Le marché de l’électricité en France

Avant l’ouverture du marché français de l’électricité (juin 2000), l’ensemble des sites de consommation étaient tous soumis à des tarifs réglementés, fixés par les pouvoirs publics. A partir de juin 2000, tous les sites ayant une consommation annuelle supérieure à 16GWh sont devenus éligibles, c’est à dire qu’ils ont obtenu le droit de quitter leur contrat sous tarif réglementé (a) soit en renégociant leur contrat avec le fournisseur historique (b) soit en changeant de fournisseur. A partir de février 2003, tous les sites ayant une consommation annuelle

d’électricité supérieure à 7GWh sont devenus éligibles puis à partir de juillet 2004, toutes les entreprises et collectivités publiques. L’ouverture des marchés s’est accompagnée de la mise en place d’un marché de gros. Dans tous les systèmes électriques, les transactions « spot » qui ont lieu la veille pour le lendemain ou à quelques heures du temps réel doivent être équilibrées pour le gestionnaire du réseau de transport (GRT). Cette responsabilité est assurée auprès du gestionnaire du réseau de transport, par un nombre réduit d’acteurs du marché de gros, les responsables d’équilibre.

- Dans le modèle centralisé du pool obligatoire, le pool est l’unique responsable d’équilibre. Il opère la confrontation entre toutes les offres et toutes les demandes d’électricité programmées la veille pour le lendemain et fixe le prix d’équilibre pour chaque heure (ou chaque demi-heure). Il existe donc 24 (ou 48) prix respectivement.

- Dans le modèle décentralisé, la bourse d’échanges spot et des transactions bilatérales coexistent. Les acteurs optent librement pour l’un ou l’autre des deux types de transactions. En J-1, la bourse opère la confrontation entre les offres et les demandes programmées pour le lendemain et fixe le prix d’équilibre pour chaque heure. Le programme équilibré issu de la bourse est ensuite transmis au GRT.

En France, c’est le modèle décentralisé qui a été privilégié. En 2001 un marché de gros facultatif

52 « coexiste » avec un marché de gré à gré (OTC (Over The Counter) à travers des contrats bilatéraux). Powernext SA assure la gestion d’un marché organisé facultatif qui propose des contrats en J-1 pour la gestion du risque volume à court terme sur Powernext Day-Ahead depuis le 21 novembre 2001, et des contrats financiers pour la gestion du risque prix à moyen terme sur Powernext Futures depuis le 18 juin 2004^53. Les acteurs de ces marchés de gros, qui peuvent prendre différentes formes sont essentiellement les fournisseurs et les négociants (traders) mais il est possible de retrouver de gros consommateurs. Le marché de gros est caractérisé par l’importance des volumes par rapport aux quantités effectivement livrées. Sur le marché de gros français les volumes pour livraison en France ont crû de façon régulière au cours des quatre

52 Qui n’inclut pas de paiements pour la capacité, uniquement pour l’énergie.

53 Powernext opère sous le contrôle de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF) et de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE).

dernières années. Pendant le 1er trimestre 2005, le volume total des transactions sur le marché de gros livrées sur la plaque France est estimé à 55TWh, soit environ 34% des injections ou soutirages sur le réseau électrique français au cours de la période. En France, comme dans le reste de l’Europe (sauf sur NordPool, le marché scandinave), les volumes échangés sur les bourses restent limités par rapport aux volumes échangés entre acteurs sur le marché de gré à gré, que ce dernier soit intermédié (par des sociétés de courtage) ou non (entre acteurs bilatéralement) au travers de transactions OTC directes ou via des intermédiaires. Les volumes sur Powernext Day-Ahead sont en constante progression. Le marché spot de Powernext a progressé de 89% en un an, passant de 7,48TWh en 2003 à 14,18TWh en 2004. Cette tendance se poursuit en 2005 et 2006. Au 2 novembre 2005, Powernext Day-Ahead comptait 48 membres, parmi lesquels on retrouve la plupart des producteurs et fournisseurs d’électricité français et européens. Le prix Powernext Day-Ahead est déterminé par un fixage (c'est-à-dire une enchère journalière). Le jour de négociation, tous les ordres d’achat et de vente sont agrégés par tranche horaire (les participants ont aussi la possibilité de soumettre des ordres « blocs » liant entre elles des heures individuelles de la journée). L’algorithme de fixage détermine par interpolation linéaire le prix d’équilibre (« Market Clearing Price ») uniforme⁵⁴ et le volume d’équilibre (« Market Clearing Volume »). Sur le marché Day-Ahead l’électricité est négociée pour livraison le lendemain sur 24 tranches horaires. Le graphique ci- dessous (Graphique 2.3.1) montre l’évolution du prix horaire Powernext J-1 de 2003 à 2006.

Graphique 2.3.1: Evolution du prix horaire J-1 sur Powernext de 2003 à 2006

Source : Powernext

54 Tous les vendeurs et tous les acheteurs font leurs transactions à ce prix

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

1/1/2003 7/1/2003 1/1/2004 7/1/2004 1/1/2005 7/1/2005 1/1/2006

€/MWh

En contrepartie de la prise de participation d’EDF dans le capital de l’électricien allemand EnBW, la Commission de Bruxelles a demandé à EDF de céder 6GW de puissance installée. En pratique EDF reste l’opérateur chargé de faire fonctionner les centrales mais le produit de celles-ci ne lui appartient plus. Il s’agit donc de droits de tirage pour la quantité de puissance acquise.

Les VPP (Virtual Power Plants) sont mis aux enchères sous la forme de trois produits: VPP base, VPP pointe et les PPA (Power Purchase Agreements: 1,000 MW exercés au prix de marché).

Le schéma ci-dessus résume la nouvelle organisation du marché de l’électricité en France. La concurrence a été introduite dans les segments amont (production) et aval (fourniture) de la chaîne de valeur. L’ouverture est encore partielle et une partie des consommateurs est toujours confrontée à des tarifs régulés. Les segments concurrentiels sont centrés autour du marché de gros qui comprend le marché de gré à gré (OTC) et le marché facultatif Powernext sur lesquels interviennent les producteurs et les « commercialisateurs » (y compris EDF) pour fournir les consommateurs éligibles.

Figure 2.3.1: Le marché de l’électricité en France

OTC Powernext

EDF CNR SNET

SHEM

RTE & ERD

Imports

Consommateurs au tarif régulé

Consommateurs au prix de marché

“Commercialisateurs”

EDF

Production

T & D Fourniture

Consommation Marché de gros

VPP Transactions

compétitives Transactions

régulées