Intervention de Philippe Vassilopoulos

Je vous remercie pour ces questions, madame la rapporteure, en parfaite adéquation avec les dernières évolutions du marché de l'électricité.

S'agissant de la baisse des prix sur le marché de gros de l'électricité, je rappelle les trois facteurs principaux : baisse des prix des combustibles fossiles ; baisse de la consommation industrielle et résidentielle liée à la crise ; arrivée massive d'énergies renouvelables, qui ont tendance à déplacer les capacités thermiques, plus onéreuses, hors de la courbe de l'offre.

Ces dernières années, des prix négatifs sont apparus. Trois facteurs ont contribué à leur émergence : une consommation faible, souvent le dimanche ; une forte part de production renouvelable intermittente ; une part significative de centrales peu flexibles, qu'il s'agisse des centrales au charbon ou des centrales nucléaires, sachant que les centrales françaises sont pour une bonne part plus flexibles que ce que beaucoup pensent, du fait d'investissements effectués dans le passé qui leur permettent d'opérer un suivi de charge. Pendant ces périodes de prix négatifs, les producteurs qui ne sont pas capables d'effacer leur production sont obligés de payer pour l'énergie qu'ils produisent.

S'agissant des marchés à terme, ils ont connu le même phénomène de baisse de prix que le marché spot, et pour les mêmes raisons. Une corrélation de 90 % a pu être établie entre la baisse du prix du charbon et la baisse des prix des contrats calendaires, qui portent sur une année entière de fourniture.

Les conséquences sur les volumes échangés sur le marché spot constituent un point particulièrement important. Depuis le 1er janvier, le marché français a connu une augmentation significative : la moyenne quotidienne tourne autour de 340 gigawattheures contre 240 auparavant. La baisse des allocations du guichet ARENH – l'énergie souscrite pour le premier semestre 2015 est moitié moindre que pour le deuxième semestre 2014, selon un document de la CRE – laisse penser que certains acteurs industriels se sont déportés de l'énergie régulée à 42 euros le mégawattheure pour se tourner vers les marchés spot. La baisse des prix sur le marché de gros leur offre en effet des possibilités d'améliorer le coût de leur fourniture d'électricité. Sur l'ensemble de l'année, il est clair qu'il était plus profitable d'acheter l'électricité sur le marché spot qu'au tarif de l'ARENH ou sur le marché à terme. Cependant, si les prix de gros remontent, le mécanisme de l'ARENH pourrait connaître un nouvel élan, sachant que certains acteurs sont en mesure d'arbitrer assez rapidement entre les différents prix.

Quant à la loi relative à la transition énergétique, elle touche du doigt les questions qui vont se poser à l'avenir : l'intégration de l'énergie renouvelable dans une logique plus proche du marché, compte tenu notamment du coût des subventions. Les obligations d'achat peuvent non seulement ne plus refléter les coûts actuels des différentes technologies mais n'offrir aucune incitation à optimiser le système. Un acteur, s'il est rémunéré pour sa production, n'a aucun intérêt à l'arrêter en cas de surproduction. Cela provoque un afflux massif d'énergies renouvelables qui met en jeu la sécurité du réseau. Pour inciter les acteurs à s'effacer en cas de surcapacités ont donc été mis en place des mécanismes de primes qui leur évitent de vendre leur production à des prix trop bas, pour lesquels ils ne recevraient pas de compensation.