Marché de l'électricité en France

La loi NOME a prévu un partage de la « rente nucléaire » entre EDF et les fournisseurs alternatifs d'électricité, obligeant EDF à céder jusqu'à 100 TWh d'électricité par an à ses concurrents à des conditions représentatives des conditions économiques de production d’électricité par ses centrales, conditions évaluées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE)[15].

Le partage de ces volumes d'électricité entre les différents fournisseurs d'électricité sera établi par la CRE, sur la base d'un mécanisme tenant compte de la taille de leurs portefeuilles de clients. En effet, elle impose à EDF de céder environ un quart de sa production nucléaire à la concurrence à un prix défini par arrêté, dit ARENH.

Le prix est fixé par arrêté ministériel. Selon la loi[16], il doit être représentatif des conditions économiques de production d'électricité par les centrales nucléaires, en tenant compte de l'addition de quatre éléments :

• la rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l'activité ;
• les coûts d'exploitation ;
• les coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l'extension de la durée de l'autorisation d'exploitation ;
• les coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d'installations nucléaires de base.

La loi précise également que ce prix est initialement fixé « en cohérence » avec le TARTAM (tarif réglementé), ce qui, selon le rapport 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 »[17]. 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 de Engie, jugeait inacceptable qu'un prix supérieur à 35 €/MWh puisse être fixé, Henri Proglio, président-directeur général d'EDF, demandait au minimum 42 €/MWh[18]. Le rapport rendu, à la demande du gouvernement, par une commission présidée par Paul Champsaur recommandait un tarif de 39 €/MWh en moyenne sur la période 2011-2015[17].

Le gouvernement a finalement fixé le prix de l'ARENH à 40 €/MWh au 1^er juillet 2011 puis 42 €/MWh à compter du 1^er janvier 2012[19].

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 octobre 2014, l’Autorité française de la concurrence avait émis un avis critique sur le projet de décret. EDF souhaite obtenir à terme un ARENH de 52 €/MWh pour couvrir ses coûts, mais les fournisseurs alternatifs ont intérêt à s’approvisionner en priorité sur le marché de gros, qui offre depuis fin 2014 des prix plus attractifs (autour de 39 €/MWh)[20].

Le Prix ARENH représentait, jusqu'en 2013, une partie importante de l'approvisionnement en électricité de fournisseurs alternatifs comme Direct Energie ou Planète Oui[21].

Le 17 janvier 2020, le gouvernement ouvre une consultation sur un nouveau mécanisme visant à mieux rémunérer la production nucléaire afin de permettre à EDF d'investir dans la rénovation du parc nucléaire existant : EDF devrait commercialiser la quasi-totalité de sa production nucléaire, soit 360 TWh environ, avec un niveau de prix stable, garanti et encadré par un plancher et un plafond, entre lesquels l'écart serait de six euros[22].

Le 25 janvier 2021, sur une rumeur d'échec des négociations entre la France et la Commission européenne pour une réforme du dispositif ARENH, l’action du groupe EDF s’écroule et perd jusqu’à 18 % dans l’après-midi pour clôturer à − 15 %. Le groupe voudrait au moins un prix ARENH à 48 €/MWh contre la mise en œuvre de la réorganisation "Hercule"[23].

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 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 13 avril 2020 à 15 h, la France toujours en confinement sanitaire a connu un cours négatif toute la journée et EDF a dû consentir à ses clients de gros un pic de prix négatif de l'électricité aux alentours de −75 €/MWh[24]^,[25]. Cela signifie que les acheteurs d'électricité étaient payés par les vendeurs pour prendre leur électricité. Les prix négatifs sur le marché de gros sont des événements qui arrivent de temps en temps quand se produit une surproduction d'électricité en Europe. Dans ces cas, les producteurs d'électricité doivent payer leurs gros clients industriels pour écouler l'électricité produite[25]. Quand le prix spot, même positif, descend en dessous du prix ARENH (par exemple à 42 €/MWh) il y a manque à gagner pour EDF, les fournisseurs alternatifs non liés par contrat se reportant sur le marché EPEX SPOT[26]. Les fournisseurs alternatifs qui ont signé des contrats d'approvisionnement au prix ARENH avec EDF doivent continuer à se fournir à ce prix. Il y a surcoûts pour ces fournisseurs et concurrents tenus par ces contrats.

Début 2020 des fournisseurs alternatifs arguent de la crise sanitaire Covid-19 devant le conseil d'état pour obtenir un meilleur prix[25]. Le 17 avril 2020, le Conseil d'État rejette le recours en référé, déposé par deux associations de fournisseurs d'énergie, considérant qu'il n'était pas établi que les pertes subies par les fournisseurs concernés seraient « d'une ampleur telle qu'elles mettent en péril (...) leur survie à horizon de quelques mois » et que « ces pertes auraient un tel effet dans le délai nécessaire, au juge compétent, pour statuer sur les demandes dont il a été saisi »[27].

Total Énergies demande la mise en jeu de la clause de force majeure de ses contrats d'achats ARENH ; EDF refuse, considérant cette demande « opportuniste » et rappelant que Total verse des dividendes à ses actionnaires en dépit de la crise sanitaire. Le 20 mai 2020, le Tribunal de commerce de Paris ordonne à EDF de ne plus s'opposer à la suspension du contrat d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique conclu avec Total Énergies, rappelant que le contrat ARENH n'évoque « ni la solidité intrinsèque du contractant ni son appartenance à un groupe réputé puissant ». EDF souhaite faire appel « afin d'obtenir un jugement au fond »[28] (trois autres fournisseurs alternatifs ont obtenu la même décision, dont Gazel, propriété du tchèque Daniel Kretinsky, les libérant des prix ARENH pour cas de force majeure[29]).

Alpiq, Gazel et Total Énergies ayant suspendu leur contrat au motif que « 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 « suspension (...) au-delà d'une période de deux mois », conformément à la clause prévue par les dits contrats[30].

L'article L. 314-1 du code de l'énergie[31] prévoit qu'EDF et sur 5 % du territoire, les entreprises locales de distribution, sont tenus d'acheter à un tarif réglementé l'électricité produite par certaines installations. Il s'agit principalement de promouvoir la production d'électricité à partir de sources renouvelables et de faciliter ainsi la réalisation des objectifs environnementaux et climatiques. Les surcoûts découlant pour les distributeurs de la différence entre ces tarifs réglementés et le prix du marché leur sont remboursés par une surtaxe payée par les consommateurs d'électricité : la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) dont le montant atteint 22,5 €/MWh en 2020. Depuis 2016, les contrats de rachat peuvent être passés avec d'autres fournisseurs d'énergie, les premiers agréés étant Enercoop[32], Direct Énergie[33] et BCM Energy[34] (maison-mère de Planète Oui).

Les installations qui permettent à un particulier ou une entreprise de bénéficier de ce tarif d'achat sont :

• celles qui valorisent des déchets ménagers ou qui visent l'alimentation d'un réseau de chaleur ;
• les installations d'éoliennes à terre ou en mer ; les installations qui utilisent l'énergie marine, l'énergie solaire thermique, l'énergie géothermique ou hydrothermique ;
• celles qui utilisent les autres énergies renouvelables, ou encore les installations qui mettent en œuvre des techniques performantes en termes d'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[35]. En particulier, ces installations doivent avoir une puissance installée inférieure à 12 MW. La cogénération à partir de biomasse n'est concernée que pour les installations de puissance supérieure à 2 MW ;
• les moulins à vent ou à eau réhabilités pour la production d'électricité ;
• les installations qui valorisent des énergies de récupération ;
• dans les départements d'outre-mer, les installations qui produisent de l'électricité à partir de la biomasse, dont celle issue de la canne à sucre.

Les tarifs varient considérablement en fonction du type de source d'énergie (les tarifs sont particulièrement élevés pour l'électricité solaire), de la taille de l'installation et de son impact environnemental. Le tableau suivant donne des exemples de tarifs d'achat avec son fondement juridique[36].

La loi NOME oblige dans son article 6 les fournisseurs d'électricité à disposer de garanties de capacités d'effacement de consommation et de production d'électricité, afin de mieux équilibrer la production et la consommation d'électricité. L'effacement consiste à reporter sur les périodes « creuses » la consommation d'électricité qui aurait pu être effectuée en période de pointe.

Ces capacités d'effacement ou de production pourront être échangées sur un marché de capacité.

Sur tout le territoire national (de même que dans la majeure partie de l'Union européenne), deux types d'offres existent sur le prix de détail :

• les prix libres, que peuvent proposer tous les fournisseurs alternatifs (Alterna, Direct Énergie, EDF, Enercoop, Engie, Gaz Électricité de Grenoble, Poweo, etc.)
• les tarifs réglementés, fixés par le gouvernement, et que seuls EDF et les entreprises locales de distribution d'électricité (ELD) peuvent proposer. En pratique certains contrats à prix libre sont indexés sur les tarifs réglementés (par exemple 92 % du tarif réglementé pour une offre low-cost, ou 100 % du tarif réglementé pour une offre classique avec service après vente)

Dans les deux cas, le prix doit incorporer le tarif d'utilisation du réseau public d'électricité (TURPE), dont le niveau est fixé là encore par le gouvernement, ainsi que des taxes supplémentaires.

Au niveau local, il peut arriver que la distribution d'énergie soit en Société d'économie mixte, comme à Grenoble (Gaz Électricité de Grenoble). Néanmoins les règles nationales avec les deux types de tarifs s'appliquent entièrement.

À tout moment, le consommateur peut choisir de quitter le tarif réglementé ou d’y revenir sans condition. La comparaison des tarifs est proposée sur des sites web dits « comparateurs ». Il existe des comparateurs privés, mais l'obligation de service public impose le comparateur national du médiateur national de l'énergie[42].

La diversité des offres contractuelles a donné naissance à l'activité de courtier en énergie.

Les consommateurs ont accès, en France, à des tarifs définis par le gouvernement, sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie. Seuls le fournisseur historique (EDF) et les entreprises locales de distribution d'électricité et de gaz sont tenus de proposer ces tarifs.

Les tarifs réglementés de vente (TRV) d'électricité résultent de l'addition[43] :

• du prix de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH)
• du coût du complément à la fourniture d’électricité qui inclut la garantie de capacité
• des charges d’acheminement (TURPE, qui dépend de la catégorie de client mais pas du fournisseur)
• des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération normale.

Il existe plusieurs catégories de tarifs réglementés :

Les tarifs réglementés destinés aux consommateurs professionnels (tarifs « vert » et « jaune ») ont disparu depuis le 1^er janvier 2016 ; EDF a 220 000 clients professionnels sur 430 000 sites, dont 100 000 au tarif vert et 330 000 au tarif jaune[44]. Depuis le 31 décembre 2015, les 474 000 entreprises, hôpitaux ou collectivités locales abonnés au tarif jaune ou vert d'EDF (ceux ayant une puissance souscrite supérieure à 36 kVA) ont dû signer un contrat en « offre de marché » avec un fournisseur d'électricité en vertu des règles de libéralisation du secteur. Au 30 septembre 2014, seulement 16 % des 41 000 grands sites (59 % de leur consommation de 177 TWh) et 5 % des 443 000 sites moyens (5 % de leur consommation de 59 TWh) sont déjà en offres de marché. Quelques collectivités locales (la Ville de Paris et le Sipperec) ou hôpitaux (UniHA) ont lancé un appel d'offres. Selon la CRE, douze fournisseurs d'électricité sont aujourd'hui actifs sur le marché des grands professionnels en France, mais, selon le PDG de Engie Gérard Mestrallet, « le niveau des tarifs jaune et vert pour les entreprises ne nous permet pas en réalité d'être compétitifs aujourd'hui » (par rapport à EDF)[45].

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[46] :

• de l'ARENH (voir ci-dessus) ;
• du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité ;
• des coûts d'acheminement de l'électricité ;
• des coûts de commercialisation ;
• 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 1^er novembre 2014, avec pour résultat une hausse réduite à 2,5 % pour les particuliers au lieu de 5 % prévus initialement, et de 1,5 % en 2015 puis de 2 % en 2016, selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE), alors que le mode de calcul précédent aurait entraîné une hausse de 6,7 % pour les particuliers cette année. Cette réduction des hausses limite les marges de manœuvre des fournisseurs alternatifs pour concurrencer EDF avec des offres de marché[47]. Par ailleurs, le décret modifiant le mode de calcul des tarifs réglementés de l'électricité, publié le 29 octobre 2014, précise que l'application du nouveau mode de calcul se fera « sous réserve de la prise en compte des coûts » d'EDF. Cette mention introduite par le Conseil d'État fait déjà l'objet d'interprétations divergentes entre le ministère et les fournisseurs[48].

Le Conseil d'État a jugé le 19 juillet 2017 que le maintien de tarifs réglementés du gaz naturel était contraire au droit de l'Union européenne. Le ministre de la Transition écologique et solidaire Nicolas Hulot, a reconnu lors d'une audition au Sénat : « à un moment ou à un autre, il faudra se plier aux injonctions de Bruxelles concernant les tarifs de gaz et d'électricité. Nous allons évidemment faire en sorte que cela se fasse le moins douloureusement possible »[49].

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[50].

Fin 2017, les concurrents d'EDF ont 5,8 millions de clients résidentiels, soit une part de marché de 17,9 %, contre 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 82 000 clients résidentiels[51].

À l'issue des négociations en « trilogue » des représentants du Conseil, de la Commission et du Parlement européens, un accord a été conclu le 19 décembre 2018 sur les deux derniers textes du « Paquet Énergie propre », en discussion depuis deux ans : les États membres qui réglementent toujours les tarifs appliqués aux ménages pourront continuer à le faire, mais ils devront présenter un rapport d'évaluation des progrès réalisés pour mettre un terme à la réglementation des prix. D'ici à 2025, la Commission devra présenter un rapport sur les progrès globaux au sein de l'UE, qui pourra inclure une proposition visant à mettre un terme à la réglementation des tarifs[52].

Fin 2018, le tarif bleu réglementé ne concerne plus que 25,6 millions de ménages, soit 77,3 % des sites de consommation et seulement 34 % de la consommation totale ; en un an, 900 000 clients ont quitté le tarif régulé ; la part de marché des fournisseurs alternatifs a progressé de 4 points à 21,9 %, et 35 % de la consommation totale. EDF et les ELD ont commencé à proposer des offres de marché qui représentent 272 000 clients fin 2018, contre 82 000 clients fin 2017, et 31 % de la consommation totale[53].

Les offres de marché d’électricité ont gagné 454 000 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 24 millions de sites encore au tarif réglementé (ou « tarif bleu ») d’EDF[54].

Les prix de marché résultent de l'addition[43] :

• du TURPE, fixé par décision ministérielle sur proposition de la CRE. Le TURPE est indépendant du fournisseur mais dépend de la catégorie de client (fonction de la puissance souscrite et de la tension de raccordement);
• du prix de fourniture qui est libre et dépend du fournisseur.

Plusieurs taxes s'ajoutent au tarif réglementé comme au prix de marché[55] :

• taxes sur la consommation finale :
  • taxes communale[56] et départementale[57] sur la consommation finale d’électricité ;
  • taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité[58], créée par la loi NOME au profit de l'État pour les clients dont la puissance maximale souscrite est supérieure à 250 kVA. Les entreprises dont la consommation d'électricité représente une charge très importante (électro-intensifs) sont exemptés du paiement de cette taxe ;
• contribution au service public de l'électricité (CSPE), qui finance notamment la péréquation tarifaire, le tarif de première nécessité et le développement des énergies renouvelables via le mécanisme de l'obligation d'achat (voir plus haut) ;
• contribution tarifaire d'acheminement (CTA), fixée par arrêté ministériel en pourcentage du prix d’acheminement de l’électricité ;
• taxe sur la valeur ajoutée (TVA).

Malgré l'ouverture à la concurrence dans l'électricité, les prix de l'électricité ont largement augmenté, progressant de 50 % environ entre 2007 et 2020 selon l'Insee. Les principales causes de cette hausse résident dans l'évolution des réglementations. Premièrement, l'accroissement du poids de la fiscalité, en particulier de la CSPE, taxe destinée surtout à soutenir le développement des énergies renouvelables ; jusqu'à 2016, elle explique une grande part de l'augmentation du budget consacré à l'électricité, mais depuis 2016 elle a cessé d'augmenter. À partir de 2017, le marché de capacité a pris le relais ; destiné à rémunérer l'« assurance anti-blackout » que représentent les capacités des centrales pilotables, disponibles à tout moment pour garantir l'ajustement offre-demande d'électricité, les prix du marché de capacité, payés aux producteurs d'électricité par les fournisseurs d'électricité, qui les répercutent ensuite sur les factures des consommateurs, ont été multipliés par presque quatre en quatre ans (environ 1,8 €/MWh en 2017, presque 6,5 €/MWh en janvier 2021) ; par ailleurs, les certificats d'économie d'énergie (CEE), institués pour obliger les fournisseurs d'électricité à financer des travaux de rénovation énergétique, sont également répercutés sur les factures des consommateurs ; or leur coût, largement inférieur à 1 €/MWh jusqu'en 2017, atteint 5 €/MWh en 2021. Enfin, les coûts des réseaux augmentent de 1,4 % par an du fait des investissements de raccordement des énergies renouvelables et des bornes de recharge pour véhicules électriques, et le coût d'approvisionnement des fournisseurs d'électricité sur les marchés européens sont tirés à la hausse par la progression des prix des quotas de CO₂[59].

Tous les nouveaux fournisseurs qui se lancent sur le marché des particuliers en 2017 (sauf Butagaz et Cdiscount) proposent une offre d'électricité issue des sources renouvelables (hydroélectrique, éolien ou solaire). EDF a lancé en octobre deux offres de marché « vertes ». Hormis EDF, la plupart de ces fournisseurs ne produisent pas eux-mêmes la totalité de leur électricité verte ; ils achètent des certificats de garantie d'origine (CGO) émis par les producteurs. Pour chaque kWh qu'il consomme, le client est assuré qu'une quantité équivalente d'électricité d'origine renouvelable est produite quelque part en Europe. Le prix est très différent selon l'origine de l'électricité « verte » : de quelques dizaines de centimes par mégawattheure pour les grands barrages du nord de l'Europe jusqu'à quelques euros/MWh pour de petits producteurs français. Environ 1,4 million de clients résidentiels sont en offre verte, soit 5 % des volumes, alors que 17 % de la production est d'origine renouvelable en France[60].

Sur le marché de gros, l’électricité est négociée entre producteurs, fournisseurs d'électricité et négociants intermédiaires, avant d’être livrée sur le réseau à destination des clients finaux (particuliers ou entreprises)[61].

Il existe des bourses d'échange, telles qu'EPEX SPOT pour les produits spot (Paris) et EEX Power Derivatives France pour les produits à terme (Leipzig). Les échanges peuvent aussi s'effectuer de gré à gré, soit directement, soit par l'intermédiaire d'un courtier. Les transactions ne débouchent pas toujours sur une livraison physique, le produit pouvant être acheté puis revendu.

Deux types de produits existent :

• les produits spot ou au comptant sont livrés au maximum le lendemain de leur achat (day ahead), voire plus rapidement encore (produits demi-horaires, horaires ou par blocs de plusieurs heures).

Le prix 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...) ;

Un mécanisme de couplage des marchés, mis en place en novembre 2010 entre la France, l'Allemagne, l'Autriche et les pays du Benelux, permet de coordonner les modes de fixation des prix sur les marchés nationaux, ce qui permet d'améliorer la gestion des interconnexions et la liquidité des marchés. Une conséquence est le rapprochement des prix day ahead dans ces pays ;

• 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.

Les produits sont de plus différenciés selon qu'ils portent sur l'électricité de base (servie tout au long de la journée et de l'année) ou sur l'électricité de pointe (livrée aux moments où la consommation est plus importante, ce qui peut nécessiter la mise en œuvre de capacités de production spécifiques).

Les contrats à terme constituant une grande part de l'approvisionnement des fournisseurs, les tarifs de vente aux consommateurs finaux se fondent plutôt sur les prix à terme que sur les prix spot.

À titre d'exemple, 163 TWh ont été échangés sur le marché de gros intermédié au cours du 2^e trimestre 2011, essentiellement sur le mode du gré à gré, 126 TWh étant injectés physiquement dans les réseaux[62]. Les prix day ahead cotés sur EPEX étaient en moyenne de 49 €/MWh en base et 61,2 €/MWh en pointe, avec des pics ponctuels à près de 300 €/MWh. Le prix à terme sur un contrat futures était de 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'ARENH (42 €/MWh) à partir de décembre 2014, puis à 38 €/MWh en janvier 2015, et le prix à terme pour livraison en 2016 n'est plus que 37 €/MWh : en Allemagne, le prix de gros est même tombé au-dessous de 32 €/MWh ; en novembre 2014, les achats des fournisseurs alternatifs à EDF ont chuté de plus de moitié, à 15,8 TWh, contre 36,8 TWh un an plus tôt. De plus, comme le tarif réglementé est en partie indexé sur le prix de gros depuis l'automne 2014, ce tarif a augmenté beaucoup moins que prévu ; ces évolutions vont stimuler la concurrence et faire baisser les parts de marché d'EDF[63] ; les premiers bénéficiaires en sont les grands industriels[64].

Cette baisse de prix s'est poursuivie au cours de l'année 2015, et s'est accentuée en fin d'année. En janvier 2016, le prix de gros de l'électricité sur le marché à court terme n'était plus que de 28 €/MWh. Côté offre, la baisse des prix du pétrole, du gaz et du charbon, qui déterminent en grande partie le cout de production de l'électricité au niveau européen, s'est poursuivie. Côté demande, la consommation européenne d'électricité n'a pas retrouvé son pic de 2006, et le début de l'hiver 2015-2016 a été clément. La baisse du prix de gros a favorisé les fournisseurs d'électricité alternatifs, accentuant leur concurrence sur EDF. L'ordre de grandeur de l'impact de cette baisse pour EDF, si le prix de 28 €/MWh se maintenait, serait de 2 milliards d'euros par an[65].

À l'automne 2016, les prix de gros remontent en flèche, atteignant 275 €/MWh pour une fourniture en base le 3 novembre 2016 à livraison la semaine suivante, et même plus de 500 €/MWh pour une fourniture en pointe ; cette remontée découle des arrêts exceptionnels de réacteurs nucléaires ordonnés par l'ASN pour des contrôles sur des matériels forgés par AREVA : vingt tranches étaient encore à l'arrêt, totalisant 20 GW, soit près d'un tiers des capacités nucléaires ; ces arrêts avaient fait remonter les prix à 70 €/MWh fin octobre, et la forte baisse des températures début novembre a amplifié cette hausse. Les prix de gros pour livraison en 2017 atteignent 49 €/MWh, dépassant donc le niveau de l'ARENH (42 €/MWh), ce qui va pousser les concurrents d'EDF à s'approvisionner à nouveau auprès d'EDF à ce tarif[66].

À partir du printemps 2018, les prix de gros ont monté progressivement ; cette hausse s'est accélérée durant l'été, passant la barre des 50 €/MWh, et en septembre 2018 le prix pour livraison en 2019 a atteint 63 €/MWh ; cette évolution est fortement corrélée à la hausse des cours des quotas d'émissions de CO₂ : longtemps resté à environ 5 €, le prix de la tonne de CO₂ atteint 23,7 € en septembre 2018, sous l'effet du mécanisme de stabilité destiné à résorber les quotas[67].

La vente directe d'électricité (en anglais : PPA pour « Power Purchase Agreement »), très répandue aux États-Unis, commence à se développer en France : en juin 2020, Auchan signe trois contrats d'approvisionnement en électricité verte directement auprès de leur producteur : achat à Voltalia pendant 20 ans de la production de deux nouvelles centrales solaires situées à Grasse (Alpes-Maritimes) et à Martigues (Bouches du Rhône), d'une puissance totale de 61 MW, et achat au développeur canadien Boralex et au français Eurowatt de l'électricité produite par deux centrales éoliennes qui ne bénéficieront plus d'un tarif d'achat garanti par l'État à partir de 2020 et jusqu'en 2023. Ces trois transactions se sont conclues à un prix situé entre 40 et 50 € par mégawattheure ; elles couvriront 16 % des besoins d'Auchan qui se fixe l'objectif d'atteindre 100 % en 2030. Des contrats de même type ont déjà été conclus par la SNCF et Crédit mutuel Alliance fédérale[68].

D'après le baromètre du médiateur national de l'énergie, publié en octobre 2017, environ la moitié des Français résidents ne savent pas — en 2017 — qu'il est possible de changer de fournisseur d'électricité. Seul un tiers a conscience du fait qu'EDF et Engie sont deux sociétés différentes et concurrentes[69].

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[69].

Avec l'ouverture du marché à la concurrence, le nombre de fournisseurs d'énergie ne cesse d'augmenter : on en comptait 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 1 416 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 octobre 2019, la Direction générale de la concurrence et de la répression des fraudes a infligé une amende de 900 000 € à Engie pour « manquements aux règles encadrant le démarchage ». Une autre enquête est en cours : la DGCCRF a perquisitionné les locaux d'Engie, d'Eni et de onze entreprises sous-traitantes spécialisées dans le démarchage à domicile[70].

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 1 883 litiges concernant le démarchage, soit une hausse de 65 % en trois ans.

En 2019, Eni concentrait près d'un litige sur cinq soumis au médiateur, soit 329 litiges pour 100 000 contrats de gaz ou d'électricité, près de 60 % de plus qu'en 2018 ; Engie est à 96 litiges pour 100 000 contrats et Total Direct Énergie à 93 litiges[71].

Une directive européenne issue du « Clean Energy Package » impose à tous les fournisseurs d'électricité disposant d'au moins 200 000 clients de proposer une offre « à prix variable », directement indexée sur le prix du marché de gros : quand les prix montent (en hiver ou encore quand le vent souffle moins dans les pales des éoliennes), la facture gonfle, et quand les prix baissent, la facture se réduit. Prévue initialement pour 2021, son entrée en vigueur pourrait intervenir dès 2022 ; pour la Commission européenne, de telles offres inciteraient les consommateurs à réduire leur consommation d'électricité quand elle coûte plus cher pour faire face demain aux besoins de flexibilité des réseaux. La première de ces offres est lancée en mars 2021 par le fournisseur d'électricité Barry, filiale du finlandais Fortum. Les associations de consommateurs comme les fournisseurs d'électricité critiquent ce système, craignant une multiplication des litiges et des impayés ainsi que les lourds investissements informatiques qu'il implique pour les fournisseurs[72].

Le 16 juin 2021, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) publie les modalités qui s'appliqueront aux principaux fournisseurs d'électricité français qui, à partir de juillet 2023, devront proposer aux consommateurs des offres indexées sur les prix de l'électricité sur le marché de gros : la CRE a décidé d'imposer à ces offres un plafond de prix correspondant à deux fois le prix qu'aurait payé un consommateur, chaque mois, s'il avait opté pour un tarif réglementé ; de plus, elle sera « particulièrement vigilante aux obligations d'information du consommateur, avant et pendant la vie du contrat ». Ces obligations seront précisées dans un arrêté ministériel, après avis de la CRE[73].

• Marché de détail de l'électricité (document de la CRE)

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