Marché de l'électricité en France

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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 » (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité) du 7 décembre 2010[1] a fixé un nouveau cadre pour le marché de l'électricité en France.

Article principal : Marché de l'électricité.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

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.

Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH)[modifier | modifier le code]

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)[2].

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.

Le prix est fixé par arrêté ministériel. Selon la loi[3], il doit être représentatif des conditions économiques de production d'électricité par les centrales nucléaires, en tenant compte de l'addition 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 »[4]. 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[5]. Le rapport rendu, à la demande du gouvernement, par une commission présidée par Paul Champsaur recommandait un tarif de 39 €/MWh en moyenne sur la période 2011-2015[4].

Le gouvernement a finalement fixé[6] le prix de l'ARENH à un niveau 40 €/MWh au 1er juillet 2011 puis 42 €/MWh à compter du 1er janvier 2012.

Intégration des énergies renouvelables dans les réseaux[modifier | modifier le code]

L'article L. 314-1 du code de l'énergie[7] prévoit qu'EDF et sur 5 % du territoire, les entreprises locales de distribution, 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 surcoûts découlant pour les distributeurs de la différence entre ces tarifs réglementés et le prix du marché leur sont remboursés par une surtaxe payée par les consommateurs d'électricité : la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) dont le montant atteint en 2013 : 13,5 €/MWh.

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[8]. 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[9].

Origine de l'électricité Description sommaire du tarif d'achat Fondement juridique
Panneaux photovoltaïques 34 centimes par kWh au maximum pour un particulier au quatrième trimestre 2012 Arrêté du 4 mars 2011[10],[11].
Biogaz 13,37 centimes par kWh pour une petite installation agricole, une prime pouvant s'ajouter à ce tarif pour récompenser une grande efficacité énergétique Arrêté du 19 mai 2011[12]
Biomasse 12,05 centimes par kWh, prix auquel peut également s'ajouter une prime d'efficacité énergétique Arrêté du 27 janvier 2011[13]
Cogénération Tarifs plus élevés pendant la période d'hiver, du 1er novembre au 31 mars, et dépendant du prix du gaz Arrêté du 31 juillet 2001[14].

Capacités de production et d'effacement[modifier | modifier le code]

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[modifier | modifier le code]

Prix de l'électricité pour le consommateur[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Tarification de l'électricité.

Sur tout le territoire national (de même que dans la majeure partie de l'Union européenne), deux types d'offres existent sur le prix de détail :

  • les prix libres, que peuvent proposer tous les fournisseurs (Alterna, Direct Énergie, EDF, Enercoop, GDF Suez, GÉG, Poweo,…)
  • les tarifs réglementés, fixés par le gouvernement, et que seuls EDF et les entreprises locales de distribution d'électricité (ELD) peuvent proposer. En pratique certains contrats à prix libre sont indexés sur les tarifs réglementés (par exemple 92% du tarif réglementé pour une offre low-cost, ou 100% du tarif réglementé pour une offre classique avec service après vente)

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, ainsi que des taxes supplémentaires.

Au niveau local, il peut arriver que la distribution d'énergie soit en SEM, comme par exemple à Grenoble (Gaz Électricité de Grenoble). Néanmoins les règles nationales avec les deux types de tarifs s'appliquent entièrement.

À tout moment, le consommateur peut choisir de quitter le tarif réglementé ou d’y revenir sans condition. La comparaison des tarifs est proposée sur des sites web dits « comparateurs ». Il existe des comparateurs privés, mais l'obligation de service public impose le comparateur national du Médiateur national de l'énergie[15]

Tarifs réglementés de l'électricité[modifier | modifier le code]

Les consommateurs ont accès, en France, à des tarifs définis par le gouvernement, sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie. Seuls les fournisseurs historiques (EDF et les ELD) sont tenus de proposer ces tarifs.

Les tarifs règlementés résultent de l'addition[16] :

  • du TURPE, qui dépend de la catégorie de client mais pas du fournisseur ;
  • du tarif de fourniture, qui inclut les coûts de production et les coûts commerciaux du fournisseur historique (c'est-à-dire EDF).

Il existe plusieurs catégories de tarifs réglementés :

Type de site (puissance souscrite P) Tarifs
Petits sites : P < = 36 kVA Tarifs bleus
Sites moyens : 36 kVA < P < = 250 kVA Tarifs jaunes
Grands sites : P > 250 kVA
  • Tarifs verts A (clients connectés au réseau de distribution)
  • Tarifs verts B et C (clients connectés au réseau de transport)

Les tarifs réglementés destinés aux consommateurs professionnels ( tarifs « vert » et « jaune ») disparaitront au 1er janvier 2016 ; EDF a 220 000 clients professionnels sur 430 000 sites, dont 100 000 au tarif vert et 330 000 au tarif jaune[17].

La loi NOME prévoit l'évolution progressive, dans le même délai, du mode de calcul des tarifs réglementés selon une méthodologie dite "par empilement des coûts". Ces tarifs réglementés seront construits afin de tenir compte de l'addition[18] :

  • de l'ARENH (voir ci-dessus) ;
  • 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.

Par ailleurs, la loi NOME de 2010 prévoyait que les tarifs réglementés, calculés au départ en fonction des coûts de l'opérateur historique EDF, devraient être calculés, au plus tard fin 2015, en fonction des coûts des fournisseurs alternatifs (Direct Energie, GDF Suez, Planète Oui,...) ; cette modification a été appliquée dès le 1er novembre 2014, avec pour résultat une hausse réduite à 2,5 % pour les particuliers au lieu de 5 % prévus initialement, et de 1,5 % en 2015 puis de 2 % en 2016, selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), alors que le mode de calcul précédent aurait entraîné une hausse de 6,7 % pour les particuliers cette année. Cette réduction des hausses limite les marges de manœuvre des fournisseurs alternatifs pour concurrencer EDF avec des offres de marché. Par ailleurs, le décret modifiant le mode de calcul des tarifs réglementés de l'électricité, publié le 29 octobre 2014, précise que l'application du nouveau mode de calcul se fera « sous réserve de la prise en compte des coûts » d'EDF. Cette mention introduite par le Conseil d'État fait déjà l'objet d'interprétations divergentes entre le ministère et les fournisseurs[19].

Prix de marché de l'électricité[modifier | modifier le code]

Les prix de marché résultent de l'addition[16] :

  • du TURPE, fixé par décision ministérielle sur proposition de la CRE. Le TURPE est indépendant du fournisseur mais dépend de la catégorie de client (fonction de la puissance souscrite et de la tension de raccordement);
  • du prix de fourniture qui est libre et dépend du fournisseur.

Taxes sur l'électricité[modifier | modifier le code]

Plusieurs taxes s'ajoutent au tarif réglementé comme au prix de marché[20] :

  • taxes sur la consommation finale :
    • taxes communale[21] et départementale[22] sur la consommation finale d’électricité ;
    • taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité[23], créée par la loi NOME au profit de l'État pour les clients dont la puissance maximale souscrite est supérieure à 250 kVA. Les entreprises dont la consommation d'électricité représente une charge très importante (électro-intensifs) sont exemptés du paiement de cette taxe ;
  • contribution au service public de l'électricité (CSPE), qui finance notamment la péréquation tarifaire, le tarif de première nécessité et le développement des énergies renouvelables via le mécanisme de l'obligation d'achat (voir plus haut) ;
  • contribution tarifaire d'acheminement (CTA), fixée par arrêté ministériel en pourcentage du prix d’acheminement de l’électricité ;
  • taxe sur la valeur ajoutée (TVA).

Marché de gros de l'électricité[modifier | modifier le code]

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 finaux (particuliers ou entreprises)[24].

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 lendemain 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 liquidité 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 finaux 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[25]. 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 futures était de 59,5 €/MWh en moyenne.

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité, dite loi NOME.
  2. Articles L. 336-1 et suivants du code de l'énergie.
  3. Article L. 337-14 du code de l'énergie.
  4. a et b Rapport Champsaur 2 sur le site energie2007.fr.
  5. « interview de Gérard Mestrallet dans la Tribune (20 décembre 2010) »
  6. Premier arrêté du 17 mai 2011 fixant le prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique et deuxième arrêté du 17 mai 2011 fixant le prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique à compter du 1er janvier 2012.
  7. Article L. 314-1 du code de l'énergie, anciennement article 10 de la loi du 13 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité).
  8. Voir le décret no 2000-1196 du 6 décembre 2000 fixant par catégorie d'installations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l'obligation d'achat d'électricité.
  9. Pour des informations plus détaillées, voir Les tarifs d’achat de l’électricité produite par les énergies renouvelables et la cogénération (site du ministère de l'écologie).
  10. Arrêté du 4 mars 2011 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie radiative du soleil.
  11. Tarifs d’achat ERDF du 1er octobre au 31 décembre 2012 - Photovoltaique.info, octobre 2012
  12. Arrêté du 19 mai 2011 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz.
  13. Arrêté du 27 janvier 2011 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant à titre principal l'énergie dégagée par la combustion de matières non fossiles d'origine végétale ou animale. Cet arrêté a remplacé un l'arrêté du 28 décembre 2009 portant sur le même objet.
  14. Arrêté du 31 juillet 2001 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de cogénération d'électricité et de chaleur valorisée.
  15. Comparateur national des offres d'énergie (profil Particulier) Énergie Info, consulté le 8 novembre 2014
  16. a et b Marché de détail de l'électricité, Commission de régulation de l'énergie.
  17. Electricité : nouvelle étape en vue pour la dérégulation du marché, Les Échos, 8 décembre 2014.
  18. Article L. 337-6 du code de l'énergie.
  19. Electricité : le nouveau mode de calcul des tarifs met la pression sur EDF, Les Échos, 30 octobre 2014.
  20. Taxes locales sur l'électricité (ministère de l'écologie).
  21. Articles L. 2333-2 et suivants du code général des collectivités territoriales.
  22. Articles L. 3333-2 et suivants du code général des collectivités territoriales et, pour Mayotte, article 76 de la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique.
  23. Article 266 quinquies C du code des douanes.
  24. Commission de régulation de l'énergie, Marché de l'électricité.
  25. Commission de régulation de l'électricité, [PDF] Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, 2e trimestre 2011.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]