Microeconomix - Analyse économique appliquée au droit

Les objectifs de l'étude confiée par le RTE au cabinet Microeconomix sont d'une part de s'appuyer sur la littérature économique traitant de la régulation incitative pour apporter un éclairage nouveau sur TURP2, d'autre part de comparer la régulation du transport de l'électricité en France avec les pratiques dominantes observées dans cinq pays européens.

La revue de la littérature économique met en évidence que l’opposition classique entre la régulation cost of service et la régulation price cap masque un continuum d’instruments correspondant aux différents arbitrages possibles entre l’intensité des incitations à la réduction des coûts et le niveau de la rente laissée à l’entreprise régulée.

La régulation cost of service dont le principe est de rémunérer l'entreprise régulée sur la base de ses coûts observés ex post ne lui laisse aucune rente mais ne lui donne aucune incitation à réduire ses coûts et améliorer son efficacité. La régulation price cap dont le principe est de fixer ex ante la rémunération de l'entreprise régulée lui donne le maximum d'incitations à la réduction de ses coûts mais lui laisse l'intégralité des bénéfices, donc de la rente. Entre ces deux cas extrêmes, les profit sharing contracts permettent de réaliser tous les arbitrages intermédiaires entre incitations et rente. En théorie, un menu de contrats peut être construit permettant de sélectionner le contrat réalisant l'arbitrage optimal en fonction des caractéristiques de l'entreprise régulée (i.e. entreprise plus ou moins performante).

En pratique, la régulation est mise en place pour une durée finie et est périodiquement révisée. Dès que l’on se place dans le cadre de périodes finies de régulation, la typologie des instruments est profondément modifiée. Ainsi, pour une période de régulation très courte, un price cap périodique est en fait similaire à une régulation cost of service : les révisions rapprochées du price cap diminuent la rente laissée à l'entreprise régulée mais également ses incitations à la réduction des coûts. La durée de la période de régulation du price cap périodique permet de réaliser les différents arbitrages possibles entre incitations et rente. Si, toutes choses égales par ailleurs, le caractère incitatif du price cap s'accroît avec la durée de la période de régulation, deux éléments jouent en sens inverse. D'une part les incertitudes et donc les risques d'erreur, s'accroissent avec la durée de la période de régulation. D'autre part, la crédibilité du régulateur diminue et le risque d'une révision anticipée s'accroît. Au final, la durée de régulation optimale est supérieure à deux ans afin de fournir un niveau suffisant d'incitations à l'entreprise régulée, mais inférieure à cinq ans.

Du point de vue théorique, le mécanisme incitatif doit couvrir l'ensemble des coûts sur lesquels l'entreprise régulée peut agir. Il convient donc d'exclure du price cap tous les coûts non contrôlables pour l'entreprise régulée. Puisque ces coûts ne sont pas connus ex ante au moment de la détermination du price cap, il convient de compenser ex post l'intégralité des écarts entre les estimations et les coûts non contrôlables avérés, par des mécanismes d'ajustement précisément définis et connus à l’avance de l'entreprise régulée. Il ne faut en revanche inclure aucun mécanisme d'ajustement sur les coûts contrôlables, puisque le caractère incitatif de la régulation résulte justement de la possibilité pour l'entreprise régulée de conserver les gains liés aux écarts entre les coûts estimés et les coûts avérés. Nous voyons ainsi apparaître une deuxième élément lié au temps : la périodicité des ajustements aux facteurs externes. Il n'y a a priori aucune raison pour que les ajustements se fassent à la fin de la période de régulation incitative.

Ainsi, il est tout à fait envisageable de définir une période de régulation de quatre années et des ajustements annuels. Outre les coûts non contrôlables, il est difficile en pratique d'inclure tous les coûts contrôlables dans le mécanisme incitatif. C'est en particulier le cas des investissements qui, dans le transport de l'électricité, sont des actifs de longue vie, présentant une fois réalisés des caractéristiques de coûts échoués. Leur inclusion dans un mécanisme incitatif présente donc un risque de sous-investissement. C'est la raison principale pour laquelle les investissements sont généralement exclus du mécanisme incitatif. En pratique, le mécanisme incitatif couvre essentiellement les coûts d'exploitation de l'entreprise régulée. La régulation du transport de l'électricité peut ainsi s'articuler autour d'un mécanisme incitatif central couvrant les coûts d'exploitation accompagnés d'autres mécanismes, notamment pour réguler les investissements (par exemple en combinant une approche cost of service avec un outil de planification) mais aussi pour la qualité de service (par exemple par l'intermédiaire d'un mécanisme incitatif ciblé qui peut très bien être inclus dans un price cap). Outre les mécanismes d'ajustement aux facteurs externes sur lesquels l'entreprise régulée ne peut agir, il convient de définir des règles précises de révision du price cap à l'issue de la période de régulation. En effet, dans le cas contraire, si l'entreprise régulée anticipe que la révision du price cap ne va lui laisser aucun bénéfice des efforts réalisés, elle ne sera pas incitée à en fournir en fin de période. A la lumière de ces enseignements, le caractère incitatif de TURP2 est fortement contraint : d'une part, la période de régulation est d'une durée trop courte ; d'autre part, les mécanismes d'ajustement et les règles de révision du price cap ne sont pas précisément définis et connus de l'entreprise régulée.

Des cinq pays dont nous avons étudié la régulation du transport de l'électricité, deux pays, le Royaume-Uni et la Norvège, se distinguent par leur plus grande expérience de mise en application de mécanismes de régulation incitative. La tendance observée dans ces deux pays est une multiplication des instruments de régulation ciblés s'articulant autour d'un price cap conduisant à une régulation très complexe.

Par ailleurs, l'analyse des dispositifs nationaux révèle le rôle crucial des préoccupations des régulateurs nationaux dans le design des mécanismes de régulation. Ainsi, l'objectif du régulateur norvégien était l'amélioration de l'efficacité des gestionnaires de réseau dans un contexte où le développement du réseau était très satisfaisant et la qualité de service excellente. C'est pourquoi la première période de régulation n'incluait pas de dispositif ciblé sur la qualité de service et incitant à l'investissement. A l'opposé, le design du dispositif italien a été affecté par le black out de 2003. La mise en place d'un taux bonifié rémunérant les nouveaux investissements est révélatrice de cette volonté d'inciter à l'investissement. Les principaux enseignements que nous retenons des pratiques observées chez certains régulateurs européens sont les suivants :

• La régulation incitative s'articule autour d'un price cap couvrant les coûts d'exploitation et intégrant des mécanismes incitatifs ciblés (sur la qualité de service notamment) et des mécanismes d'ajustement (à la demande d'électricité notamment).

• Les investissements font l'objet d'une approbation ex ante de la part du régulateur. Cette approbation peut néanmoins ne concerner qu'un volume global d'investissements et non un nombre précis d'investissements clairement identifiés. Il convient également de prévoir un mécanisme permettant de tenir compte d'investissements efficaces réalisés par le gestionnaire de réseau mais qui n'étaient pas prévus ex ante.

• Le caractère incitatif du revenue cap peut être sévèrement réduit (i) par une durée trop courte de la période de régulation (i.e. inférieure à quatre années), (ii) par une règle imprécise du mode de révision du revenue cap entre deux périodes de régulation, ne permettant pas à l'entreprise régulée de connaître la part des gains de productivité qu'elle pourra conserver et (iii) par des ajustements partiels ou non précisés aux facteurs externes.

Appliqués à la révision de TURP2, ces enseignements empiriques vont dans le même sens que les enseignements de la littérature économique. Outre sa durée très courte, TURP2 souffre de l'absence de définition claire et précise du fonctionnement des mécanismes d'ajustement.

 

La prise en compte des investissements

 

Du point de vue théorique, le mécanisme de régulation incitative devrait couvrir l'intégralité des coûts supportés par le gestionnaire de réseau, et donc inclure en particulier les coûts d'investissement. Cette prescription théorique est cependant difficile à mettre en oeuvre notamment parce que les investissements dans le transport de l'électricité sont des actifs de longue vie. Cette caractéristique a plusieurs conséquences : elle rend l'investissement plus risqué pour le gestionnaire de réseau. Elle présente des caractéristiques de coûts échoués et elle rend difficile l'évaluation des investissements en terme de coûts et de bénéfices. Au final, il est probable que l'inclusion des investissements au sein d'un unique price cap couvrant l'ensemble des coûts supportés par le gestionnaire de réseau conduirait à un sous-investissement de la part des entreprises régulées. Afin de limiter ce risque de sous-investissement, les coûts d'investissement sont partiellement voire complètement exclus du mécanisme incitatif. Ils sont souvent régulés sur la base d'un cost of service. Cette régulation doit toutefois s'accompagner de dispositifs limitant l'incitation au surinvestissement. C'est pourquoi la régulation des dépenses d'investissement combine généralement une régulation du type cost of service et une certaine planification des investissements approuvée par le régulateur. En pratique, la régulation des investissements dans les cinq pays étudiés présente des différences significatives. Examinons les cas du Royaume-Uni et de l'Espagne, les plus éloignés dans leur approche.

 

Au Royaume-Uni, le régulateur a mis en place un système consistant à définir ex ante un montant annuel d'investissements jugés nécessaires sur la base d'une consultation avec le gestionnaire de réseau. Ce qui est inclus dans la base d'actifs régulée n'est jamais un investissement particulier et précisément identifié mais une somme globale pour chaque exercice annuel. Ce dispositif offre donc une grand flexibilité dans les choix d'investissement du gestionnaire de réseau, qui peut donc modifier son plan d'investissement en fonction d'éléments nouveaux portés à sa connaissance au cours de la période de régulation. Plusieurs mécanismes d'ajustement viennent compléter la régulation des investissements. L'effet global de ces mécanismes est d'assurer que le gestionnaire de réseau soit rémunéré pour la totalité des investissements prévus et faits, la totalité des investissements effectués pour répondre à de nouveaux besoins alors qu'ils n'étaient pas prévus initialement, 75% des investissements effectués alors qu'ils n'étaient pas prévus et qu'ils ne répondent pas à un nouveau besoin, 25% des investissements non faits, mais qui étaient initialement prévus à condition que le volume total investi reste supérieur à 80% du montant initialement prévu.

 

En Espagne, la régulation des investissements suit un processus administratif long et complexe à l'issu duquel un nouvel investissement pourra être approuvé et inclus dans la base d'actifs régulée. Les investissements que peut mettre en oeuvre le gestionnaire de réseau sont ceux précisément décrits dans le plan quadriennal d'expansion approuvé par le régulateur. La rémunération des investissements approuvés et réalisés se calcule sur la base de coûts unitaires standard périodiquement actualisés par le Ministère de l'industrie. Le gestionnaire de réseau supporte l'intégralité du risque lié à un écart entre le coût réel d'un investissement et son coût standard puisqu'il n'existe aucun mécanisme d'ajustement. Le dispositif fournit également une incitation maximale à réduire les coûts de mise en oeuvre de chaque investissement puisque le gestionnaire conserve l'intégralité de l'écart entre le coût réel et le coût standard de l'investissement. En conclusion, la spécificité des investissements dans le transport de l'électricité ne permet pas de les inclure directement au sein d'un price cap couvrant l'ensemble des coûts contrôlable du gestionnaire de réseau. A l'opposé, une régulation séparée des investissements sur la base d'un cost of service présente un risque de surinvestissement. La combinaison d'une telle régulation avec des mécanismes d'ajustement préalablement définis et une évaluation ex post des investissements initialement non prévus sur la base d'une règle de raison nous semble réaliser un bon arbitrage permettant d'inciter le gestionnaire à mettre en oeuvre les investissements efficaces même lorsqu'ils n'étaient pas initialement prévus.