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{{Article général|Électricité en France|Marché de l'électricité}}
Le '''marché de l'électricité en France''' comprend les formes d'organisation du secteur de la [[Production d'électricité|production]] et de la commercialisation d'[[électricité
Succédant à un [[Service public en France|monopole public]]
== Historique de l'ouverture du marché ==
D’importants changements législatifs ont été apportés au [[Service public en France|service public]] de l’électricité, en particulier le changement de statut
▲Succédant à un monopole public délivrant l'électricité à des tarifs administrés, la création de marchés de l'électricité en France s'est étalée sur quasiment un quart de siècle, depuis les travaux préparatoires de la Commission européenne durant la décennie 80 jusqu'à la loi de nouvelle organisation du marché de l'électricité (NOME) en décembre 2010.
Le [[Code de l'énergie]], créé en 2011, a rassemblé les lois existantes relatives à l'énergie, sous toutes ses formes, et évolue depuis constamment sur des sujets comme la [[Défense du consommateur|protection des consommateurs]], la [[Sécurité énergétique|sécurisation de l'approvisionnement en électricité]] et l'encadrement de [[nouvelles technologies]].▼
▲D’importants changements législatifs ont été apportés au service public de l’électricité, en particulier le changement de statut d’EDF et l’ouverture de son capital, la fin du monopole de production et de fourniture d’électricité, l’accès au réseau de transport. Des institutions nouvelles, la [[Commission de régulation de l'énergie|Commission de régulation de l’énergie]] (CRE), le [[Médiateur national de l'énergie]] ont été créées. L'organisation générale des marchés de l’électricité a été transférée au niveau de l’UE.
En octobre 2012, le [[Traité
▲Le [[Code de l'énergie]], créé en 2011, a rassemblé les lois existantes relatives à l'énergie, sous toutes ses formes, et évolue depuis constamment sur des sujets comme la protection des consommateurs, la sécurisation de l'approvisionnement en électricité et l'encadrement de nouvelles technologies.
▲En octobre 2012, le Traité de Fonctionnement de l'Union Européenne statue que l'énergie et les réseaux de transports trans-européens d'énergie relèvent désormais d'une compétence partagée entre l'UE et les États membres.
=== Monopole public de 1946 à 1997 ===
{{Aericle connexe|Électricité de France}}
En France, à la veille de la loi de [[nationalisation]] d'EDF, la production électrique était assurée par 86 [[Centrale thermique|centrales thermiques]] et 300 [[centrale hydraulique|centrales hydrauliques]], dépendances respectives de 54 et {{nobr|100 sociétés}} privées. Les réseaux de transport se partageaient entre {{nobr|86 sociétés}}. Quant à la [[Distribution d'électricité|distribution de l’électricité]], {{unité|1150 entreprises}} géraient le marché<ref>{{Lien web |auteur=Catherine Vuillermot |titre=La nationalisation de l'électricité en France en 1946 : le problème de l'indemnisation |url=https://www.cairn.info/revue-annales-historiques-de-l-electricite-2003-1-page-53.htm#re20no20 |date=2003 |consulté le=octobre 2023}}.</ref>.
La loi n°46-628<ref>{{Lien web |titre=loi n° 46-628 de nationalisation des entyreprises d'électricité et de gaz |url=https://www.legifrance.gouv.fr/loda/id/JORFTEXT000000868448/1946-04-09/}}.</ref>, votée le 8 avril 1946
Production, transport, importation et exportation d’électricité
L'entreprise EDF a été dotée d'une autonomie financière ainsi que d'une indépendance technique et commerciale. Elle suivait, pour sa gestion financière et comptable, les règles en usage dans les sociétés industrielles et commerciales et était assujettie aux impôts.
La gestion des services nationaux et de distribution est depuis conduite de manière à faire face à toutes les [[Résultat d'exploitation|charges d'exploitation]], de capital et d'investissement.
En complément d'EDF, la loi de nationalisation de 1946 a reconnu aux communes qui le souhaitaient le droit de conserver un rôle dans la distribution publique de l’électricité en maintenant dans leurs statuts antérieurs les réseaux de distribution exploités en régie. En 2023, environ 140 [[entreprises locales de distribution]] (ELDF)<ref>{{Lien web |auteur=[[Médiateur national de l'énergie]] |titre=
Durant cette période de monopole, distribution et fourniture commerciale aux clients finaux étaient confondues.
En résumé, EDF assurait la production, le transport sur les grands réseaux, la distribution et la fourniture commerciale aux clients finaux et les
De 1946 à 1997, il n'y a pas eu de changement législatif notable.
===
Dès les années
* les impératifs concurrentiels du [[marché commun européen]] actés dans le [[Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne|Traité de Rome de 1957]] ;▼
* la séparation dans le [[Droit de l'Union européenne|droit communautaire]] entre, d'une part, les missions de
Pendant cette période, alors que la Grande Bretagne ouvrait à la concurrence le secteur de l'électricité par l'{{anglais|Electricity Act}} de 1989 pour rapprocher les prix de fourniture des coûts de production, stimuler l'innovation et obtenir un parc de production optimal<ref>{{Chapitre |langue=fr |prénom1=Cécile |nom1=Isidoro |titre chapitre=L’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence communautaire (Allemagne, France, Italie, Royaume-Uni) |titre ouvrage=État et énergie {{sp-|XIX|-|XX}} |éditeur=Institut de la gestion publique et du développement économique |collection=Histoire économique et financière - {{s mini-|XIX}}-{{s mini-|XX}} |date=2020-11-13 |isbn=978-2-11-129456-1 |lire en ligne=http://books.openedition.org/igpde/6771 |consulté le=2023-09-04 |passage=455–472}}.</ref>
▲* les impératifs concurrentiels du marché commun européen actés dans le Traité de Rome de 1957 ;
▲* la séparation dans le droit communautaire entre, d'une part, les missions de Service d'Intérêt Économique Général (SIEG) et, d'autre part, les opérateurs en charge de ces missions.
En 1989, la Commission
▲Pendant cette période, alors que la Grande Bretagne ouvrait à la concurrence le secteur de l'électricité par l'Electricity Act<ref>{{Chapitre|langue=fr|prénom1=Cécile|nom1=Isidoro|titre chapitre=L’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence communautaire (Allemagne, France, Italie, Royaume-Uni)|titre ouvrage=État et énergie {{sp-|XIX|-|XX}}|éditeur=Institut de la gestion publique et du développement économique|collection=Histoire économique et financière - {{s mini-|XIX}}-{{s mini-|XX}}|date=2020-11-13|isbn=978-2-11-129456-1|lire en ligne=http://books.openedition.org/igpde/6771|consulté le=2023-09-04|passage=455–472}}.</ref> de 1989 pour rapprocher les prix de fourniture des coûts de production, stimuler l'innovation et obtenir un parc de production optimal, la France, en s'appuyant sur le fait qu'une exception à l'applicabilité des règles de concurrence était admise en cas d'incompatibilité avec l'accomplissement d'une mission de service public, maintenait un monopole intégré empêchant tout nouvel entrant de développer une concurrence en production et commercialisation d'électricité. Ce qui était interprété comme une entrave aux échanges intra-communautaires.
Au début des années
▲En 1989, la Commission diffusa plusieurs rapports consacrés à la transparence des prix de l'énergie pour les consommateurs industriels, par exemple celui de septembre 1989<ref>{{Lien web |titre=Projet de directive du Conseil concernant une procédure communautaire sur la transparence des prix aux consommateur final industriel de gaz et d'électricité |url=https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:51989PC0332 |format=pdf |date=18 septembre 1989 |consulté le=octobre 2023}}</ref>. En sus de la transparence des prix, ces rapports visaient à identifier les éventuelles aides étatiques non autorisées.
De ces considérations ont découlé la directive 90/377/CEE relative à la transparence des prix de vente aux grands consommateurs industriels de l’électricité<ref>{{Lien web |titre=Directive 90/377/CEE du Conseil, du 29 juin 1990, instaurant une procédure communautaire assurant la transparence des prix au consommateur final industriel de gaz et d'électricité |url=https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=CELEX:31990L0377 |date=29/06/1990 |site=[[EUR-Lex]] |consulté le=octobre 2023}}.</ref>
▲Au début des années 90, l'approche européenne fut confortée contre toute attente par le succès de l'ouverture à la concurrence du marché de l'électricité en Grande-Bretagne qui s'accompagna d'une baisse des prix sur les marchés de gros, attisant la convoitise des industriels européens qui y voyaient des possibilités de réduction des coûts.
Dès le [[traité d'Amsterdam]] de
▲De ces considérations ont découlé la directive 90/377/CEE<ref>{{Lien web |titre=Directive 90/377/CEE du Conseil, du 29 juin 1990, instaurant une procédure communautaire assurant la transparence des prix au consommateur final industriel de gaz et d'électricité |url=https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=CELEX:31990L0377 |date=29/06/1990 |consulté le=octobre 2023}}</ref> relative à la transparence des prix de vente aux grands consommateurs industriels de l’électricité et la directive 90/547/CEE relative au transit de l'électricité sur les grands réseaux au sein des États membres.
Partant
▲Dès le traité d'Amsterdam de 1992, la Commission européenne n'appréhendait plus les Services d'Intérêt Économique Général (SIEG) comme une exception possible à l'applicabilité des règles de concurrence.
Cette directive définit en outre le principe essentiel de mise sur le réseau de l’électricité produite : la préséance économique ou
▲Partant d'ici, considérant que les conditions préliminaires à l'ouverture d'un marché européen de l'électricité étaient réunies, le Parlement et le Conseil de l'Union Européenne ont adopté la directive 96/92/CE en décembre 1996 pour organiser l'unification du marché intérieur de l’électricité en ouvrant aux consommateurs le droit de choisir leur fournisseur.
▲Cette directive définit en outre le principe essentiel de mise sur le réseau de l’électricité produite : la préséance économique ou "merit order". Ce principe consiste en ce que, pour répondre à la demande, les installations de production sont appelées selon le coût croissant du MWh produit ; plus ce coût est élevé, moins l’installation qui le produit sera appelée. Et, pour une tranche horaire donnée, tous les MWh produits, quel que soit leur coût de production, sont vendus au coût marginal qui est le coût le plus élevé.
La directive 96/92/CE, ainsi que son homologue relative au marché intérieur du gaz naturel, constituent le
▲''Ce principe de préséance économique a été conservé lors des évolutions successives de la directive, et était encore en vigueur en septembre 2023. Cependant, le Conseil de l’Union Européenne a proposé en octobre 2023 son remplacement par un système consistant à partager les risques de variation de prix de gros entre les producteurs et les états-membres. En novembre 2023, cette proposition restait à approuver par le Parlement européen.''
=== Transposition des directives européennes de février 2000 à décembre 2006 - Deuxième
▲La directive 96/92/CE, ainsi que son homologue relative au marché intérieur du gaz naturel, constituent le '''premier "paquet énergie"''' de la Commission.
Pour transposer les directives communautaires citées ''supra'', la France a entamé un processus de modification législative en profondeur du secteur de l’électricité.▼
▲=== Transposition des directives européennes de février 2000 à décembre 2006 - Deuxième "paquet énergie" ===
▲Pour transposer les directives communautaires citées supra, la France a entamé un processus de modification législative en profondeur du secteur de l’électricité.
Le premier pas a consisté, dans la loi 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, à :
* définir la notion de
* définir les principes de programmation et de délivrance d'autorisation d'exploitation des installations de production, d'organisation d'appel d'offres pour la construction de nouvelles installations, les modalités de l'obligation d'achat des petites productions par EDF, les possibilités accordées aux communes de construire de petites installations et d'en vendre la production ;
* définir la gestion et les missions du service public de transport d'électricité, ainsi que les modalités d'accès à ce réseau de transport. EDF [[RTE (entreprise)|RTE]] (Réseau de
* acter le maintien de l'organisation existante pour le service public de distribution d'électricité aux clients finaux. EDF et les
* définir les conditions d'ouverture à la concurrence, éligibilité, choix du fournisseur ;
* définir les conditions d'accès direct aux réseaux pour de nouveaux acteurs ;
* imposer, dans la comptabilité interne d'EDF, la séparation des comptes de production, de transport et de distribution ;
* instituer une autorité de régulation, la [[Commission de régulation de l'électricité]] (CRE), et définir ses missions et ses pouvoirs ;
* autoriser EDF à étendre ses activités traditionnelles à d'autres qui y concourent directement ou indirectement
Par ailleurs, les seuils d’éligibilité de consommation, fixés conformément à la directive 96/92/CE, autorisant à accéder au marché concurrentiel de l’électricité, rencontraient
Un
* la directive 2003/54/CE portant sur l'ouverture des marchés de l'électricité à de nouveaux fournisseurs et donnant à tous les consommateurs la liberté du choix de leurs fournisseurs<ref>{{Lien web |titre=Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE - Déclarations concernant les opérations de déclassement et de gestion des déchets |url=https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/HTML/?uri=CELEX:32003L0054 |site=[[EUR-Lex]] |date=15 juillet 2003 |consulté le=octobre 2023}}.</ref>
* le règlement (CE) {{n
En France, la loi 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité aux entreprises électriques transpose les directives précédentes<ref>{{Lien web |titre=
*
*
* autorise RTE à gérer d'autres réseaux en France ou à l'étranger ;
* transfère à RTE la propriété des biens d'EDF servant au [[Transport de l'électricité|transport d'électricité]] ;
* impose pour les sociétés distribuant de l'électricité à plus de
* transforme EDF en
La loi 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie amende les lois de 2000 et 2004 citées ci-dessus ainsi que divers articles des codes des collectivités territoriales, [[Code de la consommation|de la consommation]], [[Code du travail (France)|du travail]]<ref>{{Lien web |titre=Loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie |url=https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000000462914/ |site=[[Légifrance]] |date=7 décembre 2006 |consulté le=octobre 2023}}.</ref> et :
* pose le principe de l'éligibilité de tous les consommateurs finaux, y compris les consommateurs domestiques ;
* institue un [[Médiateur national de l'énergie]] chargé de recommander des solutions aux litiges entre les consommateurs et les fournisseurs d'électricité et de participer à l'information des consommateurs d'électricité sur leurs droits ;
* institue pour une durée de deux ans un
En France, en 2007, la situation était la suivante :
* tout industriel disposant de capacités financières et techniques adéquates pouvait construire et exploiter une installation de [[production d'électricité]] après avoir obtenu les autorisations administratives requises ;▼
▲* tout industriel disposant de capacités financières et techniques adéquates pouvait construire et exploiter une installation de production d'électricité après avoir obtenu les autorisations administratives requises ;
* tous les clients pouvaient choisir leur fournisseur d'électricité ;
* les réseaux de transport et de distribution, tout en gardant un statut de monopole public, étaient soumis à une régulation conforme aux directives européennes.
===
Divers rapports, en particulier celui de la commission Champsaur sur l'organisation du marché de l'électricité<ref>{{Lien web |titre=Rapport de la commission sur l’organisation du marché de l’électricité |url=https://medias.vie-publique.fr/data_storage_s3/rapport/pdf/094000185.pdf|format=pdf |site=[[Vie-publique.fr]] |date=avril 2009 |consulté le=octobre 2023}}.</ref> d'{{date|avril 2009}} et l'[[étude d'impact]] sur le projet de loi portant nouvelle organisation du marché de l'électricité d'{{date|avril 2010}}<ref>{{Lien web |titre=Projet de loi portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) Étude d’impact |pages=79 |url=https://www.legifrance.gouv.fr/contenu/Media/Files/autour-de-la-loi/legislatif-et-reglementaire/etudes-d-impact-des-lois/ei_art_39_2010/ei_marche_electricite-1.pdf.pdf |format=pdf |date=avril 2010 |consulté le=octobre 2023}}.</ref> revenaient sur l'historique récent de l'évolution des prix en France et dans d'autres pays :
* la production française, issue à 90% du nucléaire et de l'hydraulique, émettait très peu de
* jusqu'en 2005, les prix de marché étaient inférieurs aux tarifs régulés de vente. Cette année-là, la réduction de surcapacités de production, la hausse des prix des combustibles et l'entrée en vigueur du
* dans les pays voisins et l'Allemagne en particulier, conformément à la théorie de l'optimum économique, le prix de marché était fixé, selon le principe de préséance économique, par la plus chère des unités de production ;
* l'[[Interconnexion électrique|interconnexion des réseaux]] devait
* ''in fine'', en France, les coûts modérés de production
* le TaRTAM et les incertitudes réglementaires dissuadaient en France l'arrivée de nouveaux fournisseurs sur le marché concurrentiel.
À ce stade, une nouvelle loi d'organisation du marché électrique devait sortir en France.
Le 23 avril 2009, l'Union européenne
relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE |url=https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX:32009L0028 |site=[[EUR-Lex]] |date=23 avril 2009 |consulté le=octobre 2023}}.</ref> qui
Elle
* le règlement 713/2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l'énergie ({{anglais|Agency for the Cooperation of Energy Regulators}}, ACER) en vue d’aider les autorités de régulation nationales à exercer et à coordonner leurs tâches réglementaires au niveau européen et, si nécessaire, à compléter leurs actions<ref>{{Lien web |titre=Règlement (CE) no 713/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie |url=https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:32009R0713 |site=[[EUR-Lex]] |date=13 juillet 2009 |consulté le=octobre 2023}}.</ref>
* le règlement {{n
* la directive 2009/72/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité dans l’UE, abrogeant la directive 2003/54/CE<ref>{{Lien web |titre=Directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE |url=https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:FR:PDF |site=[[EUR-Lex]] |date=13 juillet 2009 |consulté le=octobre 2023}}.</ref>
Ce paquet
=== Libéralisation progressive ===
Des [[Décret en France|décrets]] successifs ont progressivement abaissé en France le seuil de consommation permettant d’accéder au marché concurrentiel<ref>[http://www.cre.fr/marches/marche-de-detail/marche-de-l-electricite Marché de l’électricité], [[Commission de régulation de l'énergie]].</ref> :
* février 1999 : éligibilité des sites consommant plus de {{unité|100|GWh}} ;
* juin 2000 : éligibilité de tout site consommant plus de {{unité|16|GWh}} (soit un taux d'ouverture du marché de plus de 30 %)<ref>[http://www.developpement-durable.gouv.fr/cgi-bin/industrie/frame23e.pl?bandeau=/energie/gaz/be_gaz.htm&gauche=/energie/gaz/me_gaz.htm&droite=/energie/gaz/textes/ouvert_marches.htm L'ouverture des marchés français de l'électricité et du gaz] (extrait du rapport annuel de la [[Direction générale de l'Énergie et du Climat]] pour 2001).</ref> ;
Ligne 137 ⟶ 129 :
* juillet 2004 : éligibilité des entreprises et collectivités locales ;
* juillet 2007 : éligibilité de tous les [[consommateur]]s (dont les clients résidentiels) ;
* {{Date
* {{Date
===
* mettent en place un dispositif transitoire d'accès à l'électricité nucléaire historique (ARENH) devant prendre fin en décembre 2025. Pour favoriser le développement d’une concurrence face à EDF, un volume maximal de {{unité|100 TWh}} est cédé aux fournisseurs d'électricité qui le demandent en vue d'alimenter des consommateurs finaux sur le territoire métropolitain continental. Ce volume d’ARENH est vendu à un prix censé refléter les coûts de production par les centrales nucléaires d'EDF, soit un coût de {{unité|42
* imposent à chaque fournisseur d'électricité de disposer de garanties de capacités de fourniture pour satisfaire l'équilibre entre la production et la consommation sur le territoire métropolitain continental. La capacité d'une installation de production ou d'une capacité d'effacement de consommation est certifiée par contrat entre le fournisseur et RTE. Le mécanisme d'obligation de capacité prend en compte l'interconnexion du marché français avec les autres marchés européens ;
* instaurent un mode de calcul des tarifs réglementés de vente d'électricité par addition du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale du fournisseur ;
* les tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité pour les grandes et moyennes entreprises (les tarifs verts et jaunes) s’éteindront au plus tard au {{date
* instituent au profit des communes et départements une taxe, versée par les fournisseurs, sur la consommation finale d'électricité.
Ligne 158 ⟶ 150 :
=== Finalisation de l'intégration dans les marchés et les réseaux trans-européens - 2012 ===
Le 26 octobre 2012 voit la ratification du [[Traité sur le
À partir de cette date, les marchés français de l'électricité ayant été complètement réorganisés autour de la mise en concurrence des producteurs ainsi que de la liberté de choix de son fournisseur par les consommateurs, la régulation des réseaux ayant été organisée au niveau de l'Union européenne, les principes concurrentiels des marchés étant définis au niveau de l'UE, le système électrique français se trouve solidement imbriqué dans le système électrique européen.
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=== Évolution de l'ouverture du marché ===
La [[Commission de régulation de l'énergie]] (CRE) publie chaque trimestre un rapport sur le degré d'avancement de l'ouverture du marché<ref>[http://www.cre.fr/media/fichiers/marches/observatoire-des-marches-de-detail-du-3e-trimestre-2016 Observatoire trimestriel de la concurrence : marchés de détail au {{3e|trimestre}} 2016] {{pdf}}, CRE.</ref>. Voici les principales données au {{3e|trimestre}} 2016 :
* au {{date
* le marché de l’électricité reste encore dominé par les TRV, qui conservent 86,8 % des sites résidentiels et 69,8 % des sites non résidentiels ;
* la consommation fournie en offre de marché atteint {{unité|16.2|TWh}} (10,9 %) sur le segment résidentiel et {{unité|251.2|TWh}} (87,4 %) sur le segment non résidentiel ; la part de marché des fournisseurs alternatifs atteint 10,8 % dans le secteur résidentiel et 36,4 % dans le secteur non résidentiel ;
Ligne 177 ⟶ 169 :
En 2017, les fournisseurs d'électricité se multiplient : après [[TotalEnergies (électricité et gaz)|Total]] et [[Butagaz]], l'[[e-commerçant]] [[Cdiscount]], du [[groupe Casino]], lance une offre d'électricité qui serait selon lui 15 % moins chère que les TRV ; mais 84 % des clients restent fidèles à EDF<ref name=":0">{{Lien web|langue=fr|titre=Electricité : les concurrents d'EDF gagnent du terrain|url=https://www.lesechos.fr/2018/03/electricite-les-concurrents-dedf-gagnent-du-terrain-986146|site=Les Echos|date=2018-03-08|consulté le=2019-05-09}}.</ref>. La proportion de Français déclarant connaître leur droit à changer de fournisseur d'électricité stagne à 50 % contre 53 % en 2013, et seulement 33 % savent qu'[[Engie]] et EDF sont deux entreprises séparées et concurrentes. La marge de manœuvre des concurrents sur les coûts est limitée à 36 % du coût total, 35 % étant constitués de taxes (dont la [[Contribution au service public de l'électricité]] qui sert pour l'essentiel à financer les énergies renouvelables) et 29 % le coût du transport, qui échappe à la concurrence<ref>[https://www.lemonde.fr/energies/article/2017/10/20/electricite-la-concurrence-s-accroit-mais-les-prix-ne-baissent-pas_5203552_1653054.html Électricité : la concurrence s’accroît, mais les prix ne baissent pas], ''[[Le Monde]]'', 19 octobre 2017.</ref>. EDF a perdu un million de clients entre mi-2016 et mi-2017 : elle est passée de 27,5 à {{nobr|26,5 millions}} de clients<ref name=":0" />, selon la CRE ; Engie a déjà {{nobr|3,5 millions}} de clients électricité et Total se donne l'objectif d'en conquérir {{nobr|3 millions}}<ref>[https://www.lemonde.fr/economie/article/2017/10/20/chaque-mois-edf-perd-100-000-clients_5203673_3234.html Chaque mois, EDF perd {{nb|100000 clients}}], ''[[Le Monde]]'', 20 octobre 2017.</ref>.
En {{date
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Au {{1er|semestre}} 2019, les interventions pour impayés (coupures de courant ou réduction de puissance) déclarées par les fournisseurs d'électricité au [[médiateur national de l'énergie]] ont progressé de 18 % par rapport au {{1er|semestre}} 2018. Plusieurs fournisseurs plaident pour la création d'un fichier des impayés similaire à celui constitué par les opérateurs télécoms ; la [[Commission nationale de l'informatique et des libertés (France)|Commission nationale de l'informatique et des libertés]] a validé ce projet en {{date
Les TRV prennent fin pour la grande majorité des clients professionnels le {{
Fin 2020, sur le marché de l'électricité, EDF contrôle encore 47 % des volumes consommés par les industriels et 54 % sur le marché des entreprises et collectivités. En comparaison, dans le gaz, Engie ne contrôle plus que 42 % des volumes consommés par les entreprises, et même seulement 31 % pour les plus grands comptes<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/gaz-electricite-la-pleine-concurrence-va-pouvoir-jouer-pour-les-entreprises-1269752 Gaz, électricité : la pleine concurrence va pouvoir jouer pour les entreprises], ''[[Les Échos]]'', {{date
== Production d'électricité ==
Ligne 207 ⟶ 199 :
La loi précise également que ce prix est initialement fixé « en cohérence » avec le [[tarif réglementé et transitoire d'ajustement au marché]] (TARTAM), ce qui, selon le rapport {{nobr|« 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 »<ref name=champsaur2 />. 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 d’[[Engie]], jugeait inacceptable qu'un prix supérieur à {{unité|35 €/MWh}} puisse être fixé, [[Henri Proglio]], président-directeur général d'EDF, demandait au minimum {{unité|42 €/MWh}}<ref>{{Lien web | url = http://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/20101220trib000584671/gerard-mestrallet-le-prix-demande-par-edf-pour-nous-ceder-son-electricite-est-inacceptable.html | titre = interview de Gérard Mestrallet dans la Tribune ({{date
Le gouvernement a finalement fixé le prix de l'ARENH à {{unité|40 €/MWh}} au {{
Un nouveau mode de calcul devait être fixé et aurait dû être avalisé dès fin 2013, mais les négociations avec Bruxelles sur le projet de décret s'éternisent. Bruxelles s’inquiéterait des conséquences du nouveau mode de calcul de l’ARENH sur la concurrence dans la production d’électricité. En {{date
Le prix ARENH représentait, jusqu'en 2013, une partie importante de l'approvisionnement en électricité de fournisseurs alternatifs comme [[Direct Energie]] ou [[Planète Oui]]<ref>{{lien web|url=https://www.fournisseurs-electricite.com/france/169-infos/18455-prix-dun-mwh-delectricite-en-france |titre= Prix d'un MWh d'électricité en France | site=fournisseurs-electricite.com|date=16/09/2019}}.</ref>.
Le {{date
Le {{date
{| class="wikitable"
|+ Quantités et montants des achats à l'ARENH<ref name="bilan 2019">[https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/bilan-energetique-de-la-france-pour-2019 ''Bilan énergétique de la France pour 2019''], [[Ministère de l'Écologie (France)|Ministère de la Transition écologique et solidaire]], {{date
|- bgcolor="#00FFFF" align="center"
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EDF et ses concurrents sont confrontés en mars 2020 à la forte baisse de la demande d'électricité causée par les mesures de confinement appliquées en réaction à la [[Pandémie de Covid-19 en France|pandémie de Covid-19]] et à la chute des prix du marché de gros de l'électricité qui en a résulté.
Sur le marché de gros [[EPEX SPOT]], le {{date
Début 2020 des fournisseurs alternatifs arguent de la crise sanitaire Covid-19 devant le Conseil d'État pour obtenir un meilleur prix<ref name="Canard Enchaîné">{{lien web|langue=fr |titre=le Covid fait disjoncter EDF: Le courant gratuit d'EDF| url= https://www.lecanardenchaine.fr/tag/edf/|périodique=[[Le Canard enchaîné]] |date=15/04/2020}}.</ref>. Le {{date
[[TotalEnergies]] demande la mise en jeu de la clause de [[force majeure]] de ses contrats d'achats ARENH ; EDF refuse, considérant cette demande {{cita|opportuniste}} et rappelant que Total verse des dividendes à ses actionnaires en dépit de la crise sanitaire. Le {{date
[[Alpiq]], Gazel et TotalEnergies ayant suspendu leur contrat au motif que {{citation|la crise sanitaire constituait un cas de force majeure pour suspendre ces contrats.}}, le 2 juin 2020, EDF leur notifie la résiliation de leurs contrats d'achat d'électricité nucléaire au prix ARENH, au motif d'une {{Citation|suspension (...) au-delà d'une période de deux mois}}, conformément à la clause prévue par les dits contrats<ref>{{Lien web |url=https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/coronavirus-edf-resilie-les-contrats-de-trois-fournisseurs-dont-total-1207714 |titre= Coronavirus EDF résilie les contrats de trois fournisseurs, dont Total |périodique=[[Les Echos]] |date=2 juin 2020 |consulté le =19 juin 2020}}.</ref>.
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Face à la [[Crise énergétique mondiale de 2021|forte augmentation des prix de gros de l'électricité]], le gouvernement s'engage fin septembre 2021 à plafonner la hausse du tarif réglementé de vente (TRV) à 4 %, alors qu'elle se serait élevée à 35 % si aucune mesure gouvernementale n'avait été prise. Il décide de réduire la principale taxe sur l'électricité, la [[Taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques|taxe intérieure de consommation sur l'électricité]] (TICFE) qui est ramenée de {{unité|22,50 €/MWh}} à {{euro|50 centimes}}, le minimum autorisé par Bruxelles, ce qui correspond à un coût de {{euro|8 milliards}} pour le budget de l'État. Il impose à EDF une augmentation de {{unité|20 TWh}} du volume d'électricité nucléaire vendu à prix réduit à ses concurrents, pour le faire passer à titre exceptionnel de {{unité|100 à 120 TWh}}. La mesure doit coûter entre {{euro|7,7 et 8,4 milliards}} à EDF. Le PDG d'EDF [[Jean-Bernard Lévy]] y voit « une aide d'État en faveur de [ses] concurrents »<ref>Enrique Moreira, [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-comment-le-gouvernement-veut-limiter-la-hausse-du-tarif-a-4-1379057 Électricité : comment le gouvernement veut limiter la hausse du tarif à 4 %], lesechos.fr, 13 janvier 2022</ref>.
Fin janvier 2022, tous les syndicats du groupe appellent à la grève pour protester contre ces mesures. Ils s'opposent à la décision gouvernementale, annoncée le {{date
Le 2 août 2022, les députés et les sénateurs, réunis en commission mixte paritaire pour finaliser la loi sur le pouvoir d'achat, votent le gel du plafond de l'ARENH à {{unité|120 TWh/an}}, ainsi que le relèvement du prix de vente aux concurrents d'EDF à {{unité|49,5 €/MWh}}. Ce prix était jusque-là de {{unité|42 €/MWh}} et le plafond de l'ARENH de {{unité|100 TWh/an}}, mais un supplément d'ARENH de {{unité|20 TWh/an}} au prix de {{unité|46,20 €/MWh}} avait été imposé à EDF au début de 2022. La décision des parlementaires est cependant conditionnée à l'accord de la Commission européenne<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/crise-de-lenergie-le-parlement-allege-la-facture-pour-edf-1780160 Crise de l'énergie : le Parlement allège la facture pour EDF], ''[[Les Échos]]'', 2 août 2022.</ref>.
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* celles qui valorisent des [[déchets ménagers]] ou qui visent l'alimentation d'un [[réseau de chaleur]] ;
* les installations d'[[éolienne]]s à terre ou [[éoliennes en mer|en mer]] ; les installations qui utilisent l'[[énergie marine]], l'énergie [[solaire thermique]], l'énergie [[géothermie|géothermique]] ou hydrothermique ;
* celles qui utilisent les autres [[énergies renouvelables]], ou encore les installations qui mettent en œuvre des techniques performantes du point de vue de l'[[efficacité énergétique (économie)|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<ref>{{Légifrance|base=JORF|numéro=ECOI0000505D|texte=décret {{n°|2000-1196}} du {{date
* les [[moulins à vent]] ou à eau réhabilités pour la production d'électricité ;
* les installations qui valorisent des énergies de récupération ;
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|[[Panneau solaire photovoltaïque|Panneaux photovoltaïques]]
|de {{unité|9,80 c€/kWh}} à {{unité|17,89 c€/kWh}} pour un particulier au {{1er|trimestre}} 2022, selon la puissance et le degré d'intégration au bâti
|nowrap=1|<ref>[https://www.les-energies-renouvelables.eu/conseils/photovoltaique/tarif-rachat-electricite-photovoltaique/ Tarif de rachat électricité photovoltaïque du 1er février 2022 au 30 avril 2022], les-energies-renouvelables.eu, {{date
|-
|[[Biogaz]]
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|[[Biomasse (énergie)|Biomasse]]
|{{unité|12.05|c€/kWh}}, prix auquel peut également s'ajouter une prime d'efficacité énergétique
|nowrap=1|Arrêté du {{date
|-
|[[Cogénération]]
|Tarifs plus élevés pendant la période d'hiver, du {{date
|nowrap=1|Arrêté du {{date
|}
À compter du {{date
{| class="wikitable"
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|}
Les tarifs réglementés destinés aux consommateurs professionnels (tarifs « vert » et « jaune ») ont disparu depuis le {{
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<ref>{{Légifrance|base= JORF|url= http://legifrance.gouv.fr/affichCodeArticle.do?idArticle=LEGIARTI000023986694&cidTexte=LEGITEXT000023983208&dateTexte=vig|titre= Article L337-6 du code de l'énergie}}.</ref> :
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* et 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, Engie, Planète Oui, etc.) ; cette modification a été appliquée dès le {{
Le [[Conseil d'État (France)|Conseil d'État]] a jugé le {{date
Dix ans après l'ouverture des marchés du gaz et de l'électricité à la concurrence pour les particuliers , 84 % des sites résidentiels sont encore abonnés au tarif réglementé de vente (TRV) d'électricité d'EDF, et 49 % des foyers utilisant le gaz ont encore un contrat au TRV d'Engie. L{{'}}''Association nationale des opérateurs détaillants en énergie'' (ANODE) a déposé un nouveau recours pour l'abrogation des TRV et publié un livre blanc qui propose un calendrier<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/030944465027-tarifs-de-lenergie-les-concurrents-dedf-mettent-la-pression-sur-letat-2133925.php Tarifs de l'énergie : les concurrents d'EDF mettent la pression sur l'Etat], ''[[Les Échos]]'', 28 novembre 2017.</ref>.
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Fin 2017, les concurrents d'EDF ont {{nb|5,8 millions}} de clients résidentiels, soit une part de marché de 17,9 %, contre {{nobr|26,5 millions}} pour EDF ; sur l'année 2017, EDF a perdu un million de clients résidentiels abonnés au tarif réglementé ; EDF propose aussi des offres de marché qui n'ont été choisies que par {{nb|82000 clients}} résidentiels<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0301392827901-les-fournisseurs-delectricite-alternatifs-continuent-de-grignoter-edf-2159525.php Électricité : les concurrents d'EDF gagnent du terrain], ''[[Les Échos]]'', 8 mars 2018.</ref>.
À l'issue des négociations en « [[Procédure législative ordinaire|trilogue]] » des représentants du Conseil, de la Commission et du Parlement européens, un accord a été conclu le {{date
Fin 2018, le tarif bleu réglementé ne concerne plus que {{unité|25.6|millions}} de ménages, soit 77,3 % des sites de consommation et seulement 34 % de la consommation totale ; en un an, {{nb|900000 clients}} ont quitté le tarif régulé ; la part de marché des fournisseurs alternatifs a progressé de {{nobr|4 points}} à 21,9 %, et 35 % de la consommation totale. EDF et les [[Entreprise locale de distribution d'électricité et de gaz (France)|ELD]] ont commencé à proposer des offres de marché qui représentent {{nb|272000 clients}} fin 2018, contre {{nb|82000 clients}} fin 2017, et 31 % de la consommation totale<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0600881032656-electricite-les-concurrents-dedf-gagnent-encore-du-terrain-2251867.php Électricité : les concurrents d'EDF gagnent encore du terrain], ''[[Les Échos]]'', 13 mars 2019.</ref>.
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Les offres de marché d’électricité ont gagné {{nb|454000 clients}} (soit 5,2 %) en 2019 et les fournisseurs alternatifs ont atteint 27,7% de parts de marché à la fin de l’année. Cela laisse près de {{nobr|24 millions}} de sites encore au tarif réglementé (ou « tarif bleu ») d’EDF<ref>{{Lien web |langue=fr-FR |titre=Le marché de l’énergie en France |url=https://www.fournisseur-energie.com/actualites/marche-energie/ |site=Fournisseur-Energie |date=2020-10-16 |consulté le=2020-10-19}}.</ref>.
En février 2023, les tarifs réglementés de l'électricité ont augmenté de 15 %. Puis, le {{date
==== Causes de la hausse des prix ====
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* les produits ''spot'' ou au comptant sont livrés au maximum le lendemain de leur achat (''{{lang|en|day ahead}}''), voire plus rapidement encore (produits demi-horaires, horaires ou par blocs de plusieurs heures).
: Le prix ''{{lang|en|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...)<ref>{{Lien web |auteur=Pierre Gruet |titre=Enjeux de la gestion des risques sur les marchés d’électricité |url=https://variances.eu/?p=6923 |date=2022-10-06 |site=Variances |consulté le=2022-10-10 }}.</ref> ;
: Un mécanisme de couplage des marchés, mis en place en {{date
* 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.
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À titre d'exemple, {{unité|163 [[TWh]]}} ont été échangés sur le marché de gros intermédié au cours du {{2e|trimestre}} 2011, essentiellement sur le mode du gré à gré, {{unité|126 TWh}} étant injectés physiquement dans les réseaux<ref>Commission de régulation de l'électricité, [http://www.cre.fr/media/fichiers/marches/consulter-l-observatoire-du-2e-trimestre-2011 Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, {{2e|trimestre}} 2011] {{pdf}}.</ref>. Les prix ''{{lang|en|day ahead}}'' cotés sur EPEX étaient en moyenne de {{unité|49|€/MWh}} en base et {{unité|61.2|€/MWh}} en pointe, avec des pics ponctuels à près de {{unité|300|€/MWh}}. Le prix à terme sur un contrat ''[[Contrat à terme|futures]]'' était de {{unité|59.5|€/MWh}} en moyenne.
Sous l'effet de la baisse des prix du {{CO2}} et du charbon, puis du pétrole, les prix du marché de gros de l'électricité sont tombés au-dessous du prix de l'[[Accès régulé à l'électricité nucléaire historique|ARENH]] ({{unité|42 €/MWh}}) à partir de {{date
Cette baisse de prix s'est poursuivie au cours de l'année 2015, et s'est accentuée en fin d'année. En {{date
À l'automne 2016, les prix de gros remontent en flèche, atteignant {{unité|275 €/MWh}} pour une fourniture en base le {{date
À partir du printemps 2018, les prix de gros ont monté progressivement ; cette hausse s'est accélérée durant l'été, passant la barre des {{unité|50 €/MWh}}, et en {{date
=== Vente directe ===
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=== Manque d'information des consommateurs ===
D'après le baromètre du [[médiateur national de l'énergie]], publié en {{date
=== Foisonnement d'offres ===
Après Cdiscount, pionnier de l'e-commerce, d'autres sociétés du [[numérique]], y compris les GAFA, pourraient s'intéresser au marché de l'électricité, bousculant le paysage concurrentiel de l'électricité par un foisonnement d'offres<ref name="Tribune26102017"/>.
Avec l'ouverture du marché à la concurrence, le nombre de fournisseurs d'énergie ne cesse d'augmenter : on en comptait {{nobr|31 en 2018}}, presque trois fois plus qu'en 2013. Les cas de démarchage abusif par des fournisseurs d'énergie se multiplient : selon le médiateur de l'énergie, 56 % des Français ont été démarchés pour une offre de gaz ou d'électricité en 2018, contre 36 % en 2017. Le médiateur a recensé {{nb|1416 litiges}} (contestations de souscription ou dénonciations de pratiques commerciales) en 2018. Le démarchage par téléphone est majoritaire (environ 70 % des contacts). Engie et ENI arrivent en tête des plaintes, avec les trois quarts des litiges à eux deux. En {{date
En juin 2020, le médiateur de l'énergie signale une hausse de 35 % entre 2018 et 2019 des litiges commerciaux (démarchages abusifs ou frauduleux, problèmes de facturation) entre les fournisseurs d'électricité et de gaz et leurs clients particuliers. En 2019, ses services ont été saisis de {{nb|1883 litiges}} concernant le démarchage, soit une hausse de 65 % en trois ans.
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=== Consolidation du marché causée par la crise énergétique de 2021-2022 ===
La [[Crise énergétique mondiale de 2021|crise énergétique de 2021-2022]] entraîne une restructuration majeure du marché : de nombreux concurrents d'EDF, déstabilisés par la hausse brutale des cours de l'électricité et du gaz, se retirent du marché. En octobre 2021, Leclerc énergie stoppe la commercialisation de ses contrats, laissant le soin à ses {{nombre|150000 clients}} de trouver un fournisseur de secours. En {{date
Fin août 2022, le [[Médiateur national de l'énergie|médiateur de l'énergie]], Olivier Challan Belval, constate un fort resserrement des offres d'énergie : seules {{nobr|40 offres}} sont répertoriées par ses services, contre une centaine à l'été 2021, et le nombre de fournisseurs est passé d'une trentaine à 18<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/electricite-les-prix-eleves-accelerent-la-deconfiture-des-fournisseurs-alternatifs-1783750 Électricité : les prix élevés accélèrent la déconfiture des fournisseurs alternatifs], ''[[Les Échos]]'', 25 août 2022.</ref>.
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