Le marché de l’électricité est-il un bon outil pour la transition énergétique ?

Depuis une quinzaine d’années, une politique de transition énergétique est menée en France et en Europe. Cette transition est concomitante à l’établissement d’un modèle de gestion par le marché du secteur électrique. Les Européens ont ainsi fait le pari osé d’arriver à coordonner des acteurs décentralisés (production d’énergie renouvelable) à l’aide d’une bourse, à l’instar d’autres commodités énergétiques (gaz, pétrole). Ajouter aux contraintes physiques de l’équilibrage du réseau électrique et à la modification du mix électrique, les contraintes imposées par la théorie des marchés de concurrence pure et parfaite, au bénéfice de plus d’efficacité, semblent plus relever d’une volonté dogmatique que pratique, vu la complexité de l’articulation des différents marchés et la volatilité croissante des prix.

À l’époque où la gestion par le marché – compris comme la libéralisation et comme la bourse (la place de marché) – était vue comme une innovation, l’argument principal était l’efficacité. C’est ce qu’on retrouve pour la dette d’État, « la dette qui est présentée aujourd’hui comme une menace […] est à ce moment précis de l’histoire le fruit d’une tactique souveraine, l’État prenant parti pour le marché en invoquant la vertu disciplinaire des taux d’intérêts censés conduire au respect des équilibres budgétaires fondamentaux. »[1] ou pour le secteur de l’énergie « quant à la libéralisation, elle devait conduire à des marchés produisant les signaux nécessaires aux investisseurs, permettant d’assurer la sécurité de l’offre de la manière la plus efficiente possible, […] »[2]. Aujourd’hui, c’est la question écologique qui imprègne tous les pans de la société. Une des priorités est de mener une transition énergétique afin de réduire drastiquement les émissions carbones et autres gaz à effet de serre. Au regard de cet enjeu majeur, le marché est-il l’outil le plus adapté ?  

Il faut donc apprécier le marché de l’électricité pas uniquement comme un outil d’optimisation mais aussi et surtout comme un outil de transition. La question sera abordée par le prisme des coûts de production. Bien que cette approche soit classique, elle reste néanmoins pertinente pour démontrer certaines incohérences de l’argumentaire des partisans d’un “tout marché”.

Le marché de gros et la théorie économique

Avant de tenter de répondre à la question posée, il convient de faire un rappel du fonctionnement des marchés de gros. De manière simplifiée, sur le marché de gros, des producteurs d’électricité vendent leur production à des fournisseurs, qui la revendront sur le marché de détail à leurs clients résidentiels ou industriels. Ces transactions sur le marché de gros peuvent se faire à terme, c’est-à-dire de l’année n-6 à j-2 avant l’échéance temps réel, ou sur le marché au comptant ou spot de j-2 à h-2.

La théorie économique considère que sur le marché spot les producteurs déposent des offres au moins supérieures à leurs coûts variables, c’est-à-dire les coûts dépendants de l’activité de la centrale de production (coût du combustible notamment), afin de couvrir au minimum leurs coûts de fonctionnement[3]. C’est la marge entre le prix de vente et les coûts variables qui permettrait de perdre moins d’argent en produisant qu’en ne produisant pas, voire d’être rentable si la marge couvre les coûts fixes.

Le prix de vente est un prix uniforme pour tous et égal, en théorie, au prix de l’offre de la dernière centrale appelée à produire, ou autrement dit, le prix de la dernière centrale retenue pour satisfaire la demande en électricité. Les centrales de production seraient donc rangées dans l’ordre de mérite suivant : par ordre croissant des coûts variables des centrales (la première centrale appelée serait donc la centrale dont les coûts variables sont les plus faibles et la dernière celle dont les coûts variables sont les plus élevés).

Figure 1 : Formation des prix sur un marché spot, selon la théorie économique, par ordre croissant des coûts variables.

Ce modèle de marché (théorique), censé permettre une quantité optimale d’électricité « produite à moindre coût et consommée à la plus haute valeur »[4], considère un marché dont la structure de coût des centrales de production est relativement homogène. En fait, au moment où cette théorie s’est développée au début des années 80 aux États-Unis, cette gestion par la bourse de l’électricité concernait un parc de production uniquement composé d’unités de production conventionnelles (gaz, charbon, pétrole) dont la part des coûts de production variables est importante au vu du prix du combustible[5].

Enfin, cette théorie d’un fonctionnement de marché par les coûts variables se veut optimale puisqu’elle permettrait une juste allocation des moyens pour répondre à la demande. Les technologies les plus efficaces – c’est-à-dire avec un meilleur rendement – auraient les coûts variables les plus faibles et donc seraient rangées en premier dans le merit order de la bourse. Cela pousserait les centrales les moins efficaces vers la droite dans l’ordre de mérite, les obligeant à produire marginalement. Par conséquent les systèmes les plus efficaces élimineraient petit à petit les systèmes les moins efficaces. L’innovation serait le moteur.

De nouveaux acteurs

Cependant, au tournant des années 2000, de nouvelles sources de production d’énergie dite renouvelable ont été fortement développées. En ce qui concerne la production électrique, les éoliennes et les panneaux solaires photovoltaïques sont les deux principales technologies industrialisées[6]. Leur arrivée va bouleverser le fonctionnement optimal du marché avancé par la théorie économique.

Ces nouvelles centrales électriques utilisent des sources d’énergie gratuites pour fonctionner : le vent et le soleil. Elles ne présentent donc pas de coûts variables mais seulement des coûts fixes.

Coûts marginaux de production des différentes filières
Figure 2[7] : Coûts variables par technologie de production.

Ainsi, la transition énergétique est aussi une transition dans la structure de coût : le parc de production qui cherche à être développé n’intègre plus de coûts variables, seulement des coûts fixes[8]. Cette nouvelle structure de coût introduit de fait un vrai déséquilibre dans le fonctionnement théorique du marché qui n’a pas modélisé ce type de production.    

Un marché déséquilibré

Finalement, sur le marché spot chaque producteur peut déposer une offre comprenant un prix pour un volume d’électricité donné où toutes les centrales de production sont mises en concurrence. Cependant, bien qu’elles soient toutes concurrentes, les centrales de production ne sont pas toutes sur un pied d’égalité : les centrales d’énergie renouvelable ont l’avantage compétitif de n’avoir que des coûts fixes à couvrir. Ainsi sont mises en concurrence sur une même bourse des installations qui ne peuvent pas proposer des prix similaires ni en ordre de grandeur ni en structure de coûts. 

Par ailleurs, les centrales d’énergie renouvelable ont, en plus de ne pas avoir de coûts variables, une assurance de vendre leur électricité hors marché puisqu’elles sont éligibles à des tarifs de rachat garantis de leur électricité – contrats long termes (15-20 ans)[9] de rachat à prix fixe de l’électricité fondés sur les coûts de production du type de centrale subventionnée  – ou depuis 2017 à des compléments de rémunération – subvention sur une période donnée qui permet de compléter le prix de vente sur les marchés lorsqu’il est inférieur au prix de rentabilité que la centrale renouvelable établit au préalable.

Cela dresse le portrait d’un marché déséquilibré. Le renouvelable tire les prix vers le bas alors même qu’il est sûr de toucher une rémunération hors marché. Les centrales à combustible fossile deviennent donc non concurrentielles car elles proposent des prix trop élevés pour subsister. Elles sont donc appelées à produire marginalement, seulement quand la fixation des prix du marché (le clearing ou aussi appelé fixing) est supérieure ou égale au prix de leur offre, ce qui représente peu d’heures sur l’année pour être rentable[10].

Les énergies renouvelables, une production intermittente

Bien que le marché évince les productions dites conventionnelles (centrales à combustible fossile) au profit des sources renouvelables, le réseau électrique a encore besoin de ces sources carbonées en complément des énergies renouvelables intermittentes[11]. Le déploiement des capacités EnR (Énergies Renouvelables) doit ainsi se faire avec celui de capacités de flexibilité (batteries, power-to-gaz…) – afin d’assurer l’approvisionnement en électricité même lorsqu’il n’y a ni vent ni soleil – mais aussi avec des capacités de pointe (centrales à gaz, barrages hydrauliques…) – c’est-à-dire des capacités qui permettent de couvrir la demande lors de pics de consommation extrêmes. Les centrales à combustible fossile sont donc, pour le moment, encore essentielles en France – notamment lors des pics de consommation en hiver dus au chauffage électrique en soirée – mais devraient disparaître dans un avenir proche au profit de solutions de stockage et d’effacement (ou des importations, ce qui peut poser problème en fonction du mix des pays voisins). Des mécanismes d’aide ont donc été mis en place pour ces centrales déficitaires du marché spot. En France, en 2017, le mécanisme de capacité (un marché d’assurances) est né en partie pour venir en aide à ces centrales conventionnelles[12]. Les défaillances de marché sont ainsi compensées par la création d’autres marchés.

Quel est l’intérêt de la bourse de marché pour le développement des énergies renouvelables ?

Selon la théorie économique, le fonctionnement du marché avantagerait donc la production issue de sources renouvelables, mais la réalité économique fait que les centrales d’énergie renouvelable n’auraient pas pu être développées sans le soutien de l’État français – et des États en général – au travers des mécanismes cités précédemment. La volatilité des prix du marché spot ne donne pas assez de visibilité pour les investissements nécessaires au développement d’un parc de production d’énergie renouvelable très capitalistique[13]. Encore aujourd’hui, bien que les prix de rachat aient chuté (les coûts de production ont baissé), il n’y a pas d’investissement dans de nouvelles centrales renouvelables sans subventions, en France et en Europe.

Ainsi, cette volonté politique de soutenir la filière renouvelable ne se fait pas au travers des mécanismes de marché. La bourse n’oriente pas les investissements vers le renouvelable. Cependant la libéralisation du secteur aurait été moteur de l’innovation comme le rappelle Dominique Finon[14], mais toujours au travers des subventions : « Les réformes de libéralisation ont certes facilité l’introduction d’innovations en techniques décentralisées et en énergies renouvelables. Mais c’est surtout parce que la libéralisation a contribué à limiter de façon significative le pouvoir de blocage des entreprises électriques en place contre les politiques de subventions à la production (tarifs d’achat) de ces technologies. »

Quel est donc l’intérêt de la bourse dans cette politique de transition ?

En France, la rupture avec le monopole d’EDF a conduit à accorder une importance disproportionnée à l’arrivée de nouveaux acteurs dans l’espoir de faire baisser les prix au bénéfice du consommateur[15]. Les raisonnements détaillés ci-dessus ont montré que le renouvelable n’est pas dépendant du marché spot et que les centrales conventionnelles ne peuvent pas se développer dans un marché concurrentiel avec le renouvelable subventionné. En fait, la libéralisation du secteur ne pouvait permettre qu’aux centrales à combustible fossile d’intégrer le marché alors même que c’est ce type de production que les politiques publiques cherchent à faire disparaître. Le renouvelable quant à lui aurait très bien pu se développer hors marché.

Le marché, une apogée à contretemps

Pour une production électrique majoritairement faite à partir de charbon comme l’était le Royaume-Uni dans les années 80, l’objectif de la gestion du secteur électrique par le marché était de faire entrer dans leur parc de production des centrales à gaz[16]. Ainsi en Europe certains pays étaient plus préparés que d’autres à passer au marché.

La gestion par le marché a commencé à s’opérer en France au début du XXIe siècle, sous la pression de la Commission européenne qui est encore aujourd’hui en combat avec l’État français pour établir une concurrence à tout prix dans le secteur (les barrages hydroélectriques[17]). Mais en France, au début du siècle, quel était donc l’intérêt d’utiliser des mécanismes de marché si le but recherché est d’opérer une transition énergétique vers des sources de production renouvelables ?

En 2000, la production électrique française était à plus de 75% composée de nucléaire[18], énergie d’État très peu carbonée (6 gCO2/kWh)[19] dont les centrales étaient déjà bien amorties. Cela rendait le coût de production du parc assez faible et donc ce qui faisait qu’en France les usagers avaient une des factures électriques les plus faibles d’Europe[20].

Cependant aujourd’hui le coût global du nucléaire est à reconsidérer puisque bien que les centrales soient amorties elles arrivent au bout de leur durée de fonctionnement. Ainsi les coûts de démantèlement doivent être pris en compte dans le coût global du nucléaire, ce qui soulève de vifs échanges entre la Commission de régulation de l’énergie (CRE), la Cour des comptes et EDF sur le calcul de ces nouveaux coûts[21].

C’est probablement au niveau législatif que se trouve l’explication de cette incohérence entre marché et transition. L’inertie pour traduire dans le cadre légal européen, puis dans le cadre légal des pays membres, la gestion par le marché apparue dans les années 90 y est probablement pour quelque chose. Cela fait plus de vingt ans que le marché et la concurrence à tout prix ont été choisis comme pierre angulaire de la construction européenne[22], mais leur mise en place dans chaque pays membre s’est opérée au même moment où les questions d’écologie sont arrivées sur le devant de la scène[23]. Ainsi l’outil marché qui s’établit depuis quelques années est en fait un outil choisi à une époque où ces questions environnementales n’étaient pas prépondérantes. Le changement de cap pour une gestion adaptée aux nouveaux enjeux écologiques risque donc de prendre du temps au vu de l’aboutissement récent de la gestion par les marchés.

Quel outil pour une production intégrant le renouvelable : signal prix du marché versus couverture des coûts complets de production ?

Le système électrique, avant sa libéralisation totale, permettait à tous les producteurs d’être rentables puisque le tarif de l’électricité que les consommateurs finaux payaient en France se fondait sur les coûts complets de production de l’ensemble du parc de production installé[24] – c’est-à-dire le coût qui prend en compte les coûts fixes et les coûts variables. Au passage il faut rappeler que le monopole ne s’appliquait pas à la production : n’importe qui pouvait rentrer sur le marché de la production à condition de vendre son électricité à EDF[25]. Un parc de production composé de nucléaire et d’hydraulique – dont les coûts sont assez faibles en France – et d’un peu de thermique permettait avec ce mécanisme de gestion d’avoir un coût complet global assez faible, et donc un prix de détail assez faible[26].

Contrairement à la visibilité qu’offrait une telle gestion monopolistique de planification, le prix unique du marché spot est assez volatil[27]. La théorie économique soutient que le marché spot s’organise selon un ordre de mérite lié aux coûts de production. Pour le type de coût de production considéré par la théorie économique, le marché spot ne devrait afficher qu’un nombre fini de valeurs si chaque mode de production est en concurrence : le coût de production des dernières centrales appelées à toute heure de la journée (cf. le début de l’article « Le marché de gros et la théorie économique »). Or il affiche des prix qui peuvent prendre toutes les valeurs, même négatives. De plus, quel coût de production considère la théorie économique pour expliquer les prix du marché spot ? Des coûts marginaux de court terme (ces coûts tendent vers les coûts variables) ou des coûts marginaux de long terme (ces coûts tendent vers les coûts complets) ? Comment caractériser le court et long terme ? Il est quasi impossible pour quiconque d’associer à un prix spot le coût de production d’une centrale marginale, quand bien même on saurait quel est le coût de production à considérer. Le marché spot pourrait bien, en réalité, fonctionner comme un marcher financier, décorrélé de la réalité.

Il est vrai cependant que les variations de prix sur le marché spot peuvent être expliquées, voire anticipées, par les variations du cours du gaz ou les conditions météorologiques de certaines zones géographiques. La valeur exacte du prix spot reste néanmoins presque impossible à prévoir. Ainsi, peut-on assurer que le marché spot permet, grâce aux jeux de concurrence entre acteurs, de faire diminuer la facture du consommateur ? Cela reste à prouver. Les Tarifs Réglementés de Vente (TRV) d’EDF – prix de référence pour tous les fournisseurs – ont augmenté depuis la libéralisation du secteur en France achevée en 2009[28] (Cf. figure 3). Les marchés de gros – très volatils – n’impliquent donc aucune baisse de la facture électrique.  

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Figure 3[29] : Historique des tarifs réglementés de vente d’électricité hors taxes en euros constants 2020.

C’est par ailleurs grâce à ces fortes variations de prix sur les marchés de gros, que certains fournisseurs font le pari de pouvoir optimiser leur portefeuille en achetant de la production lorsque l’électricité est peu chère, et en la revendant lorsque l’électricité est plus chère. Cet exercice périlleux ne peut, en toute hypothèse, concerner qu’une faible part de l’énergie consommée car l’incertitude du marché spot pousse les fournisseurs à se couvrir majoritairement en amont, sur le marché à terme (où chaque producteur est rémunéré selon son offre et non selon un prix unique) ou par des contrats de gré à gré directement avec un producteur. Le marché spot est en réalité réduit à un rôle d’ajustement marginal pour les fournisseurs.

Mais, acheter l’électricité en avance sur les marché à terme implique de pouvoir prévoir le prix futur de l’électricité sur le marché spot. Comme le souligne Bernard Maris[30] « Si tout se savait sur tout (si la « transparence » existait) personne ne ferait de profit. Les profits n’existent particulièrement en bourse, que parce que l’on ne sait pas ce que font les autres : on anticipe ce qui n’est pas pareil. Si l’économie était une boule de cristal […] il n’y aurait jamais de nouveaux produits, de nouveaux brevets, tout le monde serait instantanément ce que tout le monde va faire, et personne ne ferait rien. »

Finalement, le marché de l’électricité est, sans surprise, affecté des mêmes défauts que le modèle du concours de beauté théorisé par Keynes. Le prix de l’électricité dépendra de la perception qu’ont les acheteurs et les offrants de cette commodité et non d’une valeur intrinsèque (coûts de production). Dans un sens, cette dite optimisation est la preuve que le fonctionnement de la bourse est déconnecté de la réalité des producteurs qui doivent couvrir leurs coûts complets.

Fonctionnement par le marché : le fonds de commerce des économistes orthodoxes

Il faut donc bien retenir que le développement des EnR n’est pas assuré par le marché et que la libéralisation n’a pas été suivie par une baisse des factures électriques. Ce n’est pas parce qu’on multiplie les acteurs privés que les prix baissent grâce à la concurrence. Le projet Hercule est finalement encore dans la continuité de cette logique imposée par les textes européens. L’intervention au Sénat le 13 janvier 2021 de la Ministre de la Transition écologique Barbara Pompili est représentative de l’absurdité de cet argumentaire pour la transition et en faveur du marché et des acteurs privés : « Ce Gouvernement refuse que la France et EDF soient relégués au second plan de cette bataille faute d’avoir su adapter notre régulation aux évolutions des marchés de l’énergie […] EDF doit être un champion mondial de la transition écologique et énergétique. »[31]

En fait, croire à une gestion efficace par le marché c’est remettre en question notre capacité de choix en commun. Pourtant la transition écologique oblige à repenser ensemble nos choix de société. Ce n’est pas un État régulateur qui encadre des acteurs privés animés par le profit qu’il nous faut mais bien un État acteur avec des entreprises publics de services publics au bénéfice d’usagers et non de clients.

Cette question du marché est aussi et surtout le combat entre les gestionnaires (comptables, etc.) et les économistes car si la gestion de l’électricité devient hors-marché – donc une gestion par les coûts de production organisée par des gestionnaires – l’économiste orthodoxe (économiste mathématicien) ne sert plus à rien.

Ainsi la destruction d’une gestion monopolistique de l’électricité au profit du marché permet à une ribambelle d’économistes orthodoxes et d’experts d’exister. Ils sont faits roi alors même qu’il a été prouvé depuis longtemps que le libéralisme n’a pas de fondement théorique[32]. Pour reprendre Keynes : «  Les économistes sont présentement au volant de notre société, alors qu’ils devraient être sur la banquette arrière ».

Notes :

[1] LEMOINE, B., L’ordre de la dette, La Découverte, 2016, p.16.

[2] AUDIGIER, P., « Bref historique de la libéralisation des marchés de l’énergie en Europe » , Mines Revue des Ingénieurs, mars-avril 2011.

[3] FINON, D., « Les marchés électriques : complexité et limites de la libéralisation des industries électriques », Encyclopédie de l’énergie, 2015.

[4] VASSILOPOULOS, P., « Les prix des marchés de gros de l’électricité donnent-ils les bons signaux et les bonnes incitations pour l’investissement en capacité de production électrique ? », thèse Université Paris-Dauphine, juillet 2007, p.30.

[5] AUVERLOT, D., BEEKER, É., HOSSIE, G., ORIOL, L., RIGARD-CERISON, A., BETTZÜGE, M. O., HELM, D., ROQUES, F., La crise du système électrique européen. Diagnostic et solutions, France Stratégie, janvier 2014, p.99.

[6] Les moyens thermiques utilisant la biomasse, le biogaz ou les biocarburants, qui ont pris une place sur le marché du transport, sont encore marginaux pour la production d’électricité.

[7] Source Rte – Ademe, en ligne sur : https://www.ecologie.gouv.fr/production-delectricite.

[8] AUVERLOT, D., BEEKER, É., HOSSIE, G., ORIOL, L., RIGARD-CERISON, A., BETTZÜGE, M. O., HELM, D., ROQUES, F., La crise du système électrique européen. Diagnostic et solutions, France Stratégie, janvier 2014, p.99.

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[9] Dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, Ministère de la Transition écologique, novembre 2020, en ligne sur : https://www.ecologie.gouv.fr/dispositifs-soutien-aux-energies-renouvelables.

[10] AUVERLOT, D., BEEKER, É., HOSSIE, G., ORIOL, L., RIGARD-CERISON, A., BETTZÜGE, M. O., HELM, D., ROQUES, F., La crise du système électrique européen. Diagnostic et solutions, France Stratégie, janvier 2014, p.85-87.

[11], [12], [13], [14], [15] FINON, D., « Les marchés électriques : complexité et limites de la libéralisation des industries électriques », Encyclopédie de l’énergie, 2015, en ligne sur : https://www.encyclopedie-energie.org/les-marches-electriques-complexite-et-limites/

[16] AUDIGIER, P., « Bref historique de la libéralisation des marchés de l’énergie en Europe » , Mines Revue des Ingénieurs, mars-avril 2011.

[17] WAKIM, N., « Ouvrir les barrages hydroélectriques à la concurrence ? Députés et syndicats s’y opposent », Le Monde, avril 2019, en ligne sur : https://www.lemonde.fr/economie/article/2019/04/11/barrages-le-gouvernement-embarrasse-par-le-dossier-de-l-ouverture-a-la-concurrence_5448698_3234.html.

[18] Bilan énergétique provisoire de la France en 2000, Direction Générale de l’Énergie et des Matières Premières – Observatoire de l’Énergie, avril 2001, p.8.

[19] Outil bilan carbone de l’ADEME, en ligne sur : https://www.bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?renouvelable.htm.

[20] CRUCIANI, M., Évolution des prix de l’électricité aux clients domestiques en Europe occidentale, Institut Français des Relation internationales – Connaissance des énergies, novembre 2011, p.34, en ligne sur : https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-pt-vue/evolution_des_prix_de_lelectricite_ifri.pdf

[21] WAKIM, N., MOUTERDE, P., « L’alerte de la Cour des comptes sur les coûts du démantèlement des centrales nucléaires », Le Monde, mars 2020, en ligne sur https://www.lemonde.fr/economie/article/2020/03/04/nucleaire-l-alerte-de-la-cour-des-comptes-sur-les-couts-du-demantelement_6031839_3234.html.

[22] WARLOUZET, L., « La politique de la concurrence en Europe : enjeux idéologiques », La vie des idées, 2014, en ligne sur : https://laviedesidees.fr/La-politique-de-la-concurrence-en.html

[23] AUVERLOT, D., BEEKER, É., HOSSIE, G., ORIOL, L., RIGARD-CERISON, A., BETTZÜGE, M. O., HELM, D., ROQUES, F., La crise du système électrique européen. Diagnostic et solutions, France Stratégie, janvier 2014, p.94.

[24] « Tarification de l’électricité », Connaissance des énergies, août 2017, en ligne sur : https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/tarification-de-l-electricite

[25] ANGELIER, J-P., « Electricité et gaz naturel: du monopole public à la concurrence réglementée. Une perspective historique », Université Pierre Mendes-France – UFR Economie, Stratégies, Entreprise, 2005, p.5, en ligne sur : https://halshs.archives-ouvertes.fr/halshs-00120737/document

[26] CRUCIANI, M., Évolution des prix de l’électricité aux clients domestiques en Europe occidentale, Institut Français des Relation internationales – Connaissance des énergies, novembre 2011, p.34, en ligne sur : https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-pt-vue/evolution_des_prix_de_lelectricite_ifri.pdf

[27] HUET, S., « Le marché et l’électricité, le dogme perd l’Europe », Le Monde, 4 septembre 2017, en ligne sur : https://www.lemonde.fr/blog/huet/2017/09/04/le-marche-et-lelectricite-le-dogme-perd-leurope/

[28] VANNIERE, J., « Libéralisation du secteur de l’électricité : la grande arnaque », Le vent se lève, 26 octobre 2019, en ligne sur : https://lvsl.fr/liberalisation-du-secteur-de-lelectricite-la-grande-arnaque/

[29] : Marché de détail de l’électricité, Site web de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), mis à jour 26.11.2019, en ligne sur : https://www.cre.fr/Electricite/marche-de-detail-de-l-electricite

[30] Maris, B., Lettre ouverte aux gourous de l’économie qui nous prennent pour des imbéciles, Albin Michel, 2003, p.75.

[31] DAOUI, L., « Projet Hercule : faire d’EDF « un champion mondial de la transition écologique et énergétique » », Affiches parisiennes, 15 janvier 2021, en ligne sur : https://www.affiches-parisiennes.com/projet-hercule-faire-d-edf-un-champion-mondial-de-la-transition-ecologique-et-energetique-11665.html

[32] Maris, B., Lettre ouverte aux gourous de l’économie qui nous prennent pour des imbéciles, Albin Michel, préface de l’édition de 2003, p.9.