1. Without the stability of the fixed part of total cost pricing, the prices become much more volatile. Businesses and consumers see their power budgets swing up and down much more heavily.
2. In times of high coal and/or gas prices, the power price can be pushed much higher than average total cost pricing with nuclear power plants would have allowed.

We can see today in the Spanish market that it is starting to move towards higher and more volatile prices. Read http://energytics.wordpress.com/2009/06/27/is-spain-heading-for-european-power-prices/

Liberalized energy markets have once been presented to the EU’s citizens as a means of achieving lower power prices. So far, the open EU power markets have not really delivered on that promise. The fact that still-regulated France has lower prices is clear proof of that. Hence, I understand the reluctance on behalf of French policymakers. Moreover, as regulated tariffs are much more stable than marginal prices, they are an incentive to long term investments (such as investment in nuclear facilities).

That said, I do observe that the cheap power could cause France to fall behind when it comes to power efficiency. I recently saw one client shut down its French operation because it wasn’t energy efficient enough. As EdF is stateheld, France might make a more daring policy. If it opened up its markets, profitability of nuclear facilities would certainly rise high when coal and natural gas prices rise. It could use the extra profits of EdF to stimulate energy efficiency improvements with consumers.

1. Le marché européen a t il un bon “market design”? L’auteur pense que oui, mais est ce bien sur?
2. La libre entrée sur le marché est une condition essentielle à la bonne marche de la dérégulation; que faire si elle n’est plus assurée (sortie du nucléaire en Allemagne + charbon en Pologne)?
3. si on échoue sur les objectifs de la dérégulation, peut on limiter les conséquences macroéconomiques? et comment?
4. Le papier montre un changement d’objectif : à l’origine la concurrence, tout comme la régulation, ont pour objectif de favoriser la baisse des prix et l’efficacité de la production. Dans certains passage, l’auteur se déclare favorable à des hausses de prix pour sauver la concurrence!!!

point 1 :
le secteur est encadré par une directive qui date de 2003, et tout ce que cet article dit est juridiquement fondé. mais qu’en est il économiquement? (ce qui revient à poser une double question :
quel est le domaine de validité du modèle économique promu par la directive?
si on en est sorti, faut il modifier la directive?)

L”électricité en base (ie consommation des industriels) et celle en pointe (ie marché de gros) doivent elles être traitées dans un même marché?

lorsqu’on connecte à travers le réseau les différentes centrales et les différents consommateurs , tous les électrons se mélangent, mais il est faux de dire que l’information de départ (quelle centrale a produit, avec quelle caractéristique, un volume d’électricité) est perdue.
On peut retrouver une information en filtrant les séries temporelles.

Avec les méthodes actuelles, il est difficile de faire un filtre complexe : on peut séparer base (production en ruban) et pointe comme le propose Champsaur.
Avec le compteur électronique les possibilités sont bien plus grandes!

dès lors qu’on disposera d’une série de fliltres ( en langage mathématique on dira “orthogonaux”), on pourra décomposer le profil de consommation et en extraire les composantes en plusieurs catégories de consommation de manière univoque.
Si on peut rattacher un coût à chaque catégorie, il sera possible de proposer un prix pour la quantité totale consommée, qui sera la somme des prix de chaque catégorie après flitrage x quantités consommées de chaque catégorie.

La théorie économique de base : tarification au coût marginal sera gardée, mais elle s’appliquera pour chaque catégorie de production (en utilisant les mêmes filtres)

Au final, on aura une tarification qui sera bien plus proche d’une tarification au coût moyen (le prix sera la moyenne pondérée des coûts marginaux dans chaque catégorie)

L’organisation du marché actuelle (le prix de gros est le prix de la dernière centrale appelée pour équilibrer offre et demande) est frustre car elle ne distingue pas ces catégories de production alors que la technique actuelle permet au moins de distinguer base et pointe.

Quel est son domaine de validité?

* Si on pouvait stocker l’électricité, il n’y aurait pas lieu de se poser cette question. Donc tout progrès dans le stockage de l’électricité changera l’économie du secteur
* Il n’y a pas lieu de se la poser, si un même mode de production, économe en capital permet de faire à la fois de la base et de la pointe : le coût marginal sera celui de ce moyen de production de l’électricité. Ce mode de production existe depuis 20 ans : ce sont les centrales à cycle combiné gaz

Tant que le prix du gaz a été suffisamment bas (c’est à dire jusqu’en 2004) ces centrales ont été compétitives vis à vis du nucléaire, la dérégulation n’a pas posé de problème majeur en France.

En 2002, le prix régulé existait déjà pour les industriels, mais en faisant jouer la concurrence, ils pouvaient espérer faire baisser un petit peu les prix et ils n’ont pas hésité à s’y lancer.

Le problème est apparu avec la hausse du prix du gaz naturel (2003) et l’introduction de la politique climatique (2005). Cela a entrainé une hausse de 60% des prix pour un industriel gros consommateur, (source Nus Consulting) tandis que les prix régulés qui avaient étés calculés sur la base des coûts (90% de l’électricité est produite en France par le nucléaire et l’hydraulique dont les coûts sont restés stables), ne changeaient pas. La dérégulation a été stoppée net.

En résumé sur le premier point : le “market design” de la dérégulation a été conçu autour d’une innovation technique la centrale à cycle combiné gaz ; on en voit mieux les limites depuis que le prix du gaz a monté et qu’on a introduit une politique climatique. Il faut faire évoluer ce “market design”.

le second point :
l’économie de la dérégulation suppose la libre entrée sur le marché.
Deux décisions récentes auraient des conséquences majeures en France sur un marché pan européen : le moratoire nucléaire Allemand et la décision de la Pologne de renouveler son parc électrique avec des centrales à charbon “CCS ready”, mais sans séquestration géologique du CO2.
Ces décisions font que pour les 20 prochaines années, le prix marginal de l’électricité sur le marché de gros sera celui d’une centrale à charbon émettant 750 à 950 g CO2/kWh.
Bien sur on peut comprendre le soucis de la Pologne de ne pas dépendre du gaz naturel Russe.

Le choix du mix énergétique est il un choix des opérateurs ou un choix public, national?
Les objectifs initiaux de la directive de 1996 et de 2003 sont ils encore d’actualité avec ces deux décisions?

le troisième point
Vous avez raison de souligner qu’on n’explore peut être pas assez des solutions de secours, que seraient la taxation du nucléaire et la réduction d’autres impôts
Mais un économiste ne les explorera qu’à contre coeur, comme s’il devait préparer un canot de sauvetage en cas d’échec total de la dérégulation et de la régulation!
Cela peut rendre également plus difficile l’atteinte des objectifs de la politique climatique car contrairement à ce que vous suggérez, la substitution entre électricité et énergie fossile explique en grande partie les performances en terme de CO2 de la France, comparée à ses voisins.

The question then is have the costs of the replacements and the new capital requirements been reflected in the tariffs? If not, then it means that EdF’s and Areva’s mostly state ownership is suppressing true competition.