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Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique

11 juillet 2012 : Coût réel de l'électricité - Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique ( rapport de commission d'enquête )

PREMIÈRE PARTIE -
LA FIN D'UNE PHASE D'ÉLECTRICITÉ BON MARCHÉ

Au nom du grand marché intérieur, l'Union européenne a imposé, notamment par trois « paquets » législatifs successifs6(*), l'ouverture des marchés de l'électricité dans les États membres de l'Union européenne (UE). Or, la France, depuis la Libération, avait bâti un modèle fondé sur le quasi-monopole d'un établissement public, Électricité de France (EDF), ainsi que sur l'instauration de tarifs réglementés de vente aux consommateurs, qu'il s'agisse des entreprises ou des ménages, variant en fonction de la puissance souscrite par ces utilisateurs finaux.

Ayant ainsi, depuis plus de cinquante ans, étroitement associé l'électricité à un service public assuré, in fine, par l'État, les Français ont accueilli avec une certaine méfiance la libéralisation du marché, comme en témoignent, pour les particuliers, la très forte part de marché qu'a conservée EDF et, pour les entreprises, la création fin 2006 d'un tarif transitoire d'ajustement au marché, dit TaRTAM, accessible aux acteurs économiques regrettant d'avoir opté pour le marché libre de l'électricité.

Le Parlement, avec notamment la loi NOME du 7 décembre 2010, a dû, sous la pression de la Commission européenne, mettre fin progressivement aux tarifs règlementés des entreprises et acter l'évolution du marché de l'électricité vers un modèle libéral distinguant les opérateurs de réseau des fournisseurs, sommés pour les plus importants d'entre eux de se soumettre aux règles de concurrence.

Mais le modèle électrique français n'était pas seulement une organisation intégrée verticalement, hyper-centralisée, mais aussi une ambitieuse politique de développement d'une filière nucléaire lancée initialement par synergie avec les activités militaires puis relancée au milieu des années soixante-dix après la première crise pétrolière.

Après le modèle fonctionnel, c'est aujourd'hui le modèle technique et économique d'énergie de base continûment abondante et relativement bon marché qui est aujourd'hui en question, sous le double effet du développement volontariste d'énergies renouvelables - se répartissant aujourd'hui entre des filières matures, des filières encore chères mais aux coûts en diminution régulière tel le photovoltaïque et des filières émergentes nécessitant des efforts de recherche et développement accrus -, et de l'augmentation du coût de construction des centrales nucléaires de la nouvelle génération.

I. DES PRIX RÉELS QUI ONT CESSÉ DE BAISSER

L'objectif de votre rapporteur a d'abord été de brosser, de façon aussi simple que possible, un panorama du paysage électrique français, dont il est désormais clair qu'il est étroitement intégré au marché européen. C'est sur cette base qu'il lui a semblé possible, dans un premier temps, de reconnaître que, objectivement, notre pays avait bénéficié, surtout au cours de la dernière décennie, de coûts « immédiats » de l'électricité relativement modérés. Il y a là la conséquence de l'adoption d'un bouquet énergétique largement dominé par la filière nucléaire, qui, hors la question du risque et de son assurance, s'est révélée, jusqu'à présent au moins, un choix avantageux du point de vue économique, qu'il convient de considérer à présent au regard de la montée en puissance des énergies renouvelables.

A. L'ÉLECTRICITÉ ET SON MARCHÉ DANS LE CONTEXTE EUROPÉEN

L'électricité ne se plie aux règles de marché habituelles que moyennant des adaptations liées à sa nature physique.

Tous les électrons sont identiques, quel que soit leur mode de production, ce qui favorise leur circulation et rend leur échange plus facile sur un marché. Il est toutefois impossible de les stocker sur une grande échelle, de sorte qu'à tout instant, la production doit satisfaire exactement la demande, ou au contraire la consommation doit s'adapter à l'offre : ce marché est intrinsèquement instable.

On pourrait même s'interroger : l'électricité est-elle réellement un bien de consommation ou ne s'agit-il pas plutôt d'un service : le consommateur achète-t-il réellement des kilowatt-heures, ou acquiert-il le droit, à un instant donné, d'être éclairé lorsqu'il appuie sur un interrupteur ?

En outre, ainsi que l'écrivent Jean-Marie Chevalier et Jacques Percebois7(*), « l'électricité est ainsi un bien hybride qui combine les caractéristiques d'un bien privé et d'un bien public ». La loi du 10 février 2000 consacre en effet, dès sa première phrase, le service public de l'électricité, qui « a pour objet de garantir l'approvisionnement en électricité sur l'ensemble du territoire national, dans le respect de l'intérêt général », et le complète par « le droit de tous à l'électricité, produit de première nécessité »8(*).

Cette nature particulière de l'électricité comme son caractère essentiel dans la vie économique et sociale se reflètent dans le système des tarifs réglementés et du marché de l'électricité, ainsi que dans les conditions de sa libéralisation progressive depuis les années 1990.

1. Les acteurs du marché

Les modes de production sont aussi divers que les usages. Si les règles du marché de l'électricité, comme on le verra plus loin, sont assez spécifiques, les acteurs appartiennent aux catégories que l'on retrouve sur les autres marchés : producteurs, transporteurs, revendeurs, consommateurs ; un rôle important étant joué par les autorités publiques et l'autorité de régulation.

a) Du producteur au consommateur : les chemins de l'électricité


· Le secteur de la
production comprend des modes de production et des acteurs très diversifiés.

Le plus important est, de loin, EDF qui exploite la totalité des 58 réacteurs nucléaires français, à l'origine de 77,7 % de l'électricité produite en 2011.

La production hydroélectrique représente 9,3 % de l'électricité produite en 2011. Elle est également dominée à 80 % par EDF, qui dispose d'une capacité installée supérieure à 20 000 MW, mais de nombreux autres acteurs sont également présents : la Compagnie nationale du Rhône (3 000 MW) et la Société hydro-électrique du Midi (SHEM, 750 MW), toutes deux liées au groupe GDF-Suez, ainsi que 1 700 producteurs de taille plus petite9(*).

La production thermique à combustible fossile a produit 9,5 % de l'électricité en 2011. Elle comprend des unités de production au gaz, au charbon et au fioul.

La production éolienne (2,2 % de l'électricité) est moins concentrée que d'autres modes de production : un tiers de la puissance installée appartient aux cinq plus gros exploitants (GDF Suez, EDF, Energias de Portugal, Iberdrola, Renewable Energy Systems), parmi la centaine d'entreprises qui exploitent quelque 350 parcs.

La production photovoltaïque (0,3 % de l'électricité), quant à elle, est particulièrement diffuse : si certains parcs ont une capacité de plusieurs dizaines de mégawatts-crête,10(*) la production relève également de petites entreprises ou de particuliers ayant installé des panneaux sur leur toit.

Les autres sources d'énergie renouvelables ont produit 1 % de l'électricité en 2011 : déchets urbains, déchets de papeterie, biogaz.


· L'acheminement de l'électricité
est divisé en deux parties11(*) :

- le réseau de transport achemine, sur des lignes de 63 kV à 400 kV, de grandes quantités d'énergie sur de longues distances et les répartit entre les régions. Sont connectés à ce réseau, les grandes centrales de production ainsi que certains gros consommateurs industriels. Le réseau de transport est exploité par RTE, filiale d'EDF dotée d'une autonomie de gestion ;

- les réseaux de distribution, sur des lignes de 400 V à 20 000 V, desservent les consommateurs finaux en moyenne tension (PME-PMI) ou en basse tension (clientèle domestique, tertiaire, petite industrie). Sont également connectées à ce réseau, la plupart des fermes éoliennes, les installations de production photovoltaïque et la majorité des installations de cogénération, qui produisent simultanément de la chaleur et de l'électricité.

Les réseaux de distribution appartiennent aux communes qui en confient la gestion à ERDF, filiale d'EDF, sur 95 % du territoire métropolitain, à des entreprises locales de distribution (ELD) sur les 5 % restants. EDF, via sa filiale EDF SEI (EDF Systèmes énergétiques insulaires), exploite le réseau de distribution dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (Corse et Outre-mer), sauf à Mayotte qui dispose de sa propre entreprise de distribution12(*).


· La fourniture d'électricité est exercée par des entreprises qui peuvent être également productrices (EDF, GDF Suez, Direct Énergie...) ou être de simples revendeurs.

Ce sont les entreprises les mieux connues du client final, avec lequel elles sont en contrat. La libéralisation a permis l'émergence de nouveaux acteurs, qui n'ont pour le moment obtenu qu'une part de marché limitée.


· Les consommateurs sont aussi bien les clients particuliers que les entreprises de toute nature. Pour certaines entreprises, dites électro-intensives, le coût de l'électricité représente une part importante des coûts de revient : 30 % pour l'industrie de l'aluminium, voire 70 % pour l'industrie du chlore13(*).

b) Réglementation et régulation

Les autorités politiques jouent un rôle essentiel à plusieurs niveaux :

- elles fixent les normes au niveau national et européen (directives, lois, règlements). En France, la politique énergétique est, d'une manière générale, une compétence de l'État, mais l'Europe joue un rôle de plus en plus important via notamment le droit de la concurrence. La politique de l'énergie est inscrite dans les traités européens depuis 2009, la définition du bouquet énergétique relevant toutefois de la compétence nationale ;

- l'État est actionnaire majoritaire de plusieurs grandes entreprises du secteur de l'électricité telles que EDF, mais aussi Areva (via le CEA). Le capital de la Compagnie nationale du Rhône est également public à 50,03 % (Caisse des dépôts et consignations, collectivités locales).


· Une autorité de régulation indépendante, la Commission de régulation de l'énergie (CRE), a pour mission de concourir au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz naturel. Elle dispose de pouvoirs de décision et d'approbation, concernant, par exemple, les programmes d'investissement de RTE, prononce des sanctions en cas de violation des règles législatives ou réglementaires ou de non-respect de ses propres décisions et donne des avis sur de nombreuses décisions gouvernementales (dont celles relatives aux tarifs).

c) Production et consommation d'électricité en 2011


· La production d'électricité française métropolitaine, qui représente moins de 30 % de la consommation énergétique finale14(*), a été de 541,9 térawatt-heures (TWh)15(*) en 2011, se répartissant comme suit :

Production nette d'électricité en 2011 (TWh)

Données : RTE, Bilan électrique 2011 (France métropolitaine, y compris la Corse).
Graphique Sénat.

En termes de puissance installée, la part du nucléaire paraît moins élevée car la plupart des autres capacités sont appelées seulement lors des périodes de forte consommation ou en fonction des conditions météorologiques (éolien, photovoltaïque) :

Parc de production (GW)

Données : RTE, Bilan électrique 2011(France métropolitaine, y compris la Corse).
Graphique Sénat.


· La consommation intérieure brute d'électricité en France métropolitaine a été de 478,2 TWh au cours de l'année 2011.

Ce chiffre comprend :

- les pertes sur le réseau (34,9 TWh) ;

- les entreprises grandes consommatrices raccordées directement au réseau de RTE (73,6 TWh) ;

- les particuliers et entreprises de taille modérée reliés au réseau de distribution (358,7 TWh) ;

- l'autoconsommation sur certains sites industriels (11 TWh)16(*).

Les pertes en ligne

Une partie de l'énergie électrique est dissipée sous forme de chaleur (effet Joule) au cours de son acheminement sur les lignes électriques. Ces pertes sont plus importantes sur les réseaux à basse tension que sur les réseaux à haute tension. Il existe aussi des pertes « commerciales », liées à de l'énergie livrée mais non facturée (fraude, erreurs de comptage...).

Sur l'ensemble des réseaux (distribution et transport), les pertes en ligne ont été en 2011 de 34,9 TWh pour une consommation intérieure brute de 478,2 TWh17(*), soit un taux de pertes global de 7,3 %.

Ces pertes en ligne se répartissent ainsi :

- 10 TWh environ, soit un peu plus de 2 %, de pertes sur le réseau de transport ;

- 15 TWh environ, soit 3,8 % de l'électricité injectée sur le réseau de distribution18(*) pour les pertes techniques du réseau de distribution ;

- 10 TWh environ, soit 2,5 % de l'électricité injectée sur le réseau de distribution2 pour les pertes commerciales du réseau de distribution.

Les gestionnaires de réseau, tels que RTE et ERDF, compensent les pertes survenues sur leurs réseaux respectifs en achetant de l'électricité sur les marchés de gros. S'agissant plus spécifiquement du réseau de transport, M. Dominique Maillard, président de RTE, a indiqué lors de son audition devant votre commission que 20 % du coût du transport était constitué par la compensation des pertes. Mme Michèle Bellon, président du directoire de ERDF, a signalé, pour sa part, que l'achat des pertes représentait une charge de 1,5 milliard d'euros par an pour son entreprise.

La loi NOME permettra, à compter de 2013, aux gestionnaires de réseau d'acheter de l'électricité nucléaire à un tarif réglementé (mécanisme de l'ARENH) pour compenser leurs pertes (voir infra).

S'agissant des lignes d'interconnexion à longue distance, M. Maillard a indiqué que des pertes assez faibles étaient envisageables : un câble sous-marin en courant continu relie ainsi la Norvège aux Pays-Bas avec des pertes de l'ordre de 3 % seulement.


· Les échanges contractuels avec l'étranger représentent, selon les années, de l'ordre de 65 à 95 TWh en exportations et 15 à 45 TWh en importations, soit un solde constamment positif.

En 2011, l'Allemagne, malgré l'arrêt définitif de sept tranches nucléaires, a été le principal fournisseur de la France en électricité (8,4 TWh sur des importations totales de 19,7 TWh, au plus bas niveau depuis dix ans) mais le principal client a été la Suisse (27,6 TWh sur un total d'exportations de 75,4 TWh).


· La production nette d'électricité a été de 541,9 TWh en 2011, qui se décomposent ainsi :

- consommation intérieure brute (478,2 TWh) ;

- énergie soutirée pour le pompage (6,8 TWh) ;

- solde des échanges physiques (56,9 TWh)19(*).

Production nette d'électricité en 2011 (541,9 TWh)

Source : données RTE (Bilan électrique 2011). Graphique Sénat.

2. Les composantes du prix de l'électricité

L'électricité est vendue soit à un tarif réglementé, fixé par les autorités politiques ou par une autorité de régulation, soit à un prix de marché fixé librement. Dans les deux cas, on décompose communément ce prix payé par le consommateur, en trois éléments :

 

Fourniture

Fixé librement (prix de marché)

ou de manière à couvrir les coûts de production et les coûts commerciaux du fournisseur historique (tarif réglementé)

+

acheminement

TURPE : finance le transport et la distribution (voir ci-dessous)

+

taxes et charges

taxes perçues par les collectivités publiques

CSPE : soutien aux énergies renouvelables et autres politiques de service public (voir ci-dessous)

contribution tarifaire d'acheminement : finance les droits spécifiques relatifs à l'assurance vieillesse des personnels

- taxe sur la valeur ajoutée (TVA)

a) Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE)

Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) rémunèrent les gestionnaires de réseaux publics pour compenser les charges qu'ils engagent pour l'exploitation, le développement et l'entretien des réseaux.

La tarification répond à trois grands principes :

- la tarification « timbre poste » (même tarif quelle que soit la distance parcourue par l'énergie électrique) ;

- la péréquation tarifaire (tarifs identiques sur l'ensemble du territoire) ;

- la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux.

Le niveau des TURPE est approuvé par le Gouvernement sur proposition de la CRE. Le mécanisme actuel, dit TURPE 3, s'applique jusqu'en 2013. Une concertation est en cours pour la définition du TURPE 4.

b) La contribution au service public de l'électricité (CSPE)

La contribution au service public de l'électricité (CSPE), payée par le consommateur final, doit compenser intégralement les charges imputables aux opérateurs électriques (article L. 121-6 du code de l'énergie). La CSPE finance ainsi les dispositifs de soutien à la cogénération et aux énergies renouvelables (obligation d'achat), mais aussi la péréquation tarifaire (zones non connectées au réseau métropolitain continental), le tarif de première nécessité (TPN), le budget du Médiateur de l'énergie et des frais de gestion.

Le montant de la CSPE est proposé chaque année par la CRE au ministre chargé de l'énergie. Si un arrêté n'est pas pris par le ministre, c'est le montant proposé par la CRE qui entre en vigueur à partir du 1er janvier, dans la limite d'une hausse de 3 €/MWh.

Le montant de la CSPE s'élève, par dérogation, à 9 €/MWh jusqu'au 30 juin 2012, puis à 10,5 €/MWh jusqu'au 31 décembre 201220(*).

Le montant de la CSPE est plafonné à :

- 550 000 € par an par site de consommation ;

- 0,5 % de la valeur ajoutée pour les sociétés industrielles consommant plus de 7 GWh.

La Commission de régulation de l'énergie évalue les charges prévisionnelles de service public d'électricité au titre de 2012 à 4 253,7 millions d'euros, dont 2 617,2 millions d'euros pour les contrats d'achat conclus par EDF, 1 297,3 millions d'euros pour la péréquation territoriale, 96,3 millions d'euros pour les dispositions sociales, 158,3 millions d'euros pour les contrats d'achats conclus par les entreprises locales de distribution et 84,6 millions d'euros pour Électricité de Mayotte21(*).

Compte tenu de ces éléments, la facture d'électricité hors taxes d'un ménage type peut ainsi se décomposer de la manière suivante :

Source : CRE, graphique Sénat

Évolution de la facture annuelle hors taxe d'électricité d'un ménage type ayant souscrit l'option heures pleines - heures creuses consommant 8,5 MWh par an (et donc a priori équipé d'un chauffage électrique).

3. Un marché progressivement libéralisé
a) Un système tarifaire traditionnel

En France, la vente d'électricité s'effectuait (et s'effectue toujours, dans une certaine mesure, cf. infra) sur la base de tarifs réglementés, fixés par arrêté ministériel, en fonction de la puissance souscrite par le consommateur final :

- les tarifs « bleus », correspondant à une utilisation domestique (puissance de 3 à 36 kVA) ;

- les tarifs « jaunes », correspondant à une livraison en basse tension (puissance de 36 à 250 kVA) ;

- les tarifs « verts », correspondant à une livraison en haute tension, pour les sites industriels les plus consommateurs d'électricité (puissance supérieure à 250 kVA).

Les tarifs comprennent tous une part fixe (abonnement) et une part variable (consommation), auxquelles s'ajoutent les taxes et prélèvements énumérés précédemment, calculées selon des assiettes diverses.

De ce fait, à un niveau tarifaire donné, il n'y a donc pas « un » prix de l'électricité ni « une » répartition des composantes de la facture, celle-ci étant fonction de la consommation avec, d'ailleurs, une décroissance implicite de ce prix en fonction de la consommation (l'abonnement s'amortissant sur davantage de kilowatt-heures).

Afin d'être le plus concret possible, le tableau suivant, établi grâce à des données transmises par la CRE, résume le tarif TTC au 1er janvier 2012 de deux clients résidentiels « moyens » : le client A, au tarif 6 kVA base consommant 3 000 kWh par an et le client B, se chauffant à l'électrique, au tarif 9 kVA heures pleines - heures creuses et consommant 8 500 kWh par an (dont 57 % en heures pleines).

Tarif bleu et décomposition de ce tarif pour les clients A et B

en €/MWh

Client A

Client B

Production

53,05

49,45

TURPE (coût d'acheminement)

49,54

38,05

TVA

20,85

19,28

Contribution au service public de l'électricité

9

9

Taxe sur la consommation finale d'électricité (taxes locales)

9,16

9,16

Contribution tarifaire d'acheminement (retraite des agents)

3,64

1,89

TOTAL

145,24

126,83

Source : CRE

Votre commission a été interpellée par des fournisseurs alternatifs (en particulier par MM. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez et Fabien Choné, directeur général de Direct énergie) sur l'impossibilité de concurrencer EDF sur le marché des clients particuliers, malgré la mise en place de l'ARENH, le prix implicite de la production d'électricité d'origine nucléaire au sein du tarif bleu étant inférieure au prix de l'ARENH.

Ainsi, dans sa délibération du 28 juin 2011, sur le projet d'arrêté tarifaire du 1er juillet 2011, la CRE a estimé que, pour permettre à un fournisseur alternatif de proposer à un client une offre de marché compétitive par rapport aux tarifs réglementés de vente, les tarifs bleus devraient être réévalués de 5,4 % (dans l'hypothèse d'un prix de marché en base de 54 euros/MWh).

b) Les adaptations rendues nécessaires au nom du marché unique communautaire
(1) La directive de 1996, première étape de la libéralisation

La négociation des directives relatives à la libéralisation du marché de l'électricité a débuté en 1987, avec la constitution du marché unique européen. Elle s'est poursuivie en 1989 par l'examen des mesures propres à assurer l'accès des tiers au réseau. L'ensemble a abouti à la rédaction de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité. Ce texte a organisé une première ouverture, graduelle, du marché de l'électricité : 27 % du marché devait ainsi être ouvert en février 1997, puis 30 % en février 2000 et 35 % en février 2003.

Il a été transposé en France par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité. Ainsi, concrètement :

- en février 1999, la directive s'est appliquée directement pour rendre éligibles à la concurrence les sites consommant plus de 100 GWh par an ;

- le décret n° 2000-456 du 29 mai 200022(*) a fixé le seuil d'éligibilité à 16 GWh/an. Ainsi, quelque 1 400 sites représentant environ 30 % de la consommation nationale d'électricité sont devenus éligibles ;

- le décret n° 2003-100 du 5 février 200323(*) a abaissé le seuil d'éligibilité à 7 GWh/an. La libéralisation concernait alors près de 3 000 sites représentant environ 37 % du marché.

En termes d'organisation, la loi du 10 février 2000 a créé un régulateur sectoriel spécifique, la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

(2) Les directives de 2003 et 2009 et la généralisation de l'ouverture des marchés

La directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE a généralisé la concurrence dans le secteur de l'électricité. Il convient de rappeler que les grands principes de cette directive avaient été validés par les chefs d'États et de gouvernements européens lors du sommet de Barcelone, les 15 et 16 mars 2002, auquel ont participé, pour la France, Jacques Chirac, alors Président de la République et Lionel Jospin, alors Premier ministre.

La France l'a transposée au travers de deux lois : la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, puis la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie.

En termes d'ouverture des marchés, toutes les consommations non résidentielles (soit 70 % de la consommation, répartie sur quelque 2,3 millions de sites) sont devenues éligibles le 1er juillet 2004, tous les clients basculant dans le champ concurrentiel le 1er juillet 2007.

En termes d'organisation, ces textes ont transformé EDF et Gaz de France en sociétés anonymes, permis l'ouverture de leur capital24(*) et filialisé les entreprises de gestion des réseaux.

La directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité a remplacé la directive 2003/54/CE pour parachever, dans le cadre du « 3paquet énergie », la séparation entre les activités de gestion de réseau de transport d'une part, d'approvisionnement et de production d'autre part. L'objectif était de supprimer tout risque de discrimination de la part des entreprises verticalement intégrées (qui exercent simultanément des activités de réseau, de production et de fourniture) à l'égard de leurs concurrents.

Cette organisation fait apparaître une nouvelle logique sous-jacente : les réseaux, monopoles de fait, constituent le coeur du service public de l'électricité (et du gaz), la production et la fourniture d'électricité étant, en quelque sorte, désormais considérées comme des activités « ordinaires », relevant en tout cas du champ normal de la concurrence.

c) Un champ concurrentiel encore limité

Le marché de l'électricité comprend un marché de détail, à destination du client final, et un marché de gros qui concerne seulement les producteurs, négociants et fournisseurs d'énergie. La libéralisation a ouvert de manière limitée le marché de détail à des fournisseurs autres que le fournisseur historique.

(1) Le marché du détail

Depuis le 1er juillet 2007, les consommateurs français peuvent choisir librement leur fournisseur d'énergie. Le fournisseur d'électricité peut disposer de moyens de production propres ou acheter l'électricité sur le marché de gros.

Les consommateurs ont accès à deux types d'offres :

les offres aux tarifs réglementés, qui peuvent être proposées par les fournisseurs historiques ;

les offres de marché, qui peuvent être proposées par les fournisseurs historiques ou alternatifs.

Les fournisseurs historiques sont :

- EDF sur 95 % du territoire ;

- une « entreprise locale de distribution » sur les 5 % restants du territoire (entreprises locales de fourniture et de distribution non nationalisées en 1946).

L'ouverture des marchés de l'électricité n'a pas eu pour conséquence de réduire substantiellement la part de marché des fournisseurs historiques :

seuls 5,9 % des sites résidentiels sont clients de fournisseurs alternatifs. 94 % des clients résidentiels sont donc toujours desservis aux tarifs réglementés auprès des fournisseurs historiques25(*) ;

- la concurrence est plus développée auprès des clients professionnels : 7,5 % des sites non résidentiels ont un contrat auprès des fournisseurs alternatifs. Si on compte les volumes consommés, les alternatifs ont une part de marché de 20 % en kilowatt-heures fournis auprès des non résidentiels.

Répartition des consommations par type d'offres
au 31 décembre 2011

Source : CRE, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, 4e trimestre 2011

(2) Le marché de gros

Le marché de gros, selon la Commission de régulation de l'énergie, désigne le marché où l'électricité est négociée (achetée et vendue) avant d'être livrée sur le réseau à destination des clients finaux (particuliers ou entreprises).

Une part importante de l'électricité n'est pas négociée sur le marché de gros en raison de la prépondérance en France d'entreprises intégrées (le fournisseur est également producteur).

Concrètement, les échanges peuvent avoir lieu de deux manières :

- soit sur une bourse : EPEX Spot France pour la livraison quasi-immédiate ou de la veille pour le lendemain (produits spot), EEX Power Derivatives France pour la livraison différée (produits « futures » qui permettent de se prémunir contre les évolutions du prix spot) ;

- soit de gré à gré, éventuellement via un courtier.

(3) La formation du prix sur les marchés

Contrairement aux tarifs réglementés de vente, qui sont déterminés par les pouvoirs publics, les prix de marché sont libres.

Sur le marché de détail, le prix est fixé par le fournisseur en fonction de la politique commerciale qu'il définit.

Sur le marché de gros, le prix connaît des variations très importantes. Au 4trimestre 2011, le prix spot était en moyenne de 51 € / MWh en base et 62 € / MWh en pointe. Il connaît toutefois une très forte variabilité et atteint parfois des pics de prix supérieurs à 1 000 € / MWh de manière très brève, comme cela a été constaté lors de période de froid de début février 2012.

Depuis novembre 2010, les marchés de gros de la France, de l'Allemagne et des pays du Benelux sont réunis par un « mécanisme de couplage » qui garantit la plupart du temps un prix de gros similaire dans l'ensemble de ces pays lorsque les interconnexions ne sont pas saturées - la logique nationale prévalant dans le cas inverse. La différence des prix spot entre la France et l'Allemagne est en général inférieure à cinq euros par mégawatt-heure dans un sens ou dans l'autre, contrairement aux prix de fourniture aux consommateurs finaux qui connaissent des écarts beaucoup plus importants entre ces deux pays.

Lors de son audition du 9 mai 2012, M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext et d'EPEX SPOT, a décrit, dans son principe, le processus aboutissant à la formation du prix spot.

« La pierre angulaire de ce dispositif est le marché spot veille pour le lendemain, que l'on appelle day-ahead. Nous organisons une enchère tous les jours de l'année, y compris les jours fériés. Aujourd'hui, l'heure de cette enchère est harmonisée avec celle de nos voisins dans le cadre du couplage des marchés européens. C'est à midi que cela se passe ! (...) Tous les jours de l'année, une enchère réunit donc les offres et les demandes de mégawatt-heures, pour livraison sur chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain.

Ce marché est essentiel car il répond au tempo du réseau de transport, lequel a besoin, un jour à l'avance, de savoir comment équilibrer injection et soutirage. Il s'agit d'un grand rendez-vous, où l'essentiel des échanges va se faire dans les meilleures conditions économiques possible, pour faciliter la vie du gestionnaire de réseau de transport. Ce marché a donc d'abord une mission d'équilibrage en termes de volume, et le prix qui en sortira sera fonction des volumes qui vont se confronter sur chacune de ces vingt-quatre heures. Il s'agit vraiment de la pierre angulaire du marché.

Si un acteur a raté ce grand rendez-vous, il peut se rattraper sur ce que l'on appelle l'infra-journalier, lequel est encore relativement modeste, puisqu'il représente globalement 13 % des échanges sur les marchés interconnectés en Europe, mais seulement 5 % à 10 % en France. Ce marché, qui est continu et non à enchères, est accessible jusqu'à quarante-cinq minutes avant la livraison. Il donne ainsi une chance aux acteurs, qui n'ont pas pu équilibrer leur portefeuille emplois-ressources, de le faire dans des conditions économiques plus tendues. Et si ce n'est pas possible, au dernier moment, en raison d'un aléa ou parce qu'une production attendue n'a pas pu être réalisée pour des raisons techniques, le gestionnaire du réseau de transport intervient lui-même en temps réel, en utilisant ses réserves primaires, secondaires, tertiaires, à un coût qui va être indexé sur le prix spot, mais qui peut être extrêmement lourd pour l'acteur en déséquilibre.

Le pilier central est donc le marché day-ahead, veille pour le lendemain, où l'essentiel des échanges se fait, dans les meilleures conditions économiques possibles, grâce à un large débat sur le prix et les volumes. Puis intervient le recours au marché infra-journalier, lequel devient de plus en plus liquide, notamment à cause du renouvelable intermittent - on y reviendra plus tard -, grâce auquel il peut être procédé, au dernier moment, à ce qu'on appelle le fine-tuning. Cet outil va prendre de plus en plus d'importance. Après, le relais est transmis au gestionnaire de réseau de transport, qui, lui, va résoudre les derniers déséquilibres ».

d) Les évolutions prévues par la loi NOME du 7 décembre 2010

La loi du 7 décembre 2010, portant nouvelle organisation du marché de l'électricité et dite loi NOME26(*), a réorganisé certains aspects du marché de l'électricité afin d'encourager le développement de la concurrence tout en maintenant une régulation forte. Outre des aspects tendant à la sécurité de l'approvisionnement en électricité, dont certains seront abordés plus loin, la loi NOME a transformé les principes de la tarification de l'électricité afin de donner aux différents fournisseurs les moyens de concurrencer l'opérateur historique dans des conditions économiques comparables.

(1) Électricité nucléaire : l'instauration de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH)

La loi a instauré l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), qui permet aux fournisseurs de consommateurs finaux résidant sur le territoire métropolitain continental, ainsi qu'aux gestionnaires de réseau pour leurs pertes27(*), d'acquérir auprès d'EDF une quantité d'électricité à un tarif fixé par voie réglementaire. Ce tarif est calculé afin de donner un accès aux opérateurs à l'électricité produite à partir des centrales nucléaires françaises actuelles.

Ce tarif a été fixé à 42 € par MWh à compter du 1er janvier 2012. Le volume global d'ARENH cédé ne peut être supérieur à 100 TWh. À titre de comparaison, la production d'électricité nucléaire a été de 421,1 TWh en 2011.

L'ARENH donne aux fournisseurs un accès à une électricité moins coûteuse.

Les modalités de fonctionnement de l'ARENH

Le volume global d'électricité nucléaire historique pouvant être cédé est fixé, dans la limite de 100 TWh, par un arrêté gouvernemental, en fonction notamment du développement de la concurrence sur les marchés de la production et de la fourniture d'électricité. La quantité totale de produit cédée au titre de l'ARENH à l'ensemble des fournisseurs est de 30,8 TWh pour le deuxième semestre de l'année 2011, 30,2 TWh pour le premier semestre de l'année 2012 et 31,3 TWh pour le deuxième semestre de l'année 2012.

S'agissant des fournisseurs, c'est la Commission de régulation de l'énergie (CRE) qui répartit ce volume global entre ceux qui en font la demande, en fonction :

- des prévisions de consommation des clients de ces fournisseurs ;

- de la part de la production électronucléaire dans la consommation totale des consommateurs finaux.

L'ARENH doit permettre aux fournisseurs alternatifs de couvrir une part de la consommation de leurs clients équivalente à la part de la consommation française totale couverte par la production nucléaire28(*). L'électricité nucléaire historique n'a pas vocation à être revendue sur le marché de gros par le fournisseur qui en bénéficie.

De plus, l'électricité nucléaire historique est livrée selon un certain profil, c'est-à-dire que la puissance livrée à chaque fournisseur alternatif est fixée à un niveau variable selon le moment du jour ou de l'année, en fonction de la catégorie de consommateur (profil modulé pour l'électricité destinée aux petits consommateurs, profil plat pour celle destinée aux gros consommateurs)29(*).

(2) De nouveaux principes de fixation des tarifs réglementés pour mieux refléter la réalité des coûts

En premier lieu, la loi NOME a mis fin au mécanisme du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TaRTAM). Ce tarif avait été mis en place le 1er janvier 2007 pour deux ans, puis prolongé à deux reprises, pour les entreprises qui souhaitaient revenir au tarif réglementé après l'avoir quitté.

S'agissant des autres tarifs réglementés de vente, la loi NOME a prévu qu'ils soient arrêtés, jusqu'au 7 décembre 2015, par les ministres chargés de l'énergie et de l'économie, après avis de la CRE.

Les tarifs réglementés devront également, d'ici à la fin 2015, être progressivement établis en tenant compte de l'addition des éléments suivants :

- l'ARENH ;

- le coût de l'approvisionnement complémentaire en électricité, le volume d'ARENH ne permettant pas de répondre à l'ensemble de la demande adressée à chaque fournisseur ;

- les coûts d'acheminement de l'électricité ;

- les coûts de commercialisation et une rémunération normale.

La période 2012-2016 sera donc cruciale pour l'évolution des tarifs.

4. L'Europe de l'électricité : multiplicité des modèles, diversité des prix

Le « modèle » français, produit de l'histoire, n'est pas représentatif de la situation prévalant dans d'autres États européens, qui ne sont pas tous partis d'une situation de monopole intégré. Les exemples de deux grands pays voisins sont éclairants à cet égard.

a) Des marchés souvent caractérisés par la présence de gros opérateurs
(1) L'exemple allemand

Entendue par votre commission le 16 mai 2012, Mme Annegret Groebel, responsable du département des relations internationales du régulateur allemand (Bundesnetzagentur für Elektrizität), a ainsi rappelé que son pays a juridiquement ouvert le marché de l'électricité à la concurrence dès 1998. De plus, cette évolution a été rapidement acceptée par les consommateurs, notamment du fait qu'en Allemagne, où a longtemps prévalu une très forte fragmentation du marché entre plusieurs milliers d'entreprises électriques à rayonnement local, la notion de service public unifié de l'électricité n'existe pas.

Actuellement, après des années de consolidation du secteur, quatre groupes (RWE, E.On, EnBW et Vattenfall) contrôlent les deux tiers de la production. Le marché de la fourniture est un peu moins concentré, puisque ces quatre groupes n'en contrôlent que 57 %.

En ce qui concerne la distribution de l'électricité, il reste encore environ un millier d'entreprises. Les collectivités locales jouent un rôle très important, les Stadtwerke fournissant de multiples services, dont la distribution de l'électricité. Dans son intervention, Mme Annegret Groebel a notamment souligné les différences parfois notables du prix de l'acheminement facturé aux clients selon leur lieu de consommation, qui s'opposent à la logique de « timbre-poste » appliqué en France. Néanmoins, d'après le régulateur, cela ne pose pas de problème aux Allemands, pour qui le prix de l'électricité n'est qu'une donnée parmi d'autres caractérisant un territoire, au même titre, par exemple, que les prix de l'immobilier.

(2) L'exemple britannique

Dans la réponse écrite qu'il a adressé à votre rapporteur, le régulateur britannique (Ofgem) a décrit une situation relativement comparable en termes de date d'ouverture des marchés (dès les années 1990) et de nombre d'acteurs, six grandes compagnies dominant les marchés de la production et la fourniture d'électricité - après des débuts qui avaient vu émerger une quinzaine de fournisseurs.

Là aussi, comme en Allemagne, il existe une réelle concurrence entre fournisseurs ainsi qu'une grande variété de prix, à laquelle les consommateurs se sont habitués.

En revanche, le transport et la distribution d'électricité sont notablement plus concentrés qu'en Allemagne : s'agissant du transport, National grid est le seul opérateur en Angleterre et au Pays de Galles (d'autres gestionnaires monopolistiques couvrant l'Écosse et l'Irlande du Nord) et sept gestionnaires de réseaux de distribution se partagent le royaume dans une logique de monopoles régionaux.

b) La France demeure un marché très concentré

Au total, au sein de l'Europe, la France apparaît comme un marché très concentré pour les activités ouvertes à la concurrence.

Le tableau suivant retrace ainsi le nombre « d'acteurs principaux », c'est-à-dire détenant une part de marché d'au moins 5 %, dans le domaine de la production d'électricité dans chacun des 27 pays de l'Union européenne.

Nombre d'acteurs principaux en termes de production d'électricité
dans chacun des 27 pays de l'Union européenne

 

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Belgique

2

2

2

2

2

2

2

3

Bulgarie

5

5

5

5

5

5

4

5

République tchèque

1

1

1

1

1

1

1

1

Danemark

2

3

3

2

2

2

2

2

Allemagne

4

4

4

4

4

4

4

4

Estonie

2

1

1

2

1

1

1

1

Irlande

3

2

4

4

5

3

5

6

Grèce

1

1

1

1

1

1

1

1

Espagne

5

5

4

4

3

3

4

4

France

1

1

1

1

1

1

1

1

Italie

4

4

4

5

5

5

4

5

Chypre

1

1

1

1

1

1

1

1

Lettonie

1

1

1

1

2

2

1

1

Lituanie

2

2

3

4

4

4

3

5

Luxembourg

1

1

2

2

2

2

2

2

Hongrie

6

4

3

4

5

6

3

3

Malte

1

1

1

1

1

1

1

1

Pays-Bas

4

4

5

5

4

4

4

5

Autriche

7

5

4

4

4

4

4

4

Pologne

7

5

5

5

5

5

5

5

Portugal

3

3

3

3

3

3

3

2

Roumanie

7

6

7

7

7

7

6

6

Slovénie

3

2

2

2

2

2

2

2

Slovaquie

1

1

1

2

2

2

1

1

Finlande

4

5

4

5

5

5

5

4

Suède

3

3

3

3

3

3

3

5

Royaume-Uni

6

7

7

6

7

9

8

8

Note : les sociétés sont considérées comme des « acteurs principaux » si elles produisent au moins 5 % de la production nationale nette d'électricité.

Source : Eurostat

Le tableau ci-après présente les mêmes statistiques pour ce qui concerne la fourniture.

Nombre d'acteurs principaux en termes de fourniture d'électricité
dans chacun des 27 pays de l'Union européenne

 

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Belgique

2

3

3

3

3

3

3

3

Bulgarie

8

8

8

9

5

5

5

5

République tchèque

8

8

8

3

3

3

3

3

Danemark

5

:

7

8

:

:

:

:

Allemagne

4

4

3

3

3

3

3

3

Estonie

1

1

1

1

1

1

1

1

Irlande

4

4

5

4

3

4

5

5

Grèce

1

1

1

1

1

1

1

1

Espagne

6

6

6

4

3

3

3

4

France

1

1

1

1

1

1

1

1

Italie

3

1

2

3

3

3

2

3

Chypre

1

1

1

1

1

1

1

1

Lettonie

1

1

1

1

1

1

1

1

Lituanie

3

2

2

2

2

2

2

3

Luxembourg

3

3

3

4

4

4

4

4

Hongrie

7

7

8

4

3

4

8

5

Malte

1

1

1

1

1

1

1

1

Pays-Bas**

=3

5

5

5

4

4

4

3

Autriche

:

5

6

8

7

6

6

6

Pologne

3

5

6

6

6

6

7

7

Portugal

1

1

1

1

1

1

2

4

Roumanie

8

9

9

9

9

8

8

8

Slovénie

6

6

6

6

6

7

7

7

Slovaquie

5

5

5

5

5

5

6

5

Finlande

3

3

3

3

3

3

3

3

Suède

3

3

3

3

3

3

3

3

Royaume-Uni

7

7

7

7

7

7

6

6

Note : les fournisseurs sont considérés comme «acteurs principaux» s'ils vendent au moins 5 % de la consommation nationale totale d'électricité.

* Information sur le nombre de fournisseurs principaux non disponible.

** Nombre de fournisseurs principaux vendant de l'électricité seulement aux petits consommateurs.

Source : Eurostat

Au terme de cette brève analyse, il convient néanmoins de préciser que, même dans des pays « libéraux » en matière d'électricité comme le Royaume-Uni ou l'Allemagne, la puissance publique conserve un rôle majeur sur plusieurs sujets-clés :

- d'une part, dans la détermination du bouquet énergétique., l'État intervient le plus souvent directement pour atteindre des objectifs qu'il détermine, par exemple au travers d'appels d'offres, de mécanismes du type « tarif d'achat » de l'électricité produite par certaines filières ou, a contrario, pour interdire certains modes de production (la question du nucléaire étant particulièrement symbolique) ;

- d'autre part, au travers de l'autorité déléguée au régulateur, dans la surveillance du fonctionnement du marché libre ainsi que dans le plan d'investissement et la rémunération des acteurs des activités régulées (transport et distribution de l'électricité).

c) Les fortes différences de prix de l'électricité pour les consommateurs en Europe

Les différences structurelles des marchés, des différents choix fiscaux et des moyens de production se traduisent logiquement par des différences de prix pour le consommateur final.

Le consommateur français bénéficie d'un prix de l'électricité en € / MWh parmi les plus bas d'Europe (voire le plus bas en parité de pouvoir d'achat) selon l'étude menée par M. Michel Cruciani en 2011 pour l'Institut français des relations internationales30(*).

Prix TTC en € / MWh (2010 - 2nd semestre)

Données : M. Cruciani - IFRI. Graphique Sénat.

Ce constat mérite toutefois d'être tempéré sur deux points.

D'une part, certains pays ont déjà fait le choix de transférer, notamment pour des raisons écologiques, une partie de leur fiscalité « classique » sur des assiettes énergétiques, notamment l'électricité. C'est, par exemple, le cas de l'Allemagne où existe une « taxe sur l'électricité » (Stromsteuer), d'un montant de 20,5 euros/MWh (soit près de 10 % du prix), dont le produit va à environ 90 % au financement des pensions afin d'alléger les charges sur la main d'oeuvre. La part totale de la fiscalité pour un consommateur final résidentiel représentait environ 100 € / MWh en Allemagne en 2010, contre 32 € / MWh environ en France31(*). Environ la moitié du surcoût payé par le consommateur allemand par rapport au consommateur français correspond donc à un choix fiscal.

D'autre part, il ne faut pas confondre l'évolution des prix et celle de la facture d'électricité des ménages. Il faut tenir compte de l'augmentation de la consommation qui dépend du comportement des ménages, notamment en raison du développement de nouveaux usages (développement du chauffage électrique qui se poursuit encore aujourd'hui, croissance rapide de l'électronique...).

Sur cette base, le tableau suivant, établi à partir de données d'Eurostat datant de 2005, montre un bilan nettement moins favorable à la France, qui apparaissait alors comme le pays de l'Union dont la facture moyenne des ménages d'électricité stricto sensu était la plus élevée.

Dépenses de consommation d'électricité, de gaz et d'autres combustibles
dans des pays de l'Union européenne en 2005

En euros par an

Électricité seule

Électricité, gaz et autres combustibles

Union européenne (27)

438

1 192

France

852

1 438

Allemagne

n.d.

1 453

Belgique

618

1 444

Danemark

616

1 770

Espagne

425

773

Grèce

404

958

Irlande

550

1 267

Italie

486

1 439

Royaume-Uni

465

968

Source : Eurostat

Certes, un tel tableau comporte nécessairement des biais, dont le principal est le développement atypique du chauffage électrique en France. Néanmoins, la dernière colonne du tableau, qui prend en compte les autres sources d'énergie domestique, montre encore une France au-dessus de la moyenne des 27, mais à égalité avec les pays en situation géographique et économique comparable sauf le Royaume -Uni.

Si, là encore, tout ne peut être comparé (les besoins de chauffage n'étant, par exemple, pas les mêmes selon les pays), ces chiffres tendent à relativiser l'image traditionnelle d'une France où l'électricité serait bon marché : du fait de leur consommation totale (qu'un prix unitaire peu élevé peut encourager), les Français faisaient partie, en 2005, des Européens dont la facture annuelle moyenne d'énergie (et singulièrement d'électricité) était la plus élevée.

Plus précisément, le tableau suivant permet d'apprécier comment la différence de consommation entre un Français et un Allemand atténue en partie la différence de prix du kilowattheure.

Comparaison de la consommation d'électricité et de la facture correspondante,
par habitant, dans le secteur résidentiel

   

Chauffage

Eau chaude

Cuisson

Spécifique

Total

Consommation
en kWh

Allemagne

242

334

154

968

1 698

France

701

317

172

1 233

2 423

Facture
en euros

Allemagne

61,23 €

84,50 €

38,96 €

244,90 €

429,59 €

France

96,74 €

43,75 €

23,74 €

170,15 €

334,37 €

Source : calcul Sénat à partir des données sur la consommation d'électricité de Global Chance (B. LAPONCHE, « La consommation d'énergie en Allemagne et en France : une comparaison instructive », mai 2011 (Données 2008)) et à partir des données Eurostat, citées par la DGEC, sur le prix moyen au MWh pour un ménage au 1er semestre 2011 (138 € en France et 253 € en Allemagne).

Ainsi, on observe que le prix du kilowatt-heure supérieur de 80 % en Allemagne par rapport à la France n'implique pas une augmentation de la facture dans les mêmes proportions (plus 30 % au total), du fait d'une consommation moins importante, résultant notamment d'un moindre recours au chauffage électrique et d'une plus grande sobriété dans la consommation d'électricité spécifique.

Sur le moyen-long terme, le prix de l'électricité n'a guère augmenté en valeur nominale depuis les années 1980. En monnaie constante, il a même décru de manière significative aussi bien pour les particuliers que pour les industriels. Il connaît toutefois une hausse significative depuis 2008.

Évolution du prix de l'électricité en monnaie constante

Graphique Sénat, à partir des données de la base Pegase du service de l'observation et des statistiques (SOeS, ministère du développement durable).


* 6 Directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, et directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE. Depuis lors, les principes de ce dernier texte ont été intégrés dans une nouvelle directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE.

* 7 Gaz et électricité : un défi pour l'Europe et pour la France, rapport n° 74 du Conseil d'analyse économique, 2008.

* 8 Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, article 1er. Ces dispositions sont aujourd'hui reportées à l' article L. 121-1 du code de l'énergie.

* 9 Direction générale de l'énergie et du climat, L'industrie des énergies décarbonées en 2010, édition 2011.

* 10 La puissance crête correspond à la puissance électrique maximale délivrée par une installation photovoltaïque, dans des conditions d'ensoleillement idéales.

* 11 Voir Commission de régulation de l'énergie, Réseaux publics d'électricité : description générale (site Web).

* 12 Article L. 111-52 du code de l'énergie.

* 13 Chiffres fournis par l'Union des industries utilisatrices d'énergie (UNIDEN) lors de son audition devant votre commission.

* 14 D'après le bilan énergétique de la France pour 2010 du Commissariat général au développement durable), la consommation d'énergie finale était en 2010 de 169.7 MTep (méga-tonnes d'équivalent pétrole), soit 1 974 TWh (térawatt-heures) tandis que la production totale brute d'électricité était cette année-là de 568.9 TWh.

* 15 Un térawatt-heure (TWh) est égal à 1 000 gigawatt-heures (GWh), soit un milliard de kilowatt-heures (kWh).

* 16 La production nette d'électricité (541,9 TWh en 2011) est égale à la somme de la consommation intérieure brute (478,2 TWh), de l'énergie soutirée pour le pompage (6,8 TWh) et du solde des échanges physiques (56,9 TWh).

* 17 RTE, Bilan électrique 2011.

* 18 Le volume d'électricité injectée sur le réseau de distribution est égal à la consommation intérieure brute diminuée des pertes du réseau de transport (10 TWh environ) et de la consommation des clients directement raccordés au réseau de RTE (73,6 TWh), soit 394,6 TWh.

* 19 Le solde des échanges contractuels était de 55,7 TWh en 2011 (soit la différence entre les exportations de 75,4 TWh et les importations de 19,7 TWh). La différence avec le solde des échanges physiques (flux physiques sur les interconnexions) est liée à la non-prise en compte de certaines lignes d'interconnexion (France - Andorre, France - Jersey, Corse - Italie) dans le solde des échanges contractuels (voir le site Web de RTE : http://www.audeladeslignes.com/echanges-contractuels-physiques-electricite-europe-difference-12943).

* 20 Loi n° 2011-900 du 29 juillet 2011 de finances rectificative pour 2011, article 56.

* 21 Commission de régulation de l'énergie, délibération du 13 octobre 2011 portant proposition relative aux charges de service public de l'électricité et à la contribution unitaire pour 2012.

* 22 relatif à l'éligibilité des consommateurs d'électricité et portant application de l'article 22 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

* 23 portant modification du décret n° 2000-456 du 29 mai 2000 relatif à l'éligibilité des consommateurs d'électricité et portant application de l'article 22 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

* 24 Selon les dispositions des deux lois, l'État doit détenir au moins 70 % du capital d'EDF et un tiers du capital de Gaz de France.

* 25 Source : Commission de régulation de l'énergie, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, 4e trimestre 2011.

* 26 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité, dont les rapporteurs étaient M. Jean-Claude Lenoir, alors député, et M. Ladislas Poniatowski, sénateur, tous deux à présent membres de votre commission d'enquête.

* 27 À partir du 1er janvier 2013, les gestionnaires de réseau de transport (RTE) et de distribution (ERDF, entreprises locales de distribution) auront progressivement accès à l'ARENH pour compenser les pertes subies lors de l'acheminement de l'électricité sur leurs réseaux ( arrêté du 25 novembre 2011 relatif à l'échéancier d'augmentation des droits à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique pour tenir compte des quantités d'électricité fournies aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes).

* 28 Voir « La nouvelle organisation du marché de l'électricité » (Commission de régulation de l'énergie, http://www.cre.fr/dossiers/la-loi-nome).

* 29 Décret n° 2011-466 du 28 avril 2011 fixant les modalités d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique.

* 30 Michel Cruciani, Évolution des prix de l'électricité aux clients domestiques en Europe occidentale, note de l'IFRI, novembre 2011.

* 31 Différences entre le prix hors taxe et le prix toutes taxes comprises de l'électricité en France et en Allemagne en 2010, dans « L'énergie en Allemagne et en France », cahier de Global Chance co-écrit avec l'Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI - Sciences Po), septembre 2011.