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Chapitre 1 : Avantages et inconvénients du nouveau marché pour les économies d’énergie
utilisateurs au profit des compagnies ou des autorités d’une part et elle est en opposition avec
le concept de bien de « première nécessité » accessible à tous au moindre coût d’autre part.
La caractéristique principale du système pré-dérégulation réside dans la réglementation des
tarifs pour l’ensemble de la chaîne énergétique par les autorités nationales et/ou locales. Elle
peut alors prendre la forme soit d’un contrôle de la bonne application par la compagnie des
règles tarifaires (indexées sur l’évolution des différents coûts) édictées au préalable soit d’une
négociation du tarif au vu des coûts réels de la compagnie. Dans les deux cas, le dialogue
entre autorités et compagnies est crucial, le tarif de l’énergie étant également un outil
politique. Les compagnies peuvent donc se voir interdire l’augmentation des tarifs pourtant
justifiée par l’augmentation des coûts.
Lorsque des règles sont définies, l’objectif est de faire coïncider les intérêts de l’usager et de
la collectivité, par une politique de « vérité des prix » consistant à facturer à l’utilisateur au
prix de revient pour la collectivité. Les coûts de fourniture varient néanmoins en fonction du
moment mais aussi du lieu de la consommation. L’électricité est par exemple plus chère à
produire en hiver car on fait appel à des capacités « de pointe » rentabilisées sur de courtes
durées. Elle est aussi plus chère en basse tension car son acheminement utilise davantage
d’infrastructures et les pertes sont plus importantes. La tarification au coût moyen n’est donc
pas un signal optimal pour la maîtrise de la demande puisqu’elle ne reflète pas cette variabilité
[PERC89].
La tarification au coût marginal de court terme (CmCT) d’une fourniture est le surcoût
résultant d’une demande additionnelle à capacités inchangées. Le tarif comptabilise alors les
surcoûts engendrés par une demande supplémentaire. Ce surcoût croit cependant très
rapidement avec la demande si bien qu’il peut être plus rentable pour la collectivité d’investir
dans le renforcement de la chaîne énergétique. Le coût marginal de long terme (CmLT) est le
surcoût résultant d’une demande supplémentaire en supposant que la compagnie dispose du
délai suffisant pour augmenter la capacité de ses installations à la nouvelle situation. Il intègre
alors le coût des ouvrages destinés à satisfaire à moindre frais cette demande supplémentaire.
Suivant son niveau de complexité, la tarification au coût marginal peut traduire par un binôme
(reflétant puissance et consommation) de coefficients multiplicateurs qui varient en fonction
de la saison (hiver, été, intermédiaire) et du moment de la journée (heures pleines, creuses et
de pointe). Elle envoie donc un message fort à l’utilisateur en l’incitant à maîtriser sa
demande lorsque la fourniture est coûteuse, les prix de l’énergie augmentant alors aux
périodes et pour les utilisations (puissance appelée, volumes demandés) en question.
1.4.5. La limitation technique des réseaux
Les compagnies de distribution sont entre autres des investissements pour la maintenance et le
développement de leur réseau. La combinaison de cette fonction avec celle de fournisseur
peut constituer une incitation à la maîtrise de la demande d’énergie. En effet, une
augmentation non maîtrisée des consommations d’énergie peut être préjudiciable aux
utilisateurs d’une part et au fournisseur d’autre part car un réseau proche de la saturation
engendre une baisse de la qualité de la fourniture (chute de tension et de pression, coupure),
est davantage soumis aux pannes et génère des surcoûts d’exploitation. Investir dans le
renforcement des infrastructures existantes peut devenir capital à terme. L’investissement du
fournisseur dans une politique de maîtrise de la demande d’énergie est alors nettement plus
rationnelle car moins coûteuse pour lui et pour l’utilisateur qui verrait les coûts retranscrits
dans sa facture.
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