A. L'origine des problèmes : la restructuration initiale

La restructuration qui a accomné la libéralisation de l'industrie électrique britannique a associé privatisation et séparation structurelle totale (Joskow, 1996) des différents segments de l'industrie. En juillet 1989, l'EIectricity Act instaurait la séparation du monopole public verticalement intégré CEGB en 4 entreprises distinctes : trois entreprises de production (National power, Power-Gen et Nuclear Electric) et une unique comnie de transport - National Grid Company (NGC) - en situation de monopole naturel.
Depuis la restructuration initiale, des changements structurels sont intervenus, plus ou moins soutenus ou encouragés par l'intervention des autorités publiques au travers de mesures incitatives fiscales, financières ou commerciales. Ces changements se manifestent par un accroissement du nombre de producteurs , des mouvements de réintégration verticale, le démembrement des producteurs dominants et donc une diminution significative du niveau de concentration.
Le marché est rapidement apparu comme contesle, ce qui n'est pas A  l'édence une condition suffisante pour assurer une concurrence efficace sur le Pool. Ainsi, les nouvelles entrées ont été jugées non seulement excessives, mais surtout inadaptées pour résoudre les problèmes de pouvoir de marché. La menace d'entrée n'a jamais constitué une contrainte sur le niveau des prix qui, compte tenu de la règle d'enchère, est déterminé la plupart du temps par l'un des trois opérateurs dominants, alors que les nouveaux entrants sont d'emblée désavantagés. Ce désavantage n'est pas seulement dû A  la règle d'enchère mais aussi aux conditions d'entrée sur le marché de ces nouveaux opérateurs. Avec une enchère scellée multi-unités A  prix uniforme, la capacité de déterminer le prix marginal - le system marginal price (SMP) (le prix de la dernière unité retenue sur le merit order pour satisfaire le niveau de la demande) - peul AStre considérée comme un indicateur du pouvoir de marché des producteurs. En adoptant ce critère, on peut montrer qu'alors que les producteurs dominants s'affirmaient durablement comme price makers, les nouveaux entrants de mASme que les opérateurs nucléaires se confortaient dans leur position de price taker10.
Cela tient essentiellement A  la répartition des parts de marché en volume des capacités de production mais aussi A  la diversification du parc de production pour une mASme comnie qui permet aux producteurs d'arbitrer ou de moduler leurs offres de prix sur le Pool. Ainsi, plutôt que de dissuader l'entrée des Inde-pendent Power Producers en fixant des prix trop faibles. National Power et PowerGen ont préféré diversifier leurs parcs de production et tirer les bénéfices de cette diversification sur le marché.
Parmi l'ensemble des facteurs structurels identifiés comme des sources d'inefficacité, l'accent est mis sur deux d'entre eux : le nombre de producteurs et l'hétérogénéité dans la composition des parcs de production, deux facteurs qui peuvent faire l'objet d'interventions directes des autorités publiques pour limiter leurs effets.

B. Le nombre optimal de producteurs

Une des questions fondamentales concernant les restructurations dans le contexte de la libéralisation des industries de réseaux consiste A  déterminer dans quelle mesure un plus grand nombre de petits producteurs peut permettre d'améliorer l'efficacité de la concurrence.
Traditionnellement, on considère que l'une des faA§ons les plus satisfaisantes d'obtenir une concurrence effective consiste, lors de la restructuration initiale, A  répartir les capacités de production de l'opérateur historique entre un nombre suffisant de producteurs, de telle sorte qu'aucun de ces producteurs ne puisse avoir d'influence sur les prix, c'est A  dire exploiter son pouvoir de marche, si tant est qu'il en ait un". Cette option n'a pas été retenue dans le cas britannique.
Alors que la décision de libéraliser l'industrie électrique faisait l'objet d'un (relatif) consensus, le choix de la restructuration qui s'est effectuée dans des conditions relativement confuses12 créant un duopole de fait, a été largement critiqué.
Il a fallu attendre 1996 pour que le régulateur se décide A  intervenir pour résoudre cette situation en imposant A  National Power et PowerGen la vente de respectivement 4GW (sur un total de 26GW) puis 2GW (sur un total de 20GW) qui ont été cédés A  Eastern Group. Une deuxième vague de cessions d'installations de National Power et PowerGen (4GW) "négociée" avec le régulateur a eu lieu en 1998 puis en 1999 National Power et PowerGen ont volontairement pris la décision de vendre une partie de leurs centrales de production en contrepartie de l'obtention d'une autorisation de rachat d'un distributeur.
Plusieurs modèles de simulation ont cherché A  déterminer quel aurait été le nombre optimal de producteurs dans le cas britannique. Ce nombre varie selon les modèles entre 5 et I013. Il n'est pas vraiment significatif en soi, tant il dépend du type de modèle considéré, des hypothèses faites sur les fonctions de production et de demande ou encore de la prise en compte ou non de facteurs qui peuvent influer sur le niveau des prix (interactions avec le marché des contrats, prise en compte des menaces d'entrées). Toutefois, ces modèles suggèrent tous que la solution choisie par le gouvernement britannique n'est pas la bonne et que la concurrence aurait été plus efficace, si seulement les capacités de production de l'opérateur historique avaient été réparties, non seulement entre un plus grand nombre de producteurs, mais aussi de faA§on symétrique ou homogène entre les producteurs.
En effet, la seule augmentation du nombre de producteurs sur le marché ne suffit pas A  réduire le pouvoir de marché des producteurs dominants, ni surtout A  les empAScher d'en abuser. On distingue traditionnellement trois types de pouvoirs de marché : horizontal, vertical et spatial (Skytte, 1999). Si le nombre de producteurs en concurrence influence directement le pouvoir de marché horizontal, d'autres considérations doivent AStre prises en compte pour appréhender les pouvoirs de marché verticaux et spatiaux. Celles-ci concernent autant le niveau de ré-intégration verticale, la taille respective des opérateurs les uns par rapport aux autres que le positionnement des centrales de production sur le réseau ou encore les caractéristiques opérationnelles du portefeuille de production. Ces facteurs contribuent A  déterminer, en dehors du niveau de concentration, les possibilités de contrôle du marché par certains opérateurs, c'est A  dire leur capacité de fixation du prix sur le Pool (le SMP) notamment en période de pointe leur permettant d'en tirer de substantiels bénéfices.

C. L'hétérogénéité des producteurs

Ainsi, les producteurs qui possèdent un parc de production diversifié15 et une taille importante par rapport aux autres producteurs (en nombre de centrales) sont en mesure d'exercer un contrôle effectif sur le marché tel que nous l'avons défini. La stratégie d'enchère sur le Pool dépend précisément de la composition du parc de production. Nous verrons dans la deuxième partie que les producteurs disposant d'un parc de production diversifié sont en mesure d'adopter une stratégie-prix, consistant A  proposer des prix délibérément supérieurs aux coûts marginaux16. La stratégie d'enchère des producteurs sur le Pool ne dépend pas de la seule composition du parc de production mais aussi des conditions offertes aux nouveaux entrants destinées A  l'origine A  minimiser les risques.
Conscient de la situation délicate crée par le duopole de National Power et PowerGen, le gouvernement a mis en place un certain nombre de mesures correspondant A  des considérations politiques de soutien aux industries du gaz et du charbon ainsi qu'A  la filière nucléaire. Celles-ci ont largement contribué A  l'entrée des Independent Power Producers. Ainsi, le gouvernement a encouragé la signature de différents types de contrats qui participaient tous, d'une faA§on ou d'une autre, A  siliser les " relations " entre les différents intervenants, dans un contexte de transition extrASmement incertain pour les industries électrique, ga-zière, charbonnière, tour A  tour ctimes ou bénéficiaires des réformes concurrentielles entreprises dans les industries de réseau.
Ces contrats concernent A  la fois des contrats financiers d'assurance contre la volatilité des prix du Pool entre les producteurs et les RECs (Contract for Différence, CfDs) , les contrats de long terme d'achat de gaz ou de charbon de type TOP ou Power Purchase Agreement (PPA) entre IPPs et RKCs ou encore des contrats de financement (type financement de projet avec garantie institutionnelles) fournissant des conditions particulièrement favorables A  l'imtation des IPPs. Les nouveaux entrants ont ainsi eu la possibilité de s'imter, d'acheter du combustible A  des conditions avantageuses et de trouver des moyens de financement attractifs, tout en prenant des risques relativement faibles. Par ailleurs, la filière nucléaire nationale et la filière des énergies renouvelables ont bénéficié de subventions substantielles provenants des taxes portant sur les combustibles fossiles (Fossil Fuel Levy) et des obligations d'achat d'électricité non fossile (Non Fossil Fuel Obligation, NFFO1'') qui ont été maintenues jusqu'en 1998, ce qui coïncide avec la fin du monopole des RECs sur les clients domestiques.
Les différents dispositifs contractuels mis en œuvre ont donc facilité rentrée des IPPs, en permettant une réduction substantielle des risques traditionnellement élevés dans ce secteur ; ils ont assuré les conditions de la contes-ilité du marché. Mais ces conditions particulières ont aussi instauré une situation dans laquelle ces nouveaux entrants ne pouvaient que se comporter en price takers sur le Pool alors que les producteurs dominants conservaient leurs positions de price makers renforA§ant ainsi l'asymétrie et les pouvoirs de marché des producteurs issus de la dé-intégration de l'opérateur historique.
Les installations nucléaires ne peuvent pas AStre arrAStées sauf en cas d'incident ou de travaux de maintenance qui sont en général prévus A  l'avance. La contrepartie du peu de risque encouru par les IPPs lors de leur entrée en production tient au fait qu'ils sont en amont et en aval du processus de production largement " couverts " par différents types de contrats et disposent finalement d'une marge de manœuvre relativement faible. Pour simplifier, on peut dire que l'objectif principal des IPPs est de vendre et celui des installations nucléaires de ne pas arrASter leur production (ce qui reent au mASme), quel que soit le prix proposé sur le Pool. En conséquence, les centrales nucléaires britanniques et les IPPs sont considérées comme des must-run stations et proposent des prix très faibles ou proches de zéro pour s'assurer d'AStre retenues sur le merit-order et donc de produire en continu. Elles ne cherchent pas forcément A  fixer le prix de marché au risque de ne pas AStre appelées A  produire. Pendant les périodes de pointe, les producteurs les plus gros savent qu'une part significative de leurs capacités sera nécessaire pour satisfaire le niveau de la demande, quel que soit le prix proposé. Wolak et Patrick (1997) montrent que les producteurs adoptent alors des stratégies de capacité qui consistent A  réduire les capacités disponibles créant ainsi volontairement des tensions sur le réseau. Le gestionnaire du réseau de transport en charge de l'équilibrage des flux, est obligé de faire appel A  des centrales qui avaient été mises en réserve ou bien qui n'avaient pas été retenues sur le merit order dans un premier temps pour satisfaire le niveau de la demande. En conséquence, les centrales thermiques de National Power, PowerGen et d'Eastern fournissent dans la plupart des cas les capacités marginales et sont donc en position de serr la demande résiduelle et de déterminer le prix de marché.