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Tarification de l’électricité

Tarification électrique
La tarification électrique en France s'est historiquement construite autour de l'entreprise publique intégrée EDF et de son parc de production. (©photo)

Définition

La tarification de l’électricité suscite de nombreux débats dans le contexte actuel d’ouverture du marché à la concurrence. La tarification peut-être définie comme l’établissement d’un prix pour un bien/service (en conservant une marge) qui sera acquitté de façon égale par tous les consommateurs achetant ce bien dans les mêmes conditions. La fixation de ce prix est complexe et il existe de nombreux systèmes tarifaires dépendant, entre autres, de la typologie du marché (monopole, concurrence, etc.) et des principes « propres » au bien ou service à tarifer.

Dans le cas de l’électricité, les grands principes à prendre en compte, ayant prévalu dès l’élaboration des tarifs dits « historiques » en France, sont :

  • l’offre doit s’adapter instantanément à la demande (selon une logique d’appel des différentes sources de production électrique dans l’ordre des coûts marginaux croissants, dite logique de « merit order ») ;
  • la demande d’électricité est aléatoire et soumise à des « effets de pointes » (niveaux de consommation élevés le matin et le soir) ;
  • la consommation est saisonnière et le prix du MWh varie selon les saisons : 
  • en été, la demande est moins forte et le MWh est peu cher, il est produit à partir du nucléaire et de l’hydraulique ;
  • en hiver, la demande est forte et très variable en cours de journée et le MWh est cher : la dernière centrale « appelée » doit pouvoir satisfaire rapidement la demande. Ces centrales capables de répondre à cette contrainte utilisent des combustibles fossiles (thermique à flamme : gaz, fioul ou charbon) dont le coût est plus élevé.

La tarification de l’électricité varie selon les types de contrats proposés par les différents opérateurs (EDFGDF Suez, Direct Energie, etc.).

La tarification électrique en France s'esthistoriquement construite autour de l'entreprise publique intégrée EDF et de son parc de production (©2012)

La tarification électrique en France s'est historiquement construite autour de l'entreprise publique intégrée EDF et de son parc de production (©2012)

Fondements théoriques

Le système historique de tarification de l’électricité en France s’est construit avec une entreprise publique intégrée (production, transport et distribution), EDF, en tenant compte de deux réflexions :

  • la tarification doit intégrer les coûts réels de production, de transport et de distribution de l’électricité ;
  • elle doit envoyer un « signal prix » au consommateur final qui reflète aussi fidèlement que possible le coût subi par l’opérateur à un moment précis pour satisfaire la demande.

La tarification de l’électricité doit alors absorber les coûts fixes et variables engendrés par la demande. A ce titre, EDF met en place une tarification dite binôme.

Tarification binôme (non linéaire)

La tarification au coût marginal correspond au coût de production du dernier kWh produit. En principe, calculée sur le long terme, elle permet d’assurer l’optimum économique, c'est-à-dire le prix minimum qui rémunère justement le producteur et comprend le financement de ses investissements. A ces coûts marginaux de production s’ajoutent les coûts de transport et de distribution qui s’additionnent dans le tarif du consommateur final.

Pour les consommateurs industriels qui s’approvisionnent en très haute tension au bord des centrales, les coûts marginaux évoqués ci-dessus forment la totalité du coût. Seuls les coûts de transport en très haute tension (en général uniformisés) s’ajoutent à ces coûts marginaux pour fixer les prix de revente de l’électricité sur le marché « de gros »(1).

La tarification au coût marginal est utilisée par l’entreprise EDF lorsqu’elle est chargée du service public de l’électricité en quasi monopole à partir de 1946. Elle offre l‘avantage de donner une base objective de référence pour fixer le prix à des consommateurs qui ne peuvent alors pas s’adresser à d’autres fournisseurs.

Les coûts marginaux variant au long de l’année et de la journée, EDF a recours à une tarification binôme qui revient à faire payer à l’usager un prix selon deux éléments :

  • une part fixe proportionnelle à la puissance souscrite, appelée abonnement, censée couvrir le coût d’investissement et le coût de maintien en état de démarrage des centrales ;
  • une part variable proportionnelle à la quantité de kWh consommée (très proche de la tarification au coût marginal).

Ces tarifications se complexifient pour tenir compte des situations différentes entre le jour et la nuit  et entre les périodes de faible consommation (été) et de forte demande (hiver).

Catégories de tarifs

Les tarifs historiques

Avant l’ouverture à la concurrence, il n’existe qu’une seule catégorie de tarif : les Tarifs Réglementés de Vente (TRV) d’EDF. Ceux-ci se distinguent par une couleur en fonction du niveau de puissance souscrit :

  • le tarif Bleu : puissance souscrite de 3 à 36 kVA, prime fixe et un ou plusieurs prix du kWh consommé selon les options ;
  • le tarif Jaune : puissance souscrite de 36 à 250 KVA, livraison en basse tension, après paiement d’un forfait représentant une partie de l’investissement du poste de transformation. Le tarif Jaune prenait en compte 2 saisons (été, hiver), des heures pleines et des heures creuses, soit 4 prix différents du kWh ;
  • le tarif Vert : puissance souscrite supérieure à 250 kVA, livraison en moyenne et haute tension par un poste privé appartenant à l’entreprise utilisatrice. Il distinguait 4 modes d’utilisation (très longue utilisation, longue utilisation, tarif général et courte utilisation) et 5 périodes tarifaires.

Les tarifs actuels

Aujourd’hui, le consommateur a le choix entre deux catégories d’offres de prix : les tarifs réglementés de vente, proposés uniquement par le fournisseur historique (EDF) et les fournisseurs historiques locaux (Electricité de Strasbourg) et les offres de marché, proposées par l’ensemble des fournisseurs (historiques ou non).

Les tarifs réglementés

Ces tarifs sont définis par les ministères en charge de l’économie et de l’énergie, sur proposition de la CRE. Ils diffèrent selon la typologie du client (particuliers, petits professionnels, PME/PMI, grandes entreprises). La loi Nome du 7 décembre 2010 prévoit que les tarifs Jaune et Vert pour les professionnels seront supprimés à compter du 1erjanvier 2016.

Les offres de marché

Les fournisseurs historiques et les fournisseurs alternatifs proposent des offres à prix de marché. Ils sont libre de fixer le prix, notamment en fonction de l’origine de l’électricité produite (nucléaire, alternatives, etc.). Pour concurrencer les tarifs réglementés peu élevés, certaines offres à prix de marché garantissent une stabilité des prix pendant la durée du contrat (résiliation possible, prix inférieur au TRV).

Au début de l’ouverture à la concurrence, le prix de marché s’avère avantageux. Mais celui-ci croît fortement avec la crise pétrolière et la perte d’une situation de surcapacité. Un Tarif Réglementé Transitoire d'Ajustement de Marché (TarRTAM) est mis en place en juin 2007. Il permet alors aux entreprises éligibles ayant souscrit une offre de marché de revenir à un tarif réglementé éventuellement plus avantageux. Prolongé à plusieurs reprises, ce tarif prend fin avec l’entrée en vigueur de la loi Nome le 1er juillet 2011 et la mise en place du dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) pour les fournisseurs concurrents d’EDF.

Composantes de la tarification

Trois grandes composantes entrent en compte dans les différentes tarifications de l’électricité :  

  • une part liée au « tarif de l’énergie » relatif à la fourniture de l’électricité, qui couvre le coût de production (investissement et charges de fonctionnement : combustible, personnel, etc.), les coûts de commercialisation des fournisseurs d’électricité (publicité, marketing, gestion clientèle) et les coûts de d’approvisionnement (achat d’électricité sur la marché de gros de l’électricité) ;
  • une part relative aux coûts d’acheminement de l’électricité par les réseaux publics de transport et de distribution, regroupée au sein du TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité). Il couvre les coûts d’exploitation, de maintenance et de développement. Ce tarif est calculé par la CRE. Cette composante est plus importante pour un consommateur résidentiel que pour une grande entreprise (qui n’utilise que le réseau de transport) ;
  • une composante relative aux taxes et contributions : les Taxes Locales d’Electricité (TLE) remplacées progressivement à partir du 1er janvier 2011 par la Taxe sur Consommation Finale d’Electricité (TCFE) qui est un impôt local (dépend du lieu d’habitation) au bénéfice des collectivités locales (commune et département), la Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) qui finance les retraites des employés des industries électrique et gazière, la Contribution pour le Service Public d’Electricité (CSPE) qui couvre les charges relatives aux missions de service public de l’électricité, et la TVA (taux de 5,5% sur l'abonnement et de 19,6% sur la consommation). 

Répartition moyenne des coûts pour un particulier au tarif bleu réglementé, à fin mars 2012 (d’après Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz)

Répartition moyenne des coûts pour un particulier au tarif bleu réglementé, à fin mars 2012 (d’après Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz)

Acteurs

Liste non exhaustive des différents acteurs du marché électrique (©2012)

Liste non exhaustive des différents acteurs du marché électrique (©2012)

Chiffres clés

Ouverture du marché de l’électricité

Chez les professionnels, 21,8% de l’électricité est achetée dans le cadre d'un contrat en offre de marché auprès d'un fournisseur alternatif. Chez les particuliers, cette part s’élève à 6,2 % seulement, à fin mars 2012. Le rythme d’ouverture du marché est encore relativement faible. 

Evolution du marché électrique, d'après données de l'Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, à fin mars 2012(2)

Evolution du marché électrique, d'après données de l'Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, à fin mars 2012(2)

Prix de l’électricité

Au 2e semestre 2011, le prix TTC moyen de l'électricité domestique en France est de 142 €/MWh, soit plus de 20% moins élevé que le prix moyen dans l’Union européenne (184 €/MWh)(3).

Passé et présent

Après 2007, l’ouverture limitée du marché de l’électricité s’explique par des prix de marché très volatils, pour la plupart supérieurs aux tarifs réglementés.

La Commission européenne juge que cette situation ne favorise pas la libéralisation du marché de l’électricité en France et menace le pays de sanctions. La commission dite Champsaur est mise en place en 2008 pour faire des propositions sur l’ouverture du marché, avant l’adoption de la loi Nome. Cette commission, composée de 4 parlementaires et 4 experts, part du postulat suivant : les concurrents d’EDF ne peuvent rivaliser car ils ne peuvent pas produire d’électricité au coût proche du nucléaire historique. Ils ne peuvent proposer de TRV et le prix de marché, très volatil, ne favorise pas la concurrence.

Quelques propositions de la Commission Champsaur :

  • maintenir des prix réglementés pour le secteur domestique et les petites entreprises ;
  • assurer la réversibilité entre TRV et prix de marché ;
  • supprimer les tarifs réglementés pour le secteur industriel (TaRTAM compris) mais instaurer des prix réglementés pour les entrants au niveau du nucléaire historique d’EDF ;
  • les prix réglementés d’accès au nucléaire historique doivent correspondre à des coûts économiques tout en tenant compte du coût de prolongement de la durée de vie des centrales nucléaires. Ces prix doivent rejoindre le coût en développement du nucléaire en France (EPR).

Le problème principal de la libéralisation du marché électrique en France réside dans le fait que le fournisseur historique EDF puisse proposer des TRV calés sur son parc de production peu coûteux (dépendant à 90% du coût du nucléaire et de l’hydraulique), et pas les fournisseurs alternatifs. Les offres de marché proposées par ces derniers sont corrélées aux prix de l’électricité sur le marché de gros européen.

Pour réduire cette différence, la solution retenue est de permettre aux fournisseurs alternatifs de racheter à EDF une partie de sa production nucléaire à un tarif dit ARENH. Celui-ci est fixé en avril 2011 par le gouvernement à 40 euros par MWh entre le 1er juillet et le 31 décembre 2011 et à 42 euros par MWh après le 1er janvier 2012.