Gowrisankaran, Langer et Reguant ont publié un excellent article, Energy Transitions in Regulated Markets, dans le dernier numéro de l'American Economic Review, l'une des revues phare de la profession. Sa conclusion centrale : la réglementation conçue pour empêcher les services publics d'électricité de construire des centrales inutiles peut finir par les inciter à conserver des centrales obsolètes.

Quelques éléments de contexte. Les services publics d'électricité ont été réglementés selon la théorie voulant qu'ils constituent des monopoles naturels et que la société aurait intérêt à faire baisser leurs prix. Mais qu'est-ce qu'un prix raisonnable ? C'est difficile à dire ; les entreprises réglementées ont donc été autorisées à récupérer leurs coûts d'exploitation plus une rémunération équitable de leur « rate base » — leur stock de capital. Cet arrangement a du sens, mais dès lors que les bénéfices dépendaient de la taille du stock de capital, les entreprises étaient incitées à trop construire — le classique effet Averch–Johnson, exposé pour la première fois par Harvey Averch et Leland Johnson dans un article de 1962 paru dans cette même revue. Les régulateurs ont réagi par des exigences de « prudence » et par la règle selon laquelle le capital doit être « utilisé et utile ». Dans un monde stable, cette règle constitue un garde-fou — certes imparfait — contre la pratique dite du « gold-plating ».

Considérons maintenant ce qui se passe en période de changement technologique, par exemple une baisse rapide du coût de production d'électricité à partir du gaz naturel, portée par la fracturation hydraulique et les progrès de la technologie des cycles combinés gaz naturel (CCGN). Il ne s'agit pas d'un scénario hypothétique : le boom des schistes de la fin des années 2000 et des années 2010 a fait fortement chuter les prix du gaz naturel américain, et le CCGN est devenu l'un des moyens les moins coûteux de construire de nouvelles capacités de production dans une grande partie du pays. Sur un marché libre, des baisses de coûts importantes amèneraient les entreprises à abandonner le charbon au profit du gaz naturel — certaines pour réaliser des bénéfices, d'autres pour éviter des pertes. En bref, les forces du marché poussent à l'abandon des investissements irrécupérables lorsqu'ils ne sont plus rentables.

Sous réglementation, cependant, une autre possibilité existe. Une entreprise peut affirmer au régulateur que ses centrales restent viables. Les affirmations ne coûtent rien, et l'entreprise continue donc de brûler du charbon pour prouver que la centrale demeure utile. Si maintenir en exploitation la centrale est préférable à l'abandonner, et qu'il importe de signaler la valeur que conserve encore la centrale à charbon, il peut même valoir la peine de brûler du charbon lorsque son coût dépasse le prix de l'électricité. Les auteurs disposent de données qui portent précisément sur ce point.

La figure 3 de l'article demande un peu d'effort pour être comprise, mais la tendance est claire. Chaque point représente un État. Dans le panneau A, l'axe vertical indique à quel point une centrale à charbon est moins susceptible de fonctionner lorsque le coût du charbon dépasse le prix de l'électricité. Un coefficient fortement négatif constitue la réponse économiquement rationnelle : lorsque brûler du charbon coûte plus cher que d'acheter de l'électricité, la centrale devrait en brûler moins.

Les points rouges représentent les États restructurés et les points verts les États réglementés. Dans les États restructurés, la combustion de charbon diminue lorsque les prix baissent, conformément aux attentes. Dans les États réglementés, elle réagit beaucoup moins — les points rouges se situent généralement en dessous des points verts. De fait, les six États ayant connu les plus fortes réductions de l'exploitation du charbon sont tous des États restructurés.

Une objection à cette analyse pourrait être que les services publics d'électricité sont en général simplement lents à réagir aux prix. Pour y répondre, les auteurs portent sur l'axe horizontal la mesure dans laquelle les entreprises réagissent à un prix plus élevé du gaz. Ces coefficients sont tous négatifs et il n'existe pas de différence manifeste entre États réglementés et restructurés. Dans les deux types d'États, les entreprises réagissent bien au prix du gaz, mais seules celles des États restructurés réagissent fortement au prix du charbon. Pourquoi le charbon et non le gaz ? Parce que la norme « utilisé et utile » s'applique au capital dont l'utilité est mise en doute — ce qui, une fois le gaz devenu bon marché, désignait le charbon. Autrement dit, les entreprises doivent défendre le charbon auprès des régulateurs, pas le gaz.

Le panneau B, à droite, présente les mêmes données sous un angle légèrement différent. L'axe vertical indique à nouveau à quel point une centrale à charbon est moins susceptible de fonctionner lorsque son coût dépasse le prix de l'électricité. L'axe horizontal représente la part de la production détenue par les services publics d'électricité. Les États réglementés ont tendance à être verticalement intégrés, tandis que les États restructurés ont ouvert la production d'électricité à la concurrence ; la détention d'actifs par les entreprises et le statut réglementaire sont donc étroitement corrélés. Les États réglementés affichent généralement un taux de détention par les entreprises supérieur à 60 %, tandis que tous les États restructurés, à une exception près, se situent en dessous de 30 %. La droite d'ajustement est croissante : autrement dit, plus les entreprises d'un État détiennent de capacités de production, moins le dispatching du charbon réagit au prix — un autre éclairage sur la même histoire.

Telle est la preuve empirique directe. Les auteurs construisent ensuite un modèle structurel plus ambitieux. En théorie, la réglementation pourrait entraîner un investissement soit trop important, soit trop faible dans la nouvelle technologie ; leurs estimations indiquent qu'il est trop important. Beaucoup, beaucoup trop. Non seulement les entreprises réglementées conservent trop de charbon, mais elles construisent aussi trop de capacités gazières. En somme, elles accumulent à la fois trop d'ancien capital et trop de nouveau capital — l'effet Averch–Johnson dopé aux stéroïdes.

L'étude se situe dans le contexte de l'ère de la fracturation hydraulique, mais les enjeux sont actuels. Le charbon fournissait encore environ la moitié de l'électricité américaine en 2008 ; en 2024, les statistiques fédérales situent sa part en dessous d'un cinquième, et les conditions de retrait des centrales restantes font toujours l'objet de contestations dans les procédures réglementaires des États réglementés. Les mêmes incitations liées à la base tarifaire régissent désormais la prochaine vague de capital — renouvelables, stockage et modernisation des réseaux — et plusieurs États, dont le Colorado et le Nouveau-Mexique, ont adopté des lois de titrisation permettant aux entreprises de refinancer les centrales à charbon en voie de retrait par des obligations à moindre coût, une politique qui vise précisément le problème de capital immobilisé que les auteurs documentent.

La conclusion, c'est que la réglementation en conditions dynamiques est bien plus difficile qu'en conditions statiques. De l'avis de l'auteur de Marginal Revolution, le jeu n'en vaut peut-être même pas la chandelle.

Source : Marginal Revolution