⚡ Comprendre le marché de l'électricité

• L'électricité coûte de plus en plus cher en France avec des factures qui grimpent • Le gouvernement a mis en place un bouclier tarifaire pour protéger les consommateurs • Les prix ont atteint 1200 euros du mégawattheure sur le marché à terme en août 2022

Le marché de l'électricité fixe le prix à un niveau délirant alors qu'elle ne coûte pas cher à produire. C'est un problème de conception du mécanisme de marché, pas de spéculation.

• L'électricité coûte environ 70 euros du mégawattheure à produire en moyenne en France • Historiquement, le prix du marché était autour de 40-50 euros du mégawattheure • Avant 2022, le prix était souvent plus bas que le coût réel de production

Le prix du gaz a explosé de 20 à 270 euros entre début 2021 et août 2022 (multiplication par 13,5), mais le gaz ne représente que 7% de l'électricité française, ce qui ne suffit pas à expliquer l'augmentation totale.

• Nucléaire : 61 gigawatts (45% du total) • Éolien et solaire : 32 gigawatts (24%) • Hydraulique, thermique et autres : reste de la capacité

Il faut distinguer la puissance installée (capacité théorique maximale) de l'énergie réellement produite. Le nucléaire affiche un facteur de charge de 67%, l'éolien 22% et le solaire seulement 12% en raison des conditions météorologiques.

• Nucléaire : 69% de l'électricité • Hydraulique : 12% • Éolien et thermique : 7% chacun

La production électrique française a augmenté de 10% par an jusqu'aux années 90, puis le rythme s'est ralenti à 0,7% en moyenne. Les renouvelables apparaissent à partir de 2005 mais remplacent le nucléaire plutôt que les énergies fossiles.

• EDF : fabrique l'électricité via ses centrales • RTE : transporte l'électricité sur longue distance via les lignes haute tension • ENEDIS : distribue l'électricité sur courte distance via les lignes moyenne et basse tension

EDF possède 100% du nucléaire et 80% de l'hydraulique. ENGIE et Total Énergie contrôlent le reste. Pour les renouvelables, plus de 75% sont gérés par d'autres entités que les trois grands groupes.

Il existe environ 80 fournisseurs alternatifs à EDF. Un fournisseur n'est pas un producteur : c'est une entreprise de trading qui achète les droits de tirage aux producteurs et les revend aux clients finaux. EDF reste le plus gros fournisseur avec 56% des parts de marché.

L'État possédait 83% d'EDF et a annoncé en juillet 2022 l'achat des 17% restants pour une nationalisation complète, officiellement pour des raisons de souveraineté énergétique dans un contexte de crise.

• 1946 : création d'EDF-GDF, monopole public • 1999 : début de la mise en concurrence pour les grandes entreprises • 2003-2004 : accès progressif pour les PME et particuliers • 2007 : ouverture totale du marché

L'Union européenne a demandé l'ouverture du marché pour stimuler la concurrence. L'idée était que des fournisseurs alternatifs se lanceraient d'abord comme revendeurs, puis investiraient dans leurs propres centrales pour créer une vraie concurrence au niveau de la production.

La concurrence s'est établie au niveau des fournisseurs (80 alternatives à EDF), mais les fournisseurs privés n'ont pas investi dans les centrales. Raisons : investissements massifs, rentabilité lointaine, manque de visibilité sur les prix futurs, et nécessité de penser à l'échelle du parc entier plutôt que d'une seule centrale.

L'État ne peut pas laisser le secteur privé construire ce qu'il veut. Une stratégie d'ensemble est obligatoire pour dimensionner correctement le parc. Des rustines ont été ajoutées : subventions pour les renouvelables, marché de capacité, appels d'offres de long terme avec prix garantis.

De 2010 à 2021, les factures sont passées de 117 à 182 euros du mégawattheure, soit une hausse de 4% par an en moyenne. À partir de 2022, les fournisseurs alternatifs paient 222 euros tandis que les clients EDF au tarif régulé en paient 191 grâce au bouclier tarifaire.

Depuis 2015, l'État impose au tarif réglementé (TRvE) d'EDF de rester compétitif face aux fournisseurs alternatifs qui s'approvisionnent sur le marché de gros. En 2022, l'État a limité l'augmentation du TRvE pour maintenir le bouclier tarifaire.

• TURPE : rémunération du réseau électrique, stable à 2,3% par an • TFCE et CTA : taxes locales, peu volatiles • CSPE : subventions aux renouvelables, passée de 4,50 à 23 euros (2010-2021) • Fourniture : rémunération de la production, très volatile • TVA : 15% du total

Entre 2010 et 2021, la moitié de la hausse des prix était due à l'augmentation de la CSPE (Contribution au Service Public de l'Électricité) pour subventionner les renouvelables. Cette taxe a disparu en 2022 car le prix de marché dépasse désormais le prix garanti.

Selon Anne de Bréchasse (fédération SUD Énergie), l'électricité coûte environ 70 euros du mégawattheure à produire pour EDF en 2022. Même avec une marge d'erreur de 50%, on reste très loin des 200 euros du mégawattheure payés par les consommateurs via les fournisseurs alternatifs.

Avant 2022, le marché donnait un prix largement inférieur au coût réel de production. Depuis, c'est l'inverse. Le marché n'a jamais été pensé pour refléter le coût véritable de la production d'électricité.

EDF fabrique une bonne partie de l'électricité qu'elle livre via ses propres centrales, ce qui lui permet de ne pas entièrement dépendre du marché. Sa contrainte principale est le coût de production des électrons, pas les prix de marché débiles.

La crise actuelle est une crise du mécanisme de marché de l'électricité, pas une crise de coût de production. Le problème n'est pas que ça coûte cher à produire, mais que le mécanisme de fixation des prix sur le marché de gros est défaillant.

L'électricité est produite en temps réel sans stockage. À chaque instant, la production doit correspondre exactement à la consommation. Quand on allume une lumière, une centrale doit accélérer ou quelqu'un doit éteindre la sienne ailleurs.

• Hiver : puissance minimale environ 55 gigawatts, avec pics jusqu'à 100 GW par grand froid • Printemps : environ 50 GW • Été : environ 30 GW • Automne : environ 40 GW • La France a une consommation très thermo-sensible : +2,4 GW par degré en moins

Différentes technologies se complètent : le nucléaire pour la base (peu flexible), les renouvelables pour la production continue (non pilotable), les barrages pour les variations rapides (pilotables), et les centrales thermiques pour adapter en temps réel.

Il faut prévoir les variations de demande, mais aussi prévoir longtemps à l'avance le démarrage de certaines centrales qui ont besoin de temps pour démarrer ou préchauffer. Cet équilibre doit se faire de manière très précise et en continu.

• Fixe un prix du mégawattheure différent pour chaque heure de la journée • Détermine le programme d'appel des centrales : qui produira quoi et quand • Résout un problème d'optimisation : offre égale demande au coût minimal

Les fournisseurs achètent la veille pour le lendemain. Cette temporalité est un compromis : assez proche pour avoir une bonne prédiction de la consommation, assez éloigné pour permettre aux centrales de se préparer (démarrage, préchauffage).

• Il existe plusieurs bourses (i-x, Nord Pool) mais elles se parlent entre elles • Un prix unique émerge théoriquement pour toute l'Europe chaque heure • Les contraintes physiques des lignes d'interconnexion créent des prix différents par zone

Sur le marché spot, l'offre rencontre la demande pour chaque heure. Le marché fixe le prix au niveau du coût variable de la centrale la plus chère qu'il faut faire tourner pour répondre à la demande. C'est un problème d'optimisation qui émerge de la rencontre offre-demande.

Connecter comptablement les producteurs et les fournisseurs. Assurer via le marché spot une fonction d'organisation de la production en déterminant quel centrale doit produire combien.

• Marché spot (J-1) : acheter la veille pour le lendemain • Marché à terme : acheter plusieurs mois voire 3 ans à l'avance • Contrats OTC : accords bilatéraux directs entre producteur et fournisseur • ARENH : régime français d'accès à l'électricité nucléaire historique à prix fixe de 42 euros

Les fournisseurs alternatifs achètent via une combinaison : 50% via ARENH, 30% via moyenne 24 mois du marché à terme, 20% via dernier prix du marché à terme. Chaque fournisseur peut avoir sa propre « tambouille » de réservation.

Quand les prix de marché sont bas (moins de 42 euros), les fournisseurs ne demandent pas d'ARENH et EDF vend au prix de marché. Quand les prix grimpent (plus de 42 euros), les fournisseurs activent l'ARENH et EDF perd les gains des prix élevés.

• Puissance réservée longtemps à l'avance (semaines à années) • Correspond à la base de consommation stable, prévisible • 1 mégawatt maintenu sur toute la durée (jour, semaine, mois, an, etc.)

• Unité fine du marché spot : 1 mégawatt pendant 1 heure • 1 mégawattheure d'électricité • Permet le détail horaire de la demande (« dentelle »)

Les fournisseurs achètent la base longtemps à l'avance via rubans (moins de volatilité), puis affinent la demande fine avec les pixels du marché spot la veille (meilleure prédiction disponible).

Plus on s'approche du moment de la consommation, plus la prédiction peut être précise. D'où les réservations sur le marché à terme (moins précis mais moins cher en moyenne), et le marché spot (très proche donc très précis).

Une heure avant le temps réel, on arrête de jouer au marchand. RTE prend la main pour s'assurer que production égale exactement la demande, indépendamment de qui a acheté quoi à qui.

RTE peut imposer à des centrales de s'allumer ou d'éteindre en urgence si besoin. L'objectif est l'équilibre physique du réseau, pas l'équilibre comptable.

Après coup, on vérifie que les pixels achetés correspondent à ce qui a été réellement produit et consommé. Ceux qui n'ont pas acheté la bonne quantité sont pénalisés pour les inciter à mieux prédire.

Meilleure est la prédiction, moins il y a d'écarts, moins il y a de pénalités. Moins il y a de besoin d'intervention d'urgence, plus le réseau est stable et moins il y a de démarrages en urgence.