règle ; le monopole est une exception qui doit être clairement justifiée. Le Royaume-Uni a été le premier pays à amorcer le changement dans les industries de réseau.
Les directives européennes généralisant le changement à tous les états membres sont arrivées beaucoup plus tard : 1996 pour l’électricité, 1998 pour le gaz naturel, 2003 pour l’ouverture complète du marché. Les débats autour de ces directives ont été longs et politiquement sensibles car elles remettaient en question des organisations historiques qui étaient considérées par certains pays comme des modèles d’excellence. Ce fut le cas pour la France, historiquement attachée aux monopoles publics verticalement intégrés.
Aujourd’hui, la structure du secteur de l’électricité varie considérablement à travers le monde. Il subsiste encore des monopoles verticalement intégrés contrôlés par les Etats. Il existe des systèmes totalement dissociés, privés et en concurrence. Il existe des modèles hybrides combinant le contrôle de l’État avec certains mécanismes de marché. Beaucoup de systèmes sont dans une phase de transition vers la libéralisation.
Les chapitres suivants reviendront sur le secteur de l’électricité dans différents pays, mais nous voudrions faire ici quelques commentaires généraux sur l’organisation de l’industrie de l’électricité et son rapport à la question de l’investissement.
1) Au début des années 1980, certains économistes pensaient que la libéralisation du marché de l’électricité pouvait être une occasion unique de construire un marché de concurrence pure et parfaite. Les électrons sont des produits homogènes et l’équilibre entre l’offre et la demande doit être instantané. Ces économistes pensaient que, après
quelques mesures destinées à réduire la concentration dans cette industrie, il serait possible d’obtenir une structure atomisée de l’offre et de la demande. Il est clair aujourd’hui que cette vision ne tenait pas compte des contraintes de la physique. L’électricité est une marchandise non stockable qui circule à la vitesse de la lumière (300 000 km par seconde) et les lois physiques régissant la circulation du courant empêchent d’identifier le chemin suivi par les électrons (les lois de Kirchhoff). Ces contraintes rendent le fonctionnement réel d’un marché concurrentiel plus difficile.
2) Depuis le début de la libéralisation, la question centrale pour les marchés de l’électricité a été « Quelle est la meilleure organisation (architecture) du marché (market design) ? ». C’est une question récurrente qui n’est pas posée pour les autres marchés. De nombreux modèles différents d’organisation du marché ont été mis en place. Les Britanniques, qui ont été les pionniers, ont modifié leur organisation de marché à plusieurs reprises. La crise californienne de (2001) a sanctionné « un échec de l’organisation » (failure by design). Pour l’instant, on peut dire qu’aucune organisation du marché ne s’est révélée être le modèle optimal. Cependant, les structures de l’actuel modèle britannique, en révision, et de celui de la PJM (Pennsylvanie, New Jersey, Maryland) méritent attention.
3) Les marchés de l’électricité sont si complexes qu’ils offrent de nombreuses possibilités pour exercer un pouvoir de marché. Manipulation des prix, retrait de capacité et collusion, ont été suspectés dans de nombreux endroits (Californie, Allemagne, France). La tentation du pouvoir de marché est renforcée par une concentration industrielle qui est souvent élevée avec de fortes positions dominantes dans les différents marchés pertinents.
4) Les prix de l’électricité sont souvent déterminés sur les bourses de l’électricité selon une segmentation en plusieurs marchés complémentaires : le marché d’équilibrage, les transactions pour le jour suivant, les marchés à terme. Selon l’organisation du marché, ces opérations ne représentent qu’une fraction de l’ensemble des ventes d’électricité. Un volume important des transactions est négocié au comptant et par des accords contractuels. Les prix contractuels sont librement négociés. Ils ne sont pas publics. Dans certains pays, les prix ou les tarifs sont encore réglementés par intervention de l’État.
5) Les investissements pour l’avenir constituent une question récurrente et inquiétante dans tous les pays qui ont libéralisé leur secteur de l’électricité. Le problème est le suivant : les prix du marché sont censés être des signaux pour encourager l’investissement. En fait, ils se situent souvent en dessous du coût marginal à long terme, c’est-à-dire du coût de production d’électricité dans une nouvelle installation. Les systèmes électriques doivent être en mesure de répondre à la demande de pointe avec des capacités de production marginales qui peuvent n’être utilisées que quelques heures par an. Dans un environnement concurrentiel, il existe peu d’incitations à construire une installation de pointe. En outre, les producteurs peuvent également être tentés de créer la rareté pour obtenir des prix plus élevés. Le problème est aggravé par le fait que la libéralisation et la privatisation ont parfois réduit les marges de capacité, ce qui signifie que les systèmes sont plus vulnérables à la demande de pointe. Dans ce cas, la volatilité des prix peut être augmentée par une combinaison de facteurs défavorables.
6) La situation qui vient d’être décrite débouche sur deux options : laisser faire ou intervenir. Laisser faire signifie que les marchés et les prix vont réguler le système, conduisant à des cycles très accentués
(boom and bust) : les prix élevés déclenchent des surinvestissements qui conduisent à des prix plus bas, suivis de sous-investissements, etc. L’intervention de l’Etat signifie la mise en place de sortes de mécanismes de capacité ou de paiement des capacités afin de s’assurer que les investissements nécessaires pour l’avenir, y compris les capacités de pointe, sont faits au bon moment. Le débat est ouvert, mais, une fois de plus, il n’existe pas de réponse optimale à cette question cruciale. Les changements en cours au Royaume-Uni méritent d’être suivis avec soin.
7) Il existe d’autres motifs à l’intervention du gouvernement dans le domaine des investissements électriques : ceux qui sont liés aux changements climatiques, qui peuvent imposer de nouvelles contraintes et restrictions, et ceux qui concernent d’autres pollutions que le C02. Des exemples sont fournis par la directive de l’Union européenne sur les grandes installations de combustion ou le Clean Air Act (et son successeur Clean Air Intestate Rule) aux Etats-Unis, qui réglementent les émissions de dioxyde de soufre et d’oxydes d’azote. La réglementation relative aux autres polluants comme le mercure et les particules pourrait aussi jouer un rôle important. Plus généralement, la préoccupation croissante, mais inégale, concernant le changement climatique et la pollution dicteront de nouvelles contraintes et restrictions sur les investissements énergétiques du futur. Les coûts sociaux et les autres externalités doivent être pris en compte et internalisés.