Autorité et politique de la concurrence : évolutions et enjeux

L’évolution de la discipline a été évidente ces trentes dernières années. Des théories oligopolistiques à celles tenant compte des contraintes informationnelles, les avancées ont aussi concernées les méthodologies des analyses de marchés concurrentiels par la prise en compte de relation stratégique entre les agents privés, les entreprises voire les autorités chargés de ces politiques économiques.

La vision est surtout positive, quel rôle assigné à la politique de la concurrence et à l’autorité de la concurrence ? Si la distinction ne semble pas si évidente, dissocier les concepts reste nécessaire. Aussi la politique de la concurrence vise à maximiser un critère (le surplus) après avoir observé les comportements des entreprises. Une fonction doublement objective par son optimisation et la neutralité dont elle doit faire preuve. Cette dernière caractéristique est le point de ralliement avec l’autorité qui l’exerce : on parle alors de AAI pour Autorité Administrative Indépendance. Celle rattachée à la concurrence est spécialisée dans les pratiques anticoncurrentielles, le contrôle des opérations de concentration et doit favoriser la concurrence sur un marché ou minimiser les distorsions causées par des marchés disposant d’un faible nombre d’offreurs.

Les progrès effectués, notamment en considérant l’imperfection informationnelle dont les modèles faisaient preuve depuis les premiers travaux sur les marchés oligopolistiques, ont permis de rattacher l’autorité à la pratique de la politique. Aussi l’autorité exercera sa mission lorsque l’asymétrie avec l’agent faisant l’objet d’une politique sera la plus transparente possible. L’interaction stratégique devient un fil conducteur des nouvelles analyses, grossièrement l’autorité de la concurrence devient un acteur de ses propres études.

Sa mission devient plus large. Il ne s’agit plus seulement de réguler certains marchés mais d’inciter les entreprises soit à satisfaire les exigences des politiques de la concurrence, soit à éviter la mise en place d’une intervention sur son marché. En outre l’autorité de la concurrence dispose de beaucoup plus d’outils et d’instruments qu’il y a 20 ans.

Par exemple, Farrell (2003) teste l’efficacité relative des instruments. Il montre que dans le cas d’une autorisation sous condition (clauses de contrat limitées, ventes d’actifs), les moyens ne permettent pas d’arriver aux fins, voire peuvent causer l’inverse. La vente d’actif peut favoriser des collusions où un nombre très restreint d’entreprises détermineront les prix et quantités proposés pour limiter l’attrait concurrentiel de leur marché. Par exemple, si deux entreprises fusionnent cela remet en cause le caractère concurrentielle d’un marché et l’autorité peut juger que si aucune autre fusion ne s’établit sur ce même marché alors une situation non-concurrentielle persiste. Dès lors inciter plusieurs entreprises à se concentrer peut favoriser le surplus du consommateur. L’effet est bénéfique sauf si ces concentrations donnent suite à une collusion. Le surplus du consommateur reviendra alors à un niveau inférieur ou égal à celui ex-ante à la politique menée.

A ces impacts structurels, on peut opposer ceux plus conjoncturelles ou du moins volatiles. Les clauses de contrat limitées peuvent provoquer un changement des comportements des entreprises, difficilement contrôlables par l’autorité.

Plus concrètement un exemple d’incitation est celui de l’auto-sélection. L’article de Cosnita (2006) montre que deux menus peuvent être proposés à une entreprise. Cette dernière soumet un projet à l’AAI de la concurrence. Celle-ci décide soit de valider le dossier par sa conformité aux exigences concurrentielles de l’organisation, soit de le rejeter. Dans le premier cas, l’autorité soumettra des plans incitatifs à l’entreprise (cette dernière ne s’avérant pas, aux yeux de l’autorité, gage d’effets inverses à la politique menée). Dans le second cas, aucune incitation n’est proposée et le projet de l’entreprise échoue. On en conclue que le phénomène d’auto-sélection permet d’infléchir sur les interactions entre l’autorité de la concurrence et les stratégies des entreprises.

D’autres solutions ont été suggérées et ont débouché sur des mesures concrètes (Loi sur les nouvelles Régulations Economiques de 2001 en France). Dans le cas d’une forte asymétrie de l’information, constater un cartel n’est pas chose facile pour l’AAI. Inciter l’un des entreprises du cartel à dénoncer les autres peut s’avérer profitable au surplus du consommateur. On récompense alors l’entreprise dénonciatrice par une immunité aux sanctions de l’autorité ou par une rémunération. Spagnolo (2007) propose de reverser l’intégralité des amendes payées par les entreprises dénoncées à celle immunisée. Dès lors les cartels effectifs sont supprimés, et ceux potentiels sont découragés.

Quel prix pour l'électricité? (3/3)

La durée de marginalité nucléaire peut être estimée en temps. Par exemple on suppose que le parc nucléaire optimal correspond à une durée de marginalité nucléaire de 30%. Dit d’une manière différente ce parc correspond à une demande inférieure à l’offre maximum et potentielle 30% du temps. Les capacités de production suffisent donc. Les 70% du temps restant correspondent à l’utilisation d’autres techniques pour pallier l’insuffisance de la production d’électricité par le parc nucléaire. L’intérêt est ici de constater que 70% du temps suffisent à couvrir les coûts fixes (fixes car les capacités « nucléaires » ne sont alors pas utilisées) du parc nucléaire optimal durant la période de marginalité des autres techniques de production. C’est à dire que le coût marginal thermique détermine le prix qui suffit à rembourser les coûts fixes. On peut alors distinguer deux types de rentes.

La première est la rente de rareté et correspond à une situation où le parc nucléaire n’est pas optimal : la durée de marginalité du parc nucléaire peut alors être inférieure ou supérieure à la durée optimale. Cette situation peut être permanente voire temporaire si l’ajustement entre l’offre et la demande nécessite une certaine période. Nous proposons deux cas.

Par exemple une hausse des énergies fossiles va élever les prix proposés. En la période t, la demande va diminuer et donc la durée de marginalité du parc nucléaire va augmenter. L’offre ne s’ajustant pas, la durée de marginalité reste identique au niveau de la période t-1. En outre les producteurs n’adaptent pas leur processus productif aux fluctuations de la demande ce qui leur permet de dégager une rente supplémentaire dite rente relative.

Un autre exemple, si la demande augmente alors la durée de marginalité du nucléaire va diminuer (les capacités de production ne suffisent plus). Si la capacité nucléaire reste inchangée alors la rente de rareté correspond à la durée de marginalité des moyens thermiques supplémentaires (celle qui se substitue à la différence de la durée nucléaire entre la période t-1 et la période t…).

Pour généraliser on obtient une rente de rareté lorsque la durée de marginalité du parc nucléaire est inférieure à la durée de marginalité optimale du nucléaire.

La seconde rente existante est celle de monopole ou d’oligopole. Si la durée de marginalité du nucléaire correspond à un prix supérieur à son coût marginal (du fait d’une faible concurrence) alors on se trouve dans cette seconde situation.

On peut toutefois disposer d’une rente de rareté et d’une rente de monopole. L’évolution de la demande peut augmenter ou diminuer la durée de marginalité du parc nucléaire optimal. Selon le degré de concurrence établi sur le marché, les prix peuvent devenir supérieur au coût marginal. La situation la plus difficile (voire extrême !) pour les consommateurs correspond à une hausse des énergies fossiles précédant une durée de marginalité constante sur toutes les périodes qui s’accompagne en prime d’un prix supérieur au coût marginal.

Quel prix pour l'électricité? (2/3)

Le secteur de l’électricité est-il toujours établi sur des coûts fixes élevés ?

Pas toujours. La nuance à apporter dépend de la demande. Si celle-ci est temporaire et très importante une structure à fort coût marginal mais faible coût fixe (toute proportion gardée) devra être privilégiée. En revanche pour une demande fluctuante les coûts fixes seront plus importantes tandis que les coûts marginaux plus faibles. Les coûts dépendent de l’adaptation de l’offre à la demande. En outre le prix de l’électricité ne dépend pas plus de l’offre ou de la structure technologique que de sa propre demande.

Un second facteur non négligeable et l’impact sur l’environnement. Les contraintes légales (normes mais surtout permis de pollution) soumettent de nouvelles contraintes au choix technologique comme par exemple la taxation sur le gaz à effet de serre.

Ces deux indicateurs doivent permettre de définir un parc nucléaire optimal, autrement dit la structure la plus efficace voire la plus efficiente possible. Il faudra dès lors tenir rigueur de la demande intérieure et extérieure et des capacités d’interconnexion avec les autres pays. Généralement la structure des parcs nucléaires français sont pourvus de coûts fixes élevés ce qui rend compétitif ce secteur de l’économie. Le Rapport sur les prix de l’électricité du Conseil général des Mines et inspection des Finances (2004) montre que tant que la durée d’utilisation des capacités de production reste supérieure à 57% le coût moyen du parc de production français rend préférable la technologie du nucléaire puisque moins coûteux que ses alternatives de semi-base ou de pointes (centrales à charbon, cycles combinés au gaz, turbines à combustion au gaz, combustion au fioul).

Mais alors quel prix fixé, et surtout doit-on le fixer ? Pas forcement. Un premier constat est que l’électricité par le nucléaire est un premier recours avec les technologies de semi-base, c’est-à-dire que si la demande excède l’offre provenant des méthodes nucléaires alors on a recours aux technologies de semi-base. Si cette dernière possibilité ne permet pas de satisfaire la demande donnée alors on a recours aux technologies de pointe mais le prix sera beaucoup plus élevé qu’auparavant. On en conclu donc qu’en marché concurrentiel le prix peut être établi de telle sorte qu’il soit égal au coût marginal. Si le prix est inférieur au coût marginal alors il n’y a pas d’incitation à offrir. Si le prix est supérieur au coût marginal l’offre deviendrait rapidement supérieure à la demande, aussi un prix proche du coût marginal est la solution la plus profitable pour chaque partie. Donc tout repose sur la substitution d’une technologie à une autre. Les coûts fixes importants du nucléaire doivent permettre des coûts marginaux plus faibles et donc des prix moins élastiques aux variations de la demande. En revanche les technologies de pointes sont pourvues de coûts marginaux très importants de telle sorte qu’une pénurie trop importante de l’offre engendrera inexorablement une forte hausse des prix (de l’ordre de 7 à 30 euros par mégawatheure). Le niveau de l’offre dépendra forcement du nombre de concurrents résultant de la longévité de la période de marginalité du marché nucléaire notamment. L’un des principaux obstacles reste le risque associé à l’investissement privé dans une structure de production comme le nucléaire. De nombreux mécanismes d’incitations doivent être mis en place pour qu’un marché se rapproche au mieux d’une situation de concurrence pure et parfaite. Dans notre analyse nous avons exclu les barrières à l’entrée mais celles-ci peuvent non pas dépendre d’un concurrent plus avancé que ses propres concurrents potentiels mais dépendent de la simple somme à investir pour mettre en place un système productif adéquat. La mise en place de consortium par exemple voire de contrats long-termistes permettant de disperser et limiter les risques constitue des solutions. La Finlande y a eu recours ces dernières années. Pour conclure, un prix au coût marginal est efficace dans l’allocation des ressources et si un marché proche d’une situation de CPP est possible à terme elle nécessite une régulation publique temporaire à caractère incitative.

Notre réflexion a porté sur la mise en place d’un marché plus concurrentiel et satisfaisant une demande fluctuante. Nous avons seulement considérés la nécessité de fixer un prix au coût marginal et tel que les coûts fixes, souvent élevés, ne représentent plus une entrave à la libre entrée sur le marché de l’électricité. Pourtant la réalité est une nouvelle fois bien plus complexe puisque des rentes de rareté et de monopole co-existent ; ce dont il sera question dans notre troisième et dernier billet.

Quel prix pour l'électricité? (1/3)

L’évolution du prix de l’électricité pose problème. Le soucis reste de comprendre ses enjeux voire plus largement établir une meilleure perspective autant normative que positive, soit comprendre le marché dans son état actuel et percevoir le marché comme il devrait être.

En France le sujet est davantage complexe. Outre être « l’initiateur » d’une « dérégulation » du marché à l’échelle européenne, la France dispose d’un parc nucléaire tel que la production d’énergie fossile ne représente que 10% de l’électricité, là où la moyenne en Union Européenne approche les 60%. On peut alors se demander si cette caractéristique est positive ou négative pour le pays. Au premier abord on avancerait qu’il s’agit ici d’un avantage. L’énergie fossile augmente fortement ces dernières années, aussi disposer d’un parc nucléaire doit permettre de s’affranchir de la hausse des prix. Or au second abord on constate qu’il n’en est rien : la France souffre autant de l’évolution des prix que ses voisins ou autres membres de l’UE.

Il devient nécessaire de revenir à la source du problème. Le passage d’un monopole public à un marché dérèglementé et concurrentiel est-il effectif ? Est-ce une possibilité ou un rêve avorté ? Pour rendre plus efficace la satisfaction de la demande, doit-on libéraliser les prix ? Davantage réguler ? Inciter à la concurrence ? De manière très large, faut-il privatiser ou nationaliser ?

Depuis les années 2000 l’électricité est au cœur de nombreux débats économiques mais surtout politiques. La loi du 10 février 2000 introduit de nouveaux producteurs, un marché de gros et une Bourse (PowerNext). Le Réseau de Transfert de l’Electricité (RTE) devient une filiale autonome d’EDF tandis que le prix de l’électricité établit une dérégulation pour les consommateurs professionnels puis tôt après pour l’ensemble des entreprises françaises (marché de détail en 2004). En 2007 les consommateurs domestiques peuvent avoir recours au marché libre avec la possibilité temporaire (loi datant de 2006) de revenir sur des tarifs régulés mais majorés, notamment si le consommateur concerné a une forte élasticité à la hausse des prix sur le marché libre. La dernière avancée de l’électricité française est enfin la privatisation dite partielle de EDF à hauteur de 13%. Alors pourquoi est-ce si compliqué ? Ces réformes ne sont pas inutiles mais doivent faire face à une particularité du secteur de l’électricité : la production résulte d’une trop forte concentration ; en outre EDF produit à elle seule 90% de l’offre. On aurait alors pu laisser tomber le principe de subsidiarité et revenir à l’échelle de l’UE. Ce fût déjà le cas, dès les premières réformes dans les années 2000 puisque en 2001 EDF doit offrir une production nucléaire à durée limitée à un prix proche au coût marginal. C’est ce qu’on appelle une « cession de centrales nucléaires virtuelles » par enchères. Grosso Modo il s’agit d’une location des capacités de production pour les pays membres de l’UE ne pouvant supporter les charges fixes nécessaires. De là une nouvelle question : le secteur de l’électricité est-il toujours établi sur des coûts fixes élevés ?