Ouverture du marché de l’électricité : ce qui a changé en France

Au commencement

En France, la montée en puissance de l’usage de l’électricité s’illustre notamment par la création et le développement des centrales thermiques et hydroélectriques. Au départ, l’électrification se concrétise en fonction des ressources du territoire. En effet, les zones de production thermiques se trouvent principalement dans le nord (vers les mines de charbon), tandis que l’hydroélectricité se développe dans les massifs de la moitié sud de la France.
Des acteurs privés réalisent alors les investissements et construisent la plupart de ces unités de production. Les réseaux de transport et de distribution de l’électricité sont en premier lieu régionaux, gérées souvent par ces entités privées ou semi-privées. Cependant, l’industrialisation massive et les besoins grandissant des zones urbaines font changer le paradigme.

Une première pour l’électricité

En 1906, une première grande loi électrique prévoit 3 statuts pour le réseau de distribution : régie municipale ou syndicat intercommunal, permission de voirie et concession.
Cette première loi est fondatrice car le réseau de distribution d’électricité en France est encore aujourd’hui toujours régie par le principe de la concession. En effet, il appartient aux collectivités locales qui concèdent sa gestion aux gestionnaires de réseau de distribution comme Enedis.

L’électrification française

Le programme d’électrification du territoire est établi par l’État qui le contrôle, et les départements exécutent ce plan d’investissement. Grâce à ce développement conjoint entre l’État et les collectivités locales, la France passe de 20% d’électrification en 1919 à 97% en 1941.

A la suite de la seconde guerre mondiale, la loi de nationalisation de 1946 réorganise totalement les industries électriques et gazières. Cette loi établit la nationalisation de la production, du transport, de la distribution, de l’importation, de l’exportation et de la fourniture d’électricité (et de gaz naturel aussi), et crée 2 monopoles : Électricité de France (EDF) pour l’électricité, Gaz de France (GDF) pour le gaz.

Ces deux monopoles gèrent pendant près d’un demi-siècle toutes les questions du secteur de l’énergie, de la production à la fourniture. Elles établissent avec l‘État et ses gouvernements successifs la politique énergétique du pays, comme l’avènement du « tout-nucléaire » dès les années 70.

Une énergie qui s’ouvre sur l’Europe

Comme pour d’autres secteurs, l’Union Européenne met alors en place une politique énergétique qui donne naissance à un marché unique.

Objectifs : sécurité et compétitivité

La création du marché intérieur de l’énergie vise à répondre à plusieurs besoins :

• Sécuriser l’approvisionnement d’énergie en Europe : grâce aux interconnexions (réseaux de transport de l’énergie transfrontaliers), aux bourses d’échange, et au développement de nouvelles capacités de production au sein des États membres ;
• Garantir des prix de fourniture abordables pour tous les citoyens européens, en établissant une concurrence saine et des prix formés sur le marché ;
• Protéger les consommateurs et l’environnement par des mesures législatives spécifiques.

En 1996, elle définit le cadre nécessaire à l’harmonisation et à la libéralisation du marché intérieur européen de l’énergie, et demande aux États membres de s’y référer.
Les réseaux de transport et de distribution d’électricité demeurent pour leur part des monopoles nationaux.

En France

La loi du 10 février 2000 qui transpose les directives européennes de 1996 (et 1998 pour le gaz) concernant la déréglementation des marchés, met en place :

• L’ouverture à la concurrence de l’activité de production et de fourniture d’électricité ;
• Une tarification spéciale “produit de première nécessité” ;
• La séparation de l’activité de gestionnaire du réseau de distribution de celle de fourniture ;
• L’institution de l’obligation d’achat de l’électricité d’origine renouvelable par EDF OA (Obligation d’Achat) ;
• La création de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).

L’accès aux différentes offres sur le marché de la fourniture d’électricité s’ouvre de manière progressive pour les consommateurs français.
D’abord autorisé pour les gros consommateurs d’électricité, en majorité en 2004, ce droit s’élargit à l’ensemble des consommateurs finaux en 2007.

Le cas français

Afin de permettre l’exercice de la concurrence entre fournisseurs et de garantir aux consommateurs des prix stables et qui reflètent la compétitivité du parc nucléaire existant, la France a décidé de créer des outils d’intervention publique via la loi NOME en 2010.

NOME, la loi relative à la Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité

La loi NOME (n°2010-1488) du 7 décembre 2010 vise à répondre à plusieurs objectifs :

– Pallier le déficit de concurrence en permettant l’accès à la production du parc nucléaire français aux fournisseurs alternatifs de manière transitoire ;
– Assurer la continuité et le démantèlement du parc nucléaire d’EDF ;
– Garantir un prix juste pour le consommateur final.

Des outils d’intervention publique nécessaires

Trois dispositifs clés permettent ainsi de répondre aux objectifs suivants :

Les TRV : Tarifs Réglementés de Vente

Mis en place en 1999 pour les grands consommateurs, les TRV étaient accessibles à l’ensemble des consommateurs en 2007 avant d’être finalement restreints aux particuliers et petits professionnels en 2021. Ces tarifs sont définis par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) et sont calculés en additionnant une part d’approvisionnement (le tarif de l’ARENH, le complément d’approvisionnement au marché, les garanties de capacité), un complément lié à la fourniture (les coûts de commercialisation, la rémunération/marge du fournisseur) et les coûts d’acheminement (le TURPE). Cette méthodologie vise à garantir la contestabilité, à savoir la faculté pour les fournisseurs alternatifs de pouvoir proposer aux consommateurs des offres de marché à prix égaux ou inférieurs.
Au 31 mars 2023, ces tarifs concernent 63% des sites résidentiels et 32% des petits professionnels.

L’ARENH : Accès Régulé au Nucléaire Historique

Ce mécanisme a été mis en place en 2011 à la suite de la loi NOME et prendra fin en 2025. Il a pour objectif de partager la rente du nucléaire avec l’ensemble des consommateurs. Ainsi, il donne accès aux fournisseurs alternatifs à la production nucléaire dont EDF, fournisseur historique, est le seul exploitant. Autour de 25% de cette production (100 TWh) est donc mise à disposition à un tarif régulé à 42 €/MWh, considéré comme représentatif des conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires concernées. Tout fournisseur alternatif peut exercer son droit à l’ARENH auprès de la CRE chaque année sur la base des prévisions de consommation de ses clients. Le reste de son énergie devant être acheté sur le marché de gros. Cet accès régulé est souvent pointé du doigt comme source de perte du fournisseur historique. Pourtant, si ce volume d’électricité nucléaire n’était pas vendu aux fournisseurs alternatifs au prix de l’ARENH, il serait proposé aux consommateurs finaux directement via les tarifs réglementés de vente qu’EDF a pour obligation de proposer.

Le mécanisme de capacité

Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité en période dites “de pointe” (période de forte demande en électricité), la France a mis en place en 2017 un mécanisme sous forme d’obligations de capacité (opérationnel jusqu’à fin 2026). Les fournisseurs d’électricité sont tenus de se fournir en certificats de capacité à hauteur de leur consommation constatée les jours de pointes hivernales. Les fournisseurs de capacité peuvent être du côté de la production comme du côté de la consommation (on parle alors “d’effacement”). Les revenus perçus par les fournisseurs de capacité complètent les revenus perçus pour l’énergie fournie/évitée ce qui permet à certaines centrales (par exemple les centrales à gaz) peu utilisées mais indispensables à l’équilibrage du réseau d’être maintenues en activité.

Des évolutions à venir

Au moment de l’ouverture du marché, le coût de l’électricité produite par les réacteurs nucléaires français était très compétitif, ce qui a rendu nécessaire la mise en place des mécanismes compensatoires détaillés ci-dessus. Ces mécanismes arrivant à échéance (fin 2025 pour l’ARENH et fin 2026 pour le mécanisme de capacité), la question des solutions de remplacement se pose dans un contexte de crise énergétique mondial, et de réforme du marché européen de l’électricité qui divise les États membres.

La France dispose aujourd’hui d’un parc de production nucléaire vieillissant, qui fait l’objet d’un grand carénage et dont la disponibilité est amoindrie. Même si la solution du nouveau nucléaire est retenue par le gouvernement actuel, sa production ne sera disponible qu’à partir de 2035, au mieux. Il faut donc nécessairement déployer rapidement des capacités de production renouvelables pour permettre de répondre à un besoin court-terme face à l’urgence climatique.