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Archive for 16 octobre 2009

L’un des plus grands exemples de dérèglementation manquée est le marché de l’électricité de la Californie vera la fin des années 1990s. Pour plusieurs, c’est une illustration parfaite d’un échec du libre-marché*. Voici ce qui s’est réellement passé.

Au début des années 1990s, les prix de l’électricité étaient très élevés en Californie, ce qui fait en sorte que beaucoup d’entreprises énergivores fuiyaient cet État. Les investissements dans la capacité de production étaient insuffisants, notamment en raison de contraintes environnementales, ce qui faisait en sorte que le marché était trop « serré », et la situation monopolistique de cette industrie faisait en sorte que les entreprises n’avaient pas d’incitatif à améliorer la situation.

L’implantation d’un marché de l’électricité fut la solution proposée par le gouverneur de Californie. Le principe est simple: lorsque la capacité n’arrive plus à fournir la demande, le prix augmente, ce qui incite les producteurs à augmenter leur capacité de production en investissant dans de nouvelles centrales et à ramener le marché en équilibre. L’investissement est donc stimulé par le marché.

En 1996, s’amorce le processus de dérèglementation. Les entreprises combinant la distribution et la production ont été forcées à vendre leurs actifs de production à des producteurs indépendants (les IPPs), séparant ainsi ces deux activités. Environ 40% de la capacité de production californienne est passée des « utilities » aux mains des IPPs. C’est en avril 1998 que le marché « spot » de l’électricité a commencé ses opérations. Les distributeurs devaient acheter leur électricité des producteurs sur ce marché une journée à l’avance.

Question de mieux faire avaler la pilule, le prix à la consommation de l’électricité a été plafonné à 6.7 cents/KWh jusqu’en juillet 1999 et par la suite, toute augmentation demandée par les distributeurs devait être approuvée par les autorités de règlementation (un processus long et complexe). Par contre, le prix de gros (wholesale)  payé par les entreprises de distribution et qui se transige sur le marché spot n’était pas plafonné et était fortement corrélé au prix du gaz naturel. En Californie, comme dans bien des endroits, le gaz naturel est le carburant utilisé par les usines qui fournissent les périodes de pointe. Le prix du gaz naturel représente donc souvent le coût marginal de production dans ces marchés.

Entre 1998 et 2000, le prix de gros (fixé par le marché) s’est maintenu sous le prix plafond à la consommation, donc aucun problème. Cependant, une importante sécheresse survenue 2000 a fait en sorte de réduire la production d’hydro-électricité importée en Californie du Nord-Ouest. Cette baisse de l’offre d’électricité combinée à une augmentation drastique du prix du gaz naturel a fait explosé le prix de gros sur le marché californien. Le prix du gaz naturel avait été stimulé par un hiver froid  et une rupture d’oléoduc en 2000.

Comme les distributeurs ne pouvaient pas repasser l’augmentation aux consommateurs, ceux-ci ne réduisaient pas leur consommation; la demande était donc inélastique et les distributeurs devaient vendre à perte, ce qui devait inévitablement les mener à la faillite. Le prix règlementé (agissant comme un prix plafond) empêchait donc le signal du marché de se rendre aux consommateurs.

De plus, certaines entreprises telles que Enron et Reliant se sont mise à manipuler le marché. Plusieurs stratégies étaient utilisées, mais bien souvent elles tournaient autour des réseaux de transmission, notamment la jonction entre le réseau de Californie du Nord et celui du Sud. Cette jonction agissait comme un « goulot d’étranglement » que Enron s’amusait à paralyser en réservant la capacité de transmission sans l’utiliser. Cela faisait encore plus augmenter le prix de l’électricité et permettait à Enron de réaliser d’énormes profits. Évidemment, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) se devait de contrer ces stratégies, mais elle n’avait pas les ressources et la sophistication nécessaires pour le faire à cette époque.

D’autre part, il y avait souvent des interuption pour l’entretien de centrales qui se produisaient en même temps, ce qui est normal puisque les producteurs indépendants n’avaient aucun incitatif à coordonner leurs interuptions d’entretien pour ne pas qu’elles se fassent en même temps. Les producteurs avaient plutôt un incitatif à faire leurs interuptions d’entretien en même temps,  puisque cela créait des hausses de prix drastiques et leur permettait d’empocher des profits élevés.

Comme les distributeurs avaient de la difficulté à joindre les deux bouts, ils ont eu de la difficulté à payer les producteurs. Certains d’entre eux ont donc arrêté de produire, ce qui a encore contribué à exacerber la pénurie et à faire monter le prix. En Janvier 2001, l’état d’urgence a été décrété par le gouverneur Davis.

Alors, s’agissait-il réellement d’un échec du libre-marché? Demandons-nous tout d’abord s’il s’agissait réellement d’un libre-marché. La plupart des observateurs s’entendent pour dire que la dérèglementation partielle (plutôt que complète) est à l’origine de la crise. Cette crise aurait pu être évité:

1) Si les distributeurs avaient pu demander le prix du marché à leurs consommateurs. Ça aurait limité la demande durant les périodes de pointe et donné du répit au prix. Ça aurait aussi permis aux distributeurs de maintenir leur santé financière. Comme c’est toujours le cas, les prix plafonds créent des pénuries…

2) Si l’on avait permis aux distributeurs de s’entendre avec les producteurs sur des contrats à long terme à un prix et pour une quantité prédéterminés. En effet, le marché californien de l’électricité était devenu un « one day ahead market » ne permettant pas de contrats long terme. Cela aurait pu stabiliser le marché et ça aurait permis aux distributeurs de réduire leur risque d’opération tout en permettant aux consommateurs de bénéficier d’une certaine stabilité des prix. D’ailleurs, la construction d’une centrale d’électricité peut prendre plusieurs années. Il est donc logique que des contrats d’approvisionnement de plusieurs années soient négociés entre les producteurs et les distributeurs. C’est de cette façon que les choses fonctionnent aujourd’hui dans les marchés dérèglementés.

3) Si la FERC et les autorités de règlementation de Californie (California Energy Commission) avaient remplis leur mandat de supervision pour s’assurer que le marché ne soit pas manipulé. L’autre facteur ayant contribué à la crise est la contrainte environnementale imposée par l’État de la Californie aux producteurs, celle-ci ayant aussi contribué à la pénurie. Vers 1995, la FERC avait refusé 1,400 mégawatts de nouvelle capacité (renouvellable et cogénération) sous la pression du lobby des utilities, parce que ces centrales auraient compétitionné avec les leurs. La FERC avait alors justifié sa décision en se basant sur des prévisions de demande beaucoup trop basses provenant de la California Energy Commission.

4) Si le Independent System Opérator (ISO), qui est en charge du réseau, avait pu coordonner les interuptions pour entretien de façon à ce qu’elles ne se produisent pas en même temps.

*(Voir par exemple François Rebello, « Le faux privé », Commerce, novembre 2007, p. 18),

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