Commercialisation de l’électricité

Publié le Jeudi 22 décembre 2016
Depuis l’ouverture totale des marchés de l’électricité en 2007, les tarifs réglementés, arrêtés par le gouvernement et proposés par les fournisseurs historiques, coexistaient avec les offres de marché librement fixées par l’ensemble des fournisseurs (historiques et alternatifs). La fin de l'année 2015 a marqué un tournant, avec la suppression des tarifs réglementés pour les gros et moyens consommateurs (puissance souscrite supérieure à 36 kVA) en France métropolitaine continentale.

La part de marché d’EDF reste élevée, à plus de 75% en volume, mais décroît progressivement. L'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) et les conditions de marché actuelles garantissent aux fournisseurs alternatifs de pouvoir proposer des offres compétitives sur l’ensemble des segments de marché.

Le prix de détail de l’électricité en France est un des plus bas d’Europe. La réforme de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), devrait permettre de stabiliser cette composante de la facture, qui avait significativement augmenté au cours des dernières années. Par ailleurs, la compétitivité des consommateurs électro-intensifs reste un point de vigilance, et plusieurs mesures en leur faveur ont été décidées en 2015.

 

Les offres libres et réglementées

Marché de l'électricité

Consommateurs dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 36 kVA

Dans le cadre de l’ouverture des marchés à la concurrence, les clients résidentiels et professionnels ont le choix entre :

  • des offres au tarif réglementé de vente (TRV), proposées uniquement par EDF et les entreprises locales de distribution (comme par exemple Electricité de Strasbourg)

  • des offres de marché, proposées par tous les fournisseurs d’énergie, y compris les fournisseurs historiques.

 

Le principe de réversibilité permet de passer des TRV aux offres de marché et inversement, sans limitation.

A fin juin 2016, les TRV concernaient 87% des consommateurs résidentiels. Plus d’une dizaine de fournisseurs alternatifs proposent des offres de marché sur ce segment de clientèle.

 

Consommateurs dont la puissance souscrite est supérieure à 36 kVA

Pour les professionnels moyens et gros consommateurs, les tarifs réglementés ont été supprimés le 31 décembre 2015, ce qui a constitué une nouvelle étape importante de l’ouverture des marchés.

L’article 25 de la loi n° 2014-344 du 17 mars 2014 relative à la consommation a prévu plusieurs mesures visant à accompagner cette suppression :

  • des courriers d’information ont été envoyés aux consommateurs concernés ;

  • les consommateurs qui n’avaient pas opté spontanément pour une offre de marché au 1er janvier 2016 ont basculé automatiquement dans une « offre de transition » proposée par le fournisseur historique, dont la durée est limitée à 6 mois.

A compter du 1er juillet 2016, les clients qui n’avaient pas opté pour une offre de marché ont été affectés à des fournisseurs retenus selon une procédure concurrentielle (lancée le 17 mars 2016), organisée par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), conformément à l’ordonnance n°2016-129 du 10 février 2016.

 

Évolution du nombre de sites aux tarifs réglementés de vente puis en offre transitoire chez EDF, ayant perdu leur éligibilité aux tarifs réglementés de vente le 1er janvier 2016 :

Source : Observatoire du marché de détail de la CRE 2ème trimestre 2016

Évolution du nombre de sites aux tarifs réglementés de vente

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L’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH)

Depuis l’entrée en vigueur en 2010 de la loi NOME (Nouvelle organisation du marché de l’électricité), les fournisseurs alternatifs peuvent bénéficier de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH). Cette source d’approvisionnement en électricité, à hauteur de la part de la production nucléaire dans la consommation, est fournie dans des conditions de coûts équivalentes à celles de l’opérateur historique, ce qui doit permettre à l’ensemble des consommateurs, quel que soit leur fournisseur, de continuer à bénéficier de la compétitivité du parc nucléaire historique. L’ARENH est une option pour les fournisseurs alternatifs, qui peuvent également choisir de s’approvisionner entièrement sur le marché de gros lorsque les prix de marché sont inférieurs à l’ARENH.

 

Répartition des parts de marché entre fournisseurs

Avec la suppression des tarifs jaunes et verts au 31 décembre 2015, la part de marché des fournisseurs alternatifs (en volumes vendus, ensemble du marché) est passée de 15 à 25%. Pour les clients domestiques, les fournisseurs historiques (EDF et les entreprises locales de distribution) restent les principaux fournisseurs d’électricité, avec 87% des clients en général, et 87% des clients domestiques (respectivement 73% et 90% des volumes) (source : CRE, Observatoire des marchés de détail, 2ème trimestre 2016).

Les principaux fournisseurs alternatifs sont Engie, Direct Energie, Alpiq, Uniper, Enel... Certains concentrent leur stratégie commerciale sur les gros et moyens consommateurs (Uniper, Alpiq, etc), tandis que d’autres ciblent davantage les petits et moyens consommateurs (Direct Energie, Engie). On note l'arrivée récente sur le marché français de nouveaux fournisseurs d'électricité, comme Total ou ENI.

 

Les différents consommateurs d’électricité

Ils sont répartis en deux catégories : résidentiels et professionnels (services et industrie) :

  • 31,9 millions de sites résidentiels, représentant une consommation totale de 150,7 TWh (source observatoire des marchés de détail de CRE – 2ème trimestre). Parmi ces sites, au 30 juin 2016, 27,8 millions sont au tarif bleu résidentiel pour une consommation de 133,1 TWh, soit 87% des sites et 90% des volumes;

  • 5,0 millions de sites professionnels, représentant une consommation totale de 282,6 TWh (source CRE).

 

Répartition des consommations entre les différents types de consommateurs au 30 juin 2016

Répartition des consommations entre les différents types de consommateurs

La structure du prix de l’électricité

La tarification de l’électricité repose sur l’empilement de plusieurs « briques » de coûts : chaque client paie un prix qui correspond aux coûts supportés par son fournisseur1 depuis les coûts liés à l’approvisionnement en énergie jusqu’à la commercialisation en passant par ceux liés à l’acheminement.

 

Une part acheminement

Cette part correspond au tarif d’utilisation du réseau public de l’électricité (TURPE) qui est fixé par le régulateur, la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Son objet est de couvrir les coûts des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité (RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution - ELD). Ces coûts participent notamment à l'entretien des réseaux, à leur développement ou à leur enfouissement.

 

Une part énergie

Cette part comprend les coûts de commercialisation et la marge du fournisseur ainsi que ses coûts d’approvisionnement en énergie sur le marché de l’électricité ou via ses propres moyens de production.

 

Une part fiscalité

Cette part comprend les taxes suivantes :

  • la Contribution au service public de l’électricité (CSPE) (qui a fusionné avec la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité au 1er janvier 2016) prévue par l’article 266 quinquies C du Code des douanes, dont les fournisseurs d’électricité sont redevables sur la base de leurs livraisons d’électricité aux consommateurs finals. Elle contribue au financement des charges de service public de l’énergie. Depuis le 1er janvier 2016, la CSPE est fixée à 22,5 €/MWh. La réforme de la CSPE conduite en 2015 devrait permettre de stabiliser la CSPE à ce niveau, en contrepartie d'une plus forte contribution des énergies fossiles au financement des charges de service public de l'énergie ;

  • les Taxes communales et départementales sur la consommation finale d’électricité (TCCFE et TDCFE), qui sont fixées et perçues localement par les collectivités locales communales et départementales. Leur montant varie de 0,5 à 9,6 €/MWh ;

  • la Contribution tarifaire d’acheminement (CTA), qui finance une partie des retraites des agents des industries électriques et gazières. Elle représente en moyenne 2% de la facture TTC d’électricité pour un petit consommateur ;

  • la TVA, dont le taux est de 5,5% pour la part abonnement pour les petits consommateurs (puissance souscrite inférieure ou égale à 36kVA), et de 20% pour la part proportionnelle à l’énergie consommée.

 

Les offres des fournisseurs comprennent :

  • une part fixe (ou part abonnement), en €/an, qui comprend essentiellement les coûts fixes d’acheminement et de commercialisation (ex : coût de relève, coût de facturation) et qui dépend notamment de la puissance souscrite;

  • une part variable, qui est proportionnelle à l’énergie consommée (donc en €/kWh) et qui représente le coût de l’électricité ainsi que les coûts variables d’acheminement et de commercialisation (incluant notamment le coût de collecte des certificats d’économies d’énergie).

 

Parts relatives de chacune des composantes du prix pour les tarifs Bleu résidentiel au 30 juin 2016

En résumé, le prix de l’électricité payé par les consommateurs résidentiels se répartit en un tiers pour la part fourniture, un tiers pour le transport et la distribution et un dernier tiers pour les taxes.

Parts relatives de chacune des composantes du prix pour les tarifs Bleu résidentiel

Composition du prix de l'électricité

Composition du prix de l'électricité

Le prix de l’électricité payé par les consommateurs résidentiels se répartit en un tiers pour la part fourniture, un tiers pour le transport et la distribution et un dernier tiers pour les taxes.

Version texte de l'infographie

L’évolution du prix de l’électricité

Les tarifs réglementés de vente de l’électricité ont historiquement été fixés à un niveau élevé pour financer les forts investissements dans le parc de production, notamment nucléaire consentis par l’opérateur EDF (Electricité de France). Ils ont ensuite fortement diminué au cours du temps en euros constants, reflétant ainsi la baisse des investissements dans le parc de production électrique français. La nécessaire relance des investissements (opérations de maintenance, notamment, énergies renouvelables, investissements réseau) a entraîné ces dernières années une inflexion de la courbe (cf. infra).

 

Évolution du prix de l’électricité TTC depuis 1950 en € constants par MWh

Évolution du prix de l’électricité TTC depuis 1950

Les prix de l’électricité en France sont parmi les plus bas d’Europe

Selon les données Eurostat de 2015, le prix de l’électricité (hors TVA) pour les industriels dans l’Union européenne est en moyenne de 25% supérieur au prix français alors que celui de la Zone Euro est de 32% supérieur au prix français.

Pour les particuliers, le prix TTC de l’électricité dans l’Union Européenne est en moyenne supérieur de 26% au prix français, tandis que le prix moyen dans la zone Euro est supérieur au prix français de 31%.

Par le jeu de divers mécanismes d’exemption, les prix de l’électricité payés par certains gros consommateurs industriels dans d’autres pays de l’Union peuvent néanmoins être inférieurs aux prix français, en particulier dans le contexte actuel de baisse des prix de gros de l’électricité. Toutefois, les mesures prises dans le cadre de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte en faveur des entreprises électro-intensives situées en France ont permis de réduire ce différentiel de compétitivité.

 

La nouvelle construction des tarifs réglementés de l’électricité pour les petits consommateurs

Depuis fin 2014, la construction des tarifs réglementés est désormais fondée sur la logique d'empilement des coûts d'un fournisseur-type présentée ci-dessus : addition du coût de l’ARENH, du coût du complément d’approvisionnement valorisé au prix de marché, du coût d’acheminement, du coût de commercialisation et d’une rémunération normale (articles R.337-19 et suivants du code de l’énergie).

Ce nouveau mode de calcul contribue à limiter l’augmentation des prix de l’électricité. Jusqu’à présent, les tarifs réglementés étaient déterminés uniquement en fonction des coûts comptables d’EDF. Avec la nouvelle méthode, ils doivent refléter pour partie les coûts d’EDF et, pour une autre partie, les prix de marché qui sont actuellement plus faibles, créant une incitation pour l’opérateur historique à réaliser des gains de productivité.

Cette nouvelle méthode permet enfin de garantir que l’ensemble des fournisseurs alternatifs est en mesure de proposer des offres compétitives sur ce segment de marché.

Depuis le 8 décembre 2015, les tarifs réglementés de vente de l’électricité sont proposés par la Commission de régulation de l’énergie et approuvés par décision des ministres en charge de l’énergie et de l’économie.

Sur la base de cette nouvelle méthodologie, les tarifs réglementés de vente bleu résidentiel, hors taxes, ont diminué en moyenne de 0,5% en 2016.

 

Le prix de l’électricité pour les électro-intensifs

Pour les entreprises électro-intensives, l’électricité est un facteur de coût majeur. Au sens du code général des impôts, ces entreprises représentent 7% du chiffre d’affaires de l’industrie et 5% de sa valeur ajoutée pour environ 97 000 salariés. Leur consommation d’électricité représente environ 10% de la consommation intérieure d’électricité française et 50% de la consommation d’électricité de toute l’industrie manufacturière. Pour ces industries, la facture d’électricité représente en moyenne 4,7% du chiffre d’affaires, et jusqu’à 40% de la valeur ajoutée pour les secteurs les plus intensifs (métallurgie). Ces entreprises sont en général fortement exposées à la concurrence internationale qui bénéficie parfois de prix de l’électricité plus compétitifs, notamment en Amérique du nord où, du fait d’un gaz trois fois moins cher, et aussi, dans certaines régions, d’une hydroélectricité localement très abondante, l’électricité est sensiblement moins chère que la moyenne européenne.

Différents mécanismes sont mis en œuvre pour permettre aux entreprises françaises, et en particulier les entreprises électro-intensives, de continuer à bénéficier de prix de l’électricité compétitifs. Ainsi, la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) et les lois de finances de fin 2015 ont prévu plusieurs dispositions spécifiques pour ces consommateurs. L’objectif est de préserver la compétitivité de ces industries, en valorisant leur contribution à la stabilité du réseau et en leur permettant de s’engager dans l’amélioration de leur performance énergétique.

Ainsi, les entreprises électro-intensives bénéficient d’un niveau de taxe réduit sur leur consommation d’électricité. Le principe de ces exonérations a été maintenu, et renforcé, dans le cadre de la réforme de fin 2015. Les entreprises peuvent bénéficier de taux réduit de CSPE, en fonction du niveau de leur électro-intensivité et de leur exposition à la concurrence internationale. Elles bénéficient d’un taux de CSPE compris entre 7,5 et 0,5 € par mégawattheure.

Par ailleurs, la LTECV a prévu une réduction des tarifs de transport pour les industries qui présentent un profil de consommation utile au système électrique (par exemple si ce profil est plat ou anticyclique). Cette réduction peut atteindre jusqu’à 90% pour les sites les plus électro-intensifs. Pour bénéficier de cette réduction, l’entreprise doit mettre en œuvre une politique de performance énergétique, qui est contrôlée par l’État.

Enfin, un dispositif de « compensation carbone » a été mis en place, comme le permet la réglementation européenne, afin de compenser le coût du CO2 répercuté dans les prix de marché de l'électricité. Il vise les entreprises exposées à un risque important de « fuite de carbone » au titre des coûts indirects, c’est-à-dire celles pour lesquelles l’impact du prix des quotas européens de carbone répercuté dans les prix de l’électricité est fort, les exposant à la concurrence d’entreprises situées en dehors de l’Union Européenne. En 2016, ces entreprises seront compensées à hauteur de 80 %

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