La chaîne de valeur de l’électricité

En France, de 39,7 millions de sites bénéficiaient d’un accès à l’électricité à la fin 2023. Mais d’où provient cette électricité, et comment arrive-t-elle jusqu’à son lieu de consommation ? Producteurs, distributeurs, gestionnaires de réseaux, fournisseurs… Zoom sur la chaîne de valeur de l’électricité et sur ses différents acteurs.

Qui sont les producteurs d’électricité et comment est-elle produite ?

Les producteurs d’électricité se trouvent en tête de la chaîne de valeur de l’électricité. En France, la production d’électricité incombe à différents acteurs, et s’effectue grâce à des procédés diversifiés, qui constituent le mix électrique français.

Source : Répartition de la production électrique française par filière, Bilan électrique 2023, RTE

On désigne usuellement l’ensemble des sources de production d’électricité utilisées par un pays sous le terme « mix électrique » ou encore « bouquet électrique ».

Qui sont les producteurs d’électricité ?

En France, différents acteurs injectent aujourd’hui de l’électricité sur le réseau électrique français :

• Sans surprise, EDF arrive en tête du podium des producteurs d’électricité en France. Le fournisseur historique est en effet propriétaire du parc français de centrales nucléaires, qui alimentent aujourd’hui la majeure partie des ménages français en électricité. Il produit également de l’électricité dans d’autres pays, comme l’Italie, l’Allemagne, le Canada, les Etats-Unis ou encore le Mexique.
• D’autres acteurs bien connus des consommateurs comme Engie (avec sa filiale la CNR) ou encore Total Direct Energie produisent également de l’électricité.

Enfin, certains acteurs produisent de l’électricité renouvelable à l’échelle locale. Le fournisseur d’énergie verte Enercoop bénéficie par exemple par exemple d’un réseau de 340 producteurs d’énergie verte, répartis sur l’ensemble du territoire français.

La France est en 2023 le premier pays d’Europe exportateur d’électricité, avec un solde positif des échanges qui s’élève à 50,1 TWh (RTE, Bilan électrique 2023).

Hors énergie nucléaire et hydraulique, produire de l’électricité à partir de sources fossiles est donc bien plus polluant que produire de l’électricité à partir de sources renouvelables.

En effet, les énergies renouvelables (hydraulique compris) et le nucléaire n’émettent pas de CO2 lors de leur combustion, mais uniquement lors de la phase de construction des centrales. A ce titre, les émissions induites par la construction d’une centrale solaire (55grammes de CO2 eq/kWh) sont quasiment équivalentes à celles induites par une centrale à gaz (67tonnes de CO2 eq/kWh).

Des coûts différents selon les sources de production

Les différents procédés utilisés pour produire de l’électricité présentent également des coûts différenciés.

Comme le précise l’Agence de la Transition Ecologique (ADEME) dans le rapport énergies renouvelables : l’éolien terrestre, , les coûts de production de l’éolien terrestre serait de 66€ ht/MWh pendant 20 ans (durée de vie moyenne de l’installation). Ils sont relativement proches des coûts de production d’une centrale photovoltaïque au sol, qui est en moyenne de 80 €/MWh en 2023. Pour l’éolien en mer, le tarif de rachat du parc offshore de Dunkerque attribué en 2019 s’élève à 44 €/MWh.

Les coûts de production de l’hydroélectricité sont plus variables, en fonction des sites de production. Selon l’ADEME, ils fluctuent entre 32 et 149 €/MWh.

A titre comparatif, le coût de production de l’électricité grâce à une centrale au gaz est compris entre 50 et 71 €/MWh. En, ce qui concerne les centrales nucléaires, la Commission de Régulation de l’Energie évalue le coût de production à 48 €/MWh, et EDF à 53 €/MWh. Ces chiffres suscitent néanmoins la controverse, notamment auprès de célèbres associations environnementales.

Les Programmations Pluriannuelles de l’Energie – dites PPE – sont un « outil de pilotage de la politique énergétique » française. Elles ont été instaurées par la Loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte (LTECV) de 2015. Elles fixent un certain nombre d’objectifs, dont certains relatifs à la production d’énergie. La PPE 2024 – 2028 prévoit ainsi une diminution de la part du nucléaire dans le bouquet électrique français à 50 % à horizon 2030. Elle fixe également l’objectif de 40 % d’énergies renouvelables dans la production électrique française d’ici 2030.

Une fois produite, l’électricité doit être transportée afin d’être acheminée jusqu’à son lieu de distribution via le réseau électrique. En France, ce réseau électrique est géré par un acteur unique : Réseau de Transport Electrique – dit RTE – dont EDF est l’actionnaire majoritaire. Il est constitué de lignes à haute et à très haute tension à la fois aériennes et souterraines. En 2022, ce réseau s’étendait sur 105 817 kilomètres.

La mission de RTE ne s’arrête pas au transport d’électricité. Cet organisme est également en charge de la maintenance et de la modernisation du réseau de transport d’électricité, qu’il doit notamment adapter à l’injection d’énergies renouvelables.

En 2023, RTE est notamment en charge de mener des travaux visant à créer une interconnexion électrique entre la France et l’Espagne, ce projet appelé “Projet Gascogne”, de 400 km,  pemettra de doubler “les capacités d’échanges d’électricité entre la France et l’Espagne pour les porter à 5 000 MW : c’est-à-dire de quoi alimenter 5 millions de foyers environ” (RTE).

Le montant d’une facture d’électricité se décompose en trois parts : le coût de la fourniture d’électricité, les diverses taxes comme la TVA et les TLCFE, et l’acheminement, c’est-à-dire le transport et la distribution de l’électricité. Chacune de ces parts représente environ un tiers du montant d’une facture d’électricité. Chaque consommateur finance alors le développement et la maintenance du réseau de transport d’électricité en s’acquittant du TURPE – le Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Electricité -. L’une de ses composantes, le TURPE HTB, constitue en effet aujourd’hui « la principale ressource financière de RTE, soit 90 % de ses recettes. » (RTE, Comprendre le tarif d’utilisation du réseau (TURPE)).

Comme l’indique leur nom, les responsables d’équilibre s’assurent de l’équilibre du marché de l’électricité. Ils s’appuient pour cela sur la bourse de l’électricité : European Power Exchange.

Comme le rappelle la CRE, « à tout moment, la quantité d’électricité injectée sur le réseau doit être égale à la quantité d’électricité soutirée. ».

Il n’est pas aisé d’atteindre cet équilibre. Il existe en effet de nombreux aléas, que ce soit au niveau de la consommation ou au niveau de la production. Parmi ces aléas, on peut mentionner :

• l’impact des conditions météorologiques sur la consommation d’électricité. En toute logique, plus les températures sont basses, et plus la consommation augmente. Les données sont édifiantes : en hiver, un baisse de un degré Celsius de la température entraîne une hausse de la demande en électricité de l’équivalent d’une ville comme Paris. Cela correspond à environ 2,3 GW, soit plus de deux tranches nucléaires ;
• le caractère intermittent de la production électrique issue de certains actifs renouvelables. La quantité d’électricité produite par ces actifs est alors complexe à prévoir.

C’est à RTE qu’il incombe de s’assurer du maintien de cet équilibre en temps réel. Pour cela, le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité s’appuie sur ce que l’on appelle des Responsables d’Equilibre. Il s’agit d’opérateurs « engagés contractuellement auprès de RTE à financer le coût des écarts constatés a posteriori entre l’électricité injectée et l’électricité consommée au sein de leur propre périmètre d’équilibre ». Ces opérateurs doivent viser à équilibrer à chaque instant leurs productions et/ou achats sur les marchés (injections) avec les consommations de leurs clients et/ou leurs ventes sur les marchés (soutirages).

Afin d’être incité à le faire, ils sont pénalisés par RTE en cas d’écart :

• En cas d’écarts positifs, c’est-à-dire lorsque la quantité d’électricité injectée sur le réseau au sein de leur périmètre est supérieure à la quantité soutirée. Ce surplus est alors racheté par RTE, mais moins cher que le prix du marché ;
• En cas d’écarts négatifs, c’est-à-dire lorsque la quantité d’électricité injectée sur le réseau au sein de leur périmètre est inférieure à la quantité soutirée. Ce manque d’électricité est alors vendu par RTE mais plus cher que le prix du marché.

Au 1er Février 2022, les responsables d’équilibre étaient au nombre de 68. Parmi eux, des acteurs très divers comme :

• des producteurs d’énergie et en particulier EDF ;
• des fournisseurs d’énergie comme Engie, Total Energie, Iberdrola ou encore EkWateur ;
• des entreprises locales de distribution (ELD) et fournisseurs comme Alterna, UEM/Energem ou GEG ;
• des sociétés de gestion d’actifs comme Centrica Energy Trading, BNP Paribas ou Danske Commodities ;
• des gros consommateurs, comme SNCF Energie, Solvay Energy Services ou Arcelor Mittal.

445 TWh d’électricité ont été négociés au comptant sur la Bourse en 2022.

La distribution de l’électricité intervient juste après le transport sur la chaîne de valeur de l’électricité. Cette étape consiste à acheminer l’électricité du réseau de transport jusqu’à son lieu de consommation, qu’il s’agisse de locaux ou du foyer des particuliers. Cet acheminement s’effectue via des lignes moyenne et basse tension.

Alors que le transport est géré par RTE, la distribution est assurée par deux types d’acteurs :

• Enedis, le distributeur national d’électricité, qui est une filiale d’EDF ;
• les Entreprises Locales de Distribution, dites ELD. Ces structures sont en charge de la distribution d’électricité sur certaines parties de France. On peut notamment citer Grenoble – où la distribution est gérée par Gaz Electricité de Grenoble – ou encore la Régie Municipale de la Bresse, dans les Vosges. Les ELD couvrent environ 5 % du territoire français. Elles peuvent être à la fois distributeur et fournisseur d’électricité, c’est pourquoi il n’est généralement pas possible de souscrire auprès d’un autre fournisseur dans ces zones.

Pour mener à bien sa mission de distribution d’électricité, les prérogatives d’un distributeur d’électricité comprennent également :

• La maintenance et de la modernisation du réseau ;
• Le raccordement des clients professionnels et résidentiels au réseau électrique. Les compteurs électriques sont la propriété du distributeur d’électricité dans votre commune. En cas de panne ou dans le cadre d’une mise en service de l’électricité dans vos locaux, c’est donc vers le distributeur et non vers votre fournisseur qu’il faut vous tourner ;
• Le comptage des consommations, qu’il transmet ensuite au fournisseur d’électricité que vous avez choisi ;
• Le dépannage.

La Bourse de l’Energie occupe également un rôle central dans la chaîne de valeur de l’électricité. Peut-être en avez-vous déjà entendu parler sous le terme European Power Exchange ou sous l’acronyme Epex Spot.

Elle organise les marchés SPOT de l’électricité pour huit pays européens : l’Allemagne, l’Autriche, la France, la Belgique, le Luxembourg, le Royaume-Uni, la Suisse et les Pays-Bas. On entend par marché SPOT un marché au comptant. Cela signifie qu’il permet de se procurer de l’électricité à très court-terme, avec livraison immédiate. Les marchés comptant s’intègrent dans le marché de gros, c’est-à-dire « le marché où l’électricité est négociée (achetée et vendue) avant d’être livrée aux clients finals (particuliers ou entreprises) via le réseau » (Commission de Régulation de l’Énergie, Présentation du marché de gros de l’électricité). On les distingue des marchés à terme, qui permettent d’échanger des produits à plus long terme.

La Bourse de l’Énergie permet aux responsables d’équilibre d’acheter de l’électricité à court terme. On distingue ainsi deux marchés :

• le marché infra-journalier, qui permet d’acheter de l’électricité le jour même. Le marché infra-journalier français permet d’acheter des produits avec livraison à partir de 5 minutes après la commande. Entre pays, le délai est d’une heure minimum ;
• le marché day-ahead, littéralement le marché du lendemain, qui permet d’acheter de l’électricité pour le jour suivant.

La Bourse permet également d’acheter des produits à plus long terme. On parle alors de vente en forward ou de contrats forward. Ces contrats sont “conclus entre deux parties, directement ou par le biais d’un intermédiaire” (CRE), avec des échéances plus lointaines.

En faisant jouer la concurrence à l’échelle de 8 pays européens, la bourse de l’électricité permet de faire émerger ce que l’on appelle un indice de prix spot. En termes simples, il s’agit du prix de référence de l’électricité sur le marché comptant. Comme le rappelle la CRE, « les prix de référence pour le marché l’électricité français sont ceux de l’échéance journalière ». Ce sont donc les prix pratiqués sur le marché day-ahead.

Du fait de la quantité considérable de transactions effectuées via la bourse et du grand nombre d’acteurs y ayant recours, son prix est le plus représentatif de l’équilibre réel entre l’offre et la demande. Il devient donc une référence pour l’ensemble des acteurs, y compris dans le cadre de contrats de fourniture pour des clients finals.

Source : Enedis – Nos missions

Tout comme RTE, Enedis est essentiellement financé par le TURPE, qui représente 95 % de ses ressources.

Les fournisseurs d’électricité se trouvent tout au bout de la chaîne de valeur de l’électricité. A l’exception des entreprises et sites industriels les plus consommateurs d’énergie, c’est auprès de ces acteurs que les professionnels et les particuliers doivent souscrire un contrat de fourniture après avoir mis en service l’électricité dans leur logement ou leurs locaux.

Depuis l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité en 1999, de nombreux fournisseurs d’électricité comme Gazprom Energy, Iberdrola, Ilek ou encore ekWateur sont apparus sur le marché de l’énergie. Ces fournisseurs sont usuellement appelés « fournisseurs alternatifs », par opposition à EDF, le fournisseur historique d’électricité.

Nous l’avons vu plus haut, l’essentiel de la production électrique française provient du parc de centrales nucléaires d’EDF. Le fournisseur historique d’électricité et les fournisseurs alternatifs coexistent alors sur le marché de l’énergie grâce à un mécanisme appelé l’Accès Régulé l’Electricité Nucléaire Historique, dit ARENH (en vigueur jusqu’à fin 2025) . Il permit aux fournisseurs alternatifs de se procurer de l’électricité nucléaire à un prix régulé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), actuellement fixé à 42 € / MWh.

Les fournisseurs d’électricité ne perçoivent pas l’intégralité du montant de votre facture d’électricité. Ils en reversent environ deux tiers à l’Etat, par le biais de taxes telles que le TURPE, la CTA, la TVA ou les TCFE.

Pour en savoir plus sur la fin du dispositif ARENH et ses conséquences sur nos factures, nous vous invitons à lire notre article sur le sujet 

On entend par Tarifs Réglementés de Vente d’Electricité les tarifs pratiqués par EDF, le fournisseur historique d’électricité. En juillet 2017, le Conseil d’Etat avait déclaré les TRV d’électricité et de gaz illégaux au regard du droit de la concurrence en vigueur au sein de l’Union Européenne.

Depuis le 1er janvier 2021, les offres de fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente (TRV) ne sont plus disponibles pour les entreprises et professionnels ayant une puissance de compteur inférieure ou égale à 36 kVA, à l’exception des entreprises de moins de 10 employés ou réalisant moins de 2 millions d’euros de chiffre d’affaire.

La fin des Tarifs Réglementés de Vente d’Electricité a accéléré la libéralisation du marché de l’énergie. Chaque trimestre, la Commission de Régulation de l’Energie dresse le bilan de l’état des marchés de l’électricité et du gaz. Elle y propose notamment un bilan de l’ouverture à la concurrence.  On peut y lire que à date du 31 décembre 2020, « la suppression partielle des TRVE s’est accompagnée d’un développement important des offres de marché ». Sur les 1,2 million de sites concernés par la fin des Tarifs réglementés de Vente d’Electricité, 650 000 ont ainsi opté pour une offre de marché. Parmi eux, 47 % ont choisi de faire confiance à un fournisseur alternatif.

Au 31 décembre 2020, 28,9 % des sites dépendant de clients non résidentiels avaient souscrit une offre de fourniture auprès d’un fournisseur alternatif. Ces sites totalisent 50 % de la consommation annualisée d’électricité (CRE, Observatoire, Les marchés de détail de l’électricité et du gaz naturel, 4^ème trimestre 2020).

Comment choisir son fournisseur d’électricité ?

Tarifs Réglementés de Vente, offres vertes, offres ARENH, …. Il existe une multitude d’offres de fourniture d’électricité. Les fournisseurs alternatifs proposent généralement des tarifs plus avantageux que les fournisseurs historiques d’électricité.

Les experts d’OMNEGY peuvent vous aider à trouver l’offre la plus adaptée à votre profil de consommation. N’hésitez pas à les solliciter !