Comprendre le fonctionnement du marché de l’électricité français mais surtout Européen

L’électricité est une ressource omniprésente et indispensable dans nos vies, mais le parcours de sa production jusqu’à sa consommation est souvent méconnu. Dans cet article, nous allons analyser et expliquer le fonctionnement de ce marché particulier, en dévoilant les étapes et les acteurs qui permettent à cette ressource vitale de nous parvenir de manière fiable.

Comment est produite notre électricité ? 

L’électricité est une “énergie finale” qui est produite par la transformation d’une “énergie primaire”. Le réseau électrique français est alimenté par une électricité ayant des origines diverses : 

• Fossile : pétrole, gaz et charbon
• Nucléaire
• Renouvelables : éolien, solaire, hydraulique, géothermie, biomasse

Ces sources diverses d’électricité apportent une stabilité et une fiabilité de l’approvisionnement. La répartition par source d’énergie constitue le mix électrique. Ces grands équilibres, et leurs évolutions varient d’un pays à l’autre en fonction des politiques énergétiques mises en place, la France se différenciant principalement par la prédominance historique du nucléaire comme on peut le voir dans la comparaison ci-dessous avec le mix de l’UE (2020).

France : 

Union européenne : 

Source : https://www.connaissancedesenergies.org/

L’ouverture à la concurrence comme fondement du fonctionnement du marché 

Ce processus graduel a débuté dans les années 1990 et s’est étalé sur plusieurs années. En 2000, l’Union européenne a adopté la Directive européenne sur le marché intérieur de l’électricité, obligeant les États membres à libéraliser leurs marchés de l’électricité. En conséquence, le marché français s’est progressivement ouvert à la concurrence, ce qui a complètement changé son fonctionnement.

Dans un premier temps, des mesures ont été prises pour séparer la production, le transport, la distribution et la fourniture d’électricité, afin de favoriser la concurrence et empêcher les monopoles. EDF, qui détenait le monopole sur l’ensemble de la chaîne de valeur, a dû se diviser en plusieurs entités distinctes, dont EDF Énergies Nouvelles pour les énergies renouvelables, ou RTE et Enedis pour la gestion du réseau de transport d’électricité. En parallèle, de nouvelles entreprises ont été autorisées à entrer sur le marché français de la production et de la fourniture d’électricité. Les consommateurs français ont donc eu la possibilité de choisir leur fournisseur d’électricité.

Cette ouverture à la concurrence visait à offrir aux consommateurs des choix plus vastes, des tarifs plus compétitifs et à stimuler l’innovation dans le secteur de l’énergie.

Source : https://www.totalenergies.fr

Qui produit notre électricité ?

EDF est historiquement le premier producteur français. L’entreprise exploite le parc nucléaire français, et a diversifié sa production d’électricité à partir d’autres sources, contribuant ainsi à la diversification de son mix énergétique.

Parallèlement, de nombreux acteurs privés, tels que Engie, TotalEnergies, et des entreprises spécialisées dans la production électrique (aussi appelées Independant Power Producers ou « IPP »), sont devenus des acteurs importants de la production et ont investi massivement dans les énergies renouvelables. L’éolien, le solaire et l’hydroélectricité sont de plus en plus exploités par ces entreprises, ce qui contribue à la transition vers une électricité plus propre et plus durable.

Comment notre électricité est-elle transportée des sites de production aux consommateurs ?

Il est tout d’abord important de comprendre que la France fait partie d’un réseau interconnecté européen d’électricité, le plus grand du monde. Il s’agit d’un vaste système de transport et de distribution électrique qui relie les pays d’Europe entre eux. Les interconnexions électriques, composées de lignes à haute tension et de câbles sous-marins, relient les réseaux nationaux, permettant ainsi la vente et l’achat d’électricité entre les pays, en fonction des besoins et de la disponibilité de l’énergie. Par exemple, l’électricité produite en Allemagne peut être consommée en France et inversement. Ce réseau interconnecté offre de nombreux avantages, tels que la sécurité de l’approvisionnement et la diversification des sources d’énergie. Il favorise également l’intégration des énergies renouvelables, car il permet de transférer l’électricité produite par des sources éoliennes ou solaires d’une région à une autre, contribuant ainsi à l’atteinte des objectifs de transition énergétique en Europe.

A titre d’illustration, la carte ci-dessous détaille les réseaux nationaux et les connexions entre pays :

Source : https://www.entsoe.eu/data/map/

En France, malgré l’ouverture à la concurrence, les activités de transport et de distribution sont restées des domaines réservés à des acteurs publics, détenues majoritairement par EDF :

• RTE (Réseau de Transport d’Électricité) est responsable du réseau public de transport d’électricité haute tension. 
• Enedis (anciennement ERDF) s’occupe de 95% du réseau de distribution d’électricité.

En d’autres termes, RTE peut être considéré comme le réseau d’autoroutes des électrons et Enedis celui des routes départementales. 

Par ailleurs, RTE est représenté dans le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSOE) qui est l’association regroupant les 42 acteurs de 35 pays à travers l’Europe.

Chaque consommateur, qu’il soit particulier ou professionnel, paye le service apporté par ces entreprises dans le cadre de sa facture d’électricité provenant de son fournisseur. Ce coût s’additionne alors au prix du MWh produit et consommé. 

La vente et l’achat de gros d’électricité, comment cela fonctionne ? 

Depuis l’ouverture à la concurrence, l’activité de fourniture d’électricité est donc assurée par une multitude d’acteurs. Ces acteurs doivent alors s’approvisionner en électricité afin de fournir leurs clients particuliers et professionnels. Pour cela, il existe plusieurs options :

• Production propre : certains fournisseurs ont leurs propres centrales de production, leurs permettant de couvrir tous ou une partie de leurs besoins. C’est le cas bien sûr de EDF mais également d’acteurs importants comme Engie ou TotalEnergies.  
• Utility PPA : certains producteurs ne sont pas fournisseurs et doivent vendre leur production. Bien que la plupart de cette production soit vendue à EDF, une partie peut l’être via un contrat de gré à gré avec un fournisseur d’électricité. Le fournisseur s’engage à acheter directement tout, ou une partie, de l’électricité qui provient directement d’une unité de production. 
• ARENH (Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique) : pour favoriser la concurrence et un accès privilégié à une électricité compétitive pour les entreprises en France, les fournisseurs ont la possibilité d’acheter une partie de l’électricité nucléaire à un prix régulé. Ils peuvent ensuite la redistribuer à leurs clients professionnels. Néanmoins ce dispositif s’arrêtera fin 2025 et sera remplacé par un nouveau mécanisme. 

Le marché boursier européen : Enfin, pour compléter leurs besoins, il existe une place d’échange réglementée (European Power Exchange). Comme de nombreux autres marchés, le prix est régi par la rencontre entre l’offre et la demande via un système appelé « Merit order » visant à « appeler » les sources d’énergies primaires selon leurs coûts marginaux, du plus faible au plus élevé. Le prix du marché est alors égal au coût marginal de la dernière énergie appelée.

Que représente le coût marginal d’une énergie ? 

Le coût marginal du KWh est à différencier du coût de production de ce dernier. En effet, il ne prend pas en compte les coûts fixes (investissements de construction d’une centrale, coûts opérationnels fixes) mais uniquement les coûts variables générés par la production de chaque KWh additionnel :

• Coût de la ressource (charbon par exemple) utilisée pour produire un kWh
• Le coût carbone répercuté notamment pour le gaz et le charbon
• Les coûts d’opération et de maintenance variables.   

Les énergies renouvelables, ne payant pas leurs ressources (vent, eau, rayons solaires) et n’ayant pas non plus à appliquer de taxe carbone, ont les coûts marginaux les plus bas devant l’énergie nucléaire. Lors des périodes de pic de consommation, les centrales à gaz et à charbon sont appelées pour compléter l’offre avec des coûts marginaux plus importants. Quand la production renouvelable et nucléaire ne suffit pas à satisfaire la demande à un instant t, c’est donc le coût des centrales thermiques, et indirectement le coût du gaz et du charbon, qui fixe le prix de l’électricité sur le marché.

Le merit order, un système perfectible ?

En place depuis plus de 20 ans, Le Merit Order a fait ses preuves avec des avantages indéniables :

• Flexibilité : la stabilité du réseau électrique nécessitant un équilibre entre offre et demande à chaque instant, le merit order permet de gérer les pics et les creux de consommation.
• Environnement : appelée en première, l’électricité verte bénéficie d’un plus fort attrait des investissements et son développement en est stimulé. 
• Efficience : contrairement aux unités de production du renouvelable et du nucléaire, les centrales à gaz et à charbon ont une meilleure capacité à être utilisées de façon ponctuelle. Un sens inverse de Merit Order entraînerait un “gaspillage” d’énergie produite et non consommée. 

Historiquement, le système du Merit Order a abouti à une certaine stabilité des prix de l’électricité, ou du moins une évolution mesurée sans fluctuations violentes. 

Mais à partir de fin 2021, des phénomènes et évènements externes vont mettre en avant les faiblesses de ce système en impactant fortement le comportement du marché et créant des fluctuations de prix importantes :

• Loin d’immuniser le marché de l’électricité, le merit Order corrèle le prix de l’électricité à celui du gaz et entraîne une dépendance envers les principaux producteurs (Russie, Qatar…)
• Du fait du marché européen, cette dépendance n’est plus nationale alors que les politiques énergétiques le sont. Alors que la France consomme historiquement peu de gaz et de charbon dans son mix, ce n’est pas le cas d’autres pays comme l’Allemagne, impactant alors le prix de l’électricité en France. A l’inverse, la baisse de la production nucléaire française (aggravant la crise) entraîne également des conséquences négatives sur les prix des autres pays. 

L’illustration ci-dessous en donne un aperçu détaillé : 

Source : RTE