Marché de l'électricité en France

Le marché de l'électricité en France désigne les formes d'organisation du secteur de la production et de la commercialisation d'électricité en France, qui font l'objet d'un processus d'ouverture et de libéralisation.

La loi « NOME » du 7 décembre 2010^[1] a fixé un nouveau cadre pour le marché de l'électricité en France.

Production d'électricité

Si la production d'électricité n'est pas soumise à monopole en France, elle fait l'objet de certaines règles tendant à concilier la liberté de production avec la sécurité d'approvisionnement et les objectifs de la politique énergétique française.

L'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH)

La loi NOME a prévu un partage de la « rente nucléaire » entre EDF et les fournisseurs alternatifs d'électricité, obligeant EDF à céder jusqu'à 100 TWh d'électricité par an à ses concurrents à des conditions représentatives des conditions économiques de production d’électricité par ses centrales, conditions évaluées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Le partage de ces volumes d'électricité entre les différents fournisseurs d'électricité sera établi par la CRE, sur la base d'un mécanisme tenant compte de la taille de leurs portefeuilles de clients et de leur accès à des capacités de production hydroélectriques^[2].

Le prix est fixé par arrêté ministériel. Selon la loi, il doit être représentatif des conditions économiques de production d'électricité par les centrales nucléaires, en tenant compte de quatre éléments :

• la rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l'activité ;
• les coûts d'exploitation ;
• les coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l'extension de la durée de l'autorisation d'exploitation ;
• les coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d'installations nucléaires de base.

La loi précise également que ce prix est initialement fixé « en cohérence » avec le TARTAM (tarif réglementé), ce qui, selon le rapport Champsaur 2, implique « qu'un fournisseur alternatif puisse proposer à un consommateur anciennement au TARTAM une offre de prix comparable, tout en faisant face à ses frais »^[3]. Le TARTAM serait ainsi égal à la somme des coûts d’acheminement, d’approvisionnement à l’ARENH, de complément d’approvisionnement sur le marché et des coûts commerciaux.

Alors que Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez, jugeait inacceptable qu'un prix supérieur à 35 €/MWh puisse être fixé, Henri Proglio, président-directeur général d'EDF, demandait au minimum 42 €/MWh^[4]. Le rapport rendu, à la demande du gouvernement, par une commission présidée par Paul Champsaur recommandait un tarif de 39 €/MHh en moyenne sur la période 2011-2015^[3].

Le gouvernement a finalement fixé^[5] le prix de l'ARENH à un niveau 40 €/MWh au 1^er juillet 2010 puis 42 €/MWh à compter du 1^er janvier 2012.

L'intégration des énergies renouvelables dans les réseaux

L'article L. 314-1 du code de l'énergie^[6] prévoit que les distributeurs d'électricité (c'est-à-dire principalement ERDF) sont tenus d'acheter à un tarif réglementé l'électricité produite par certaines installations. Il s'agit principalement de promouvoir la production d'électricité à partir de sources renouvelables et de faciliter ainsi la réalisation des objectifs environnementaux et climatiques.

Les installations qui permettent à un particulier ou une entreprise de bénéficier de ce tarif d'achat sont  :

• celles qui valorisent des déchets ménagers ou qui visent l'alimentation d'un réseau de chaleur ;
• les installations d'éoliennes en terre (installées dans une zone de développement de l'éolien terrestre et par groupes de cinq au moins) ou en mer ; les installations qui utilisent l'énergie marine, l'énergie solaire thermique, l'énergie géothermique ou hydrothermique ;
• celles qui utilisent les autres énergies renouvelables ou l'énergie mécanique du vent dans une zone terrestre non interconnectée au réseau métropolitain continental (sur une île, par exemple), ou encore les installations qui mettent en œuvre des techniques performantes en termes d'efficacité énergétique telles que la cogénération. Ces installations n'ont accès au tarif d'achat que si elles respectent certaines limites de puissance définies par décret^[7]. En particulier, ces installations doivent avoir une puissance installée inférieure à 12 MW. La cogénération à partir de biomasse n'est concernée que pour les installations de puissance supérieure à 2 MW ;
• les moulins à vent ou à eau réhabilités pour la production d'électricité ;
• les installations qui valorisent des énergies de récupération ;
• dans les départements d'outre-mer, les installations qui produisent de l'électricité à partir de la biomasse.

Les tarifs varient considérablement en fonction du type de source d'énergie (les tarifs sont particulièrement élevés pour l'électricité solaire), de la taille de l'installation et de son impact environnemental. Le tableau suivant donne des exemples de tarifs d'achat avec son fondement juridique^[8].

Capacités de production et d'effacement

La loi NOME oblige dans son article 6 les fournisseurs d'électricité à disposer de garanties de capacités d'effacement de consommation et de production d'électricité, afin de mieux équilibrer la production et la consommation d'électricité. L'effacement consiste à reporter sur les périodes « creuses » la consommation d'électricité qui aurait pu être effectuée en période de pointe.

Ces capacités d'effacement ou de production pourront être échangées sur un marché de capacité.

Commercialisation de l'électricité

Le prix de l'électricité pour les consommateurs

Deux types d'offres existent sur le prix de détail :

• les prix libres ;
• les tarifs réglementés, fixés par le Gouvernement.

Dans les deux cas, le prix doit incorporer le tarif d'utilisation du réseau public d'électricité (TURPE), dont le niveau est fixé là encore par le Gouvernement.

Les taxes suivantes affectent le prix de vente au détail :

• taxes locales et départementales (si la puissance est inférieure ou égale à 250 kVA) ;
• contribution au service public de l'électricité (CSPE) ;
• contribution tarifaire d'acheminement (CTA), fixée par arrêté ministériel en pourcentage du prix d’acheminement de l’électricité ;
• taxe sur la valeur ajoutée (TVA).

Les tarifs réglementés

Les consommateurs ont accès, en France, à des tarifs réglementés de vente d'électricité. Ces tarifs sont définis par le Gouvernement, sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie. Ces tarifs sont les suivants :

La loi NOME prévoit la mise en place, d'ici à fin 2015, d'un mode de calcul des tarifs réglementés tenant compte de l'addition :

• de l'ARENH ;
• du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité ;
• des coûts d'acheminement de l'électricité ;
• des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale.

Le marché de gros

Sur le marché de gros, l’électricité est négociée entre producteurs, fournisseurs d'électricité et négociants intermédiaires, avant d’être livrée sur le réseau à destination des clients finals (particuliers ou entreprises)^[13].

Il existe des bourses d'échange, telles qu'EPEX Spot pour les produits spot (Paris) et EEX Power Derivatives France pour les produits à terme (Leipzig). Les échanges peuvent aussi s'effectuer de gré à gré, soit directement, soit par l'intermédiaire d'un courtier. Les transactions ne débouchent pas toujours sur une livraison physique, le produit pouvant être acheté puis revendu.

Deux types de produits existent :

• les produits spot ou au comptant sont livrés au maximum le lendement de leur achat (day ahead), voire plus rapidement encore (produits demi-horaires, horaires ou par blocs de plusieurs heures).

Le prix day ahead, fixé tous les jours sur EPEX Spot, reflète l'équilibre de court terme entre l'offre et la demande. Il possède une forte volatilité en raison des variations imprévues qui peuvent concerner aussi bien l'offre (arrêt intempestif d'une centrale...) que la demande (température plus basse que prévu...) ;

Un mécanisme de couplage des marchés, mis en place en novembre 2010 entre la France, l'Allemagne, l'Autriche et les pays du Benelux, permet de coordonner les modes de fixation des prix sur les marchés nationaux, ce qui permet d'améliorer la gestion des interconnexions et la liquité des marchés. Une conséquence est le rapprochement des prix day ahead dans ces pays ;

• les produits à terme sont achetés en vue d'une livraison future. Ceux-ci permettent aux fournisseurs de garantir le volume et le prix de leurs approvisionnements à une échelle de plusieurs semaines, mois ou années.

Les produits sont de plus différenciés selon qu'ils portent sur l'électricité de base (servie tout au long de la journée et de l'année) ou sur l'électricité de pointe (livrée aux moments où la consommation est plus importante, ce qui peut nécessiter la mise en œuvre de capacités de production spécifiques).

Les contrats à terme constituant une grande part de l'approvisionnement des fournisseurs, les tarifs de vente aux consommateurs finals se fondent plutôt sur les prix à terme que sur les prix spot.

À titre d'exemple, 163 Twh ont été échangés sur le marché de gros intermédié au cours du deuxième trimestre 2011, essentiellement sur le mode du gré à gré, 126 TWh étant injectés physiquement dans les réseaux^[14]. Les prix day ahead cotés sur EPEX étaient en moyenne de 49 €/MWh en base et 61,2 €/MWh en pointe, avec des pics ponctuels à près de 300 €/MWh. Le prix à terme sur un contrat future était de 59,5 €/MWh en moyenne.

Voir aussi

Notes et références

Articles connexes

• Marché de l'électricité
• Tarif réglementé et transitoire d'ajustement au marché (TARTAM)
• Commission de régulation de l'énergie
• Contribution Tarifaire d'Acheminement (CTA)

Liens externes

• Marché de détail de l'électricité (document de la CRE)

• Portail de l’électricité et de l’électronique