Prix et régulation du marché de l'énergie en France

15 mai 2019
Note de synthèse stratégique 1
NOTE DE SYNTHESE
STRATEGIQUE
Tarifs réglementés et régulation du
marché de l’électricité français :
les clés du débat
STEPHANE COSTAGLIOLA
SECTEUR ECONOMIE
Mai 2019

15 mai 2019
Remarques liminaires ..................................................................................................2
Fonctionnement de l’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique (ARENH)....................2
Les fournisseurs alternatifs : de simples arbitragistes ? ....................................................4
Le rationnement des volumes d’ARENH.........................................................................6
Fixation des tarifs réglementés et marchés de gros de l’électricité .....................................7
L’ARENH et le développement de la concurrence ...........................................................9
Les préconisations de la CRE pour le dispositif d’ARENH ..............................................10
Les positions divergentes des institutions publiques ......................................................11
EDF et les préconisations de la CRE ...........................................................................12
Anticiper la fin des tarifs réglementés ? ........................................................................13
Bibliographie.............................................................................................................15
Remarques liminaires
En pleine crise des « Gilets jaunes », la proposition
de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE)
d’augmenter les tarifs réglementés de l’électricité de
près de 6% a suscité un certain nombre de
réactions qu’il nous apparaît important de présenter
et de mettre en perspective.
Ce document a donc pour principal objectif de
préciser les éléments fondant la position de chaque
partie prenante au débat et d’expliciter les différents
rouages techniques et juridiques régulièrement
passés sous silence.
Ce travail de décryptage et de vulgarisation doit
permettre in fine d’appréhender l’ensemble des
enjeux sous-jacents à la question des tarifs
réglementés et de ne pas limiter l’analyse à la seule
question du pouvoir d’achat des consommateurs.
Car comme nous le verrons, ce débat sur le prix de
l’électricité en France permet de mettre en exergue
les limites de la régulation du marché de l’énergie
en France, de clairement en mesurer les impacts
sur la concurrence et l’opérateur historique, EDF.
Enfin, cette analyse nous permettra de rappeler que
derrière ce débat ponctuel se pose la question de la
1
Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant
organisation du marché de l’électricité :
dérégulation totale des marchés de l’énergie,
conformément aux orientations de l’Union
Européenne.
Fonctionnement de l’Accès Régulé à
l’Energie Nucléaire Historique (ARENH)
Suite à l’ouverture du marché de la fourniture
d’énergie en 2007, les autorités françaises ont
cherché (au travers de la Loi NOME de 20101) à
encourager la concurrence pour les activités de
commercialisation de l’électricité. Principal levier
envisagé : un Accès Régulé à l’Electricité d’origine
Nucléaire Historique (ARENH) pour les fournisseurs
alternatifs. L’objectif était avant tout de corriger
l’asymétrie entre EDF (exploitant exclusif du parc
nucléaire français, 58 réacteurs et 18 CNPE2 en
2019) et les fournisseurs alternatifs (ne disposant
pas de capacités de production équivalentes).
Etabli sur la période 2011-2025, le dispositif
ARENH (encadré par la CRE) permet aux
fournisseurs alternatifs de s’approvisionner en
électricité nucléaire produite par EDF à un tarif
régulé (42 €/MWh, depuis le 1er janvier 2012) et
https://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JO
RFTEXT000023174854&categorieLien=id
2 CNPE pour Centrale Nucléaire de Production d’Electricité.

15 mai 2019
correspondant aux coûts d’exploitation de
l’opérateur historique3.
Ce dispositif encadré par la CRE fait intervenir
différents acteurs : les fournisseurs alternatifs
(Direct Energie, Vattenfall, Total Spring, Energie
d’ici, Eni, Gaz Européen, GreenYellow, etc4.), le
producteur d’électricité nucléaire historique (EDF),
le transporteur (RTE), le distributeur (Enedis et
autres Gestionnaires de Réseaux de Distribution /
GRD), ainsi que la Caisse des Dépôts et
Consignations.
Schématiquement, chaque fournisseur alternatif,
en fonction de la taille de son portefeuille clients
(donc de ses ventes probables pour l’année),
dispose mécaniquement d’un « droit de tirage
théorique » sur un volume prédéterminé (par la
CRE) de « MWh régulés » produits par les CNPE
EDF. Cet accès se fait dans la limite de volumes
imposés par le régulateur pour chaque
fournisseur. Ainsi, sur les 400 TWh nucléaires
produits globalement par EDF, 100 TWh sont
accessibles aux fournisseurs alternatifs, à un prix
de 42 € / MWh.
Formellement, le processus d’allocation des MWh
régulés est le suivant :
1) Après la signature d’un accord-cadre avec
EDF, chaque fournisseur communique à la
CRE un dossier de demandes d’ARENH
établi en fonction des prévisions de
consommations de ses clients. Cette
demande d’énergie « régulée » est transmise
40 jours avant chaque période annuelle de
livraison se situant :
 Entre le 1er janvier et le 31 décembre de
l’année T
 Entre le 1er juillet T et le 31 juin de T+1.
2) Sur la base des estimations du fournisseur, la
CRE définit ses droits à l’ARENH théorique (ex-
ante) et lui notifie les montants disponibles pour
la période de livraison à venir (6 mois).
3) La CRE communique à RTE et EDF le niveau
global d’ARENH pour la période à venir afin
d’organiser le transfert d’énergie au fournisseur
alternatif. La Caisse des Dépôts et Consignation
(CDC) centralise les paiements des fournisseurs
pour les droits à l’ARENH consommés et les
transfère à EDF.
4) En T+1 (30 juin au plus tard), la CRE calcule les
compléments de prix (voir ci-dessous) de
chaque fournisseur en fonction des
consommations effectives de T (et de l’écart au
montant régulé)
Etapes et acteurs du dispositif d’ARENH :
Source : d’après CRE (2018), « Accès régulé à l'électricité nucléaire historique », 15 juin»5
3
Le prix d’ARENH est défini par le 3ème
alinéa de l’article
L.336-2 du Code de l’énergie : « Les conditions d'achat
reflètent les conditions économiques de production
d'électricité par les centrales nucléaires d'Electricité de
France situées sur le territoire national et mises en service
avant le 8 décembre 2010. » :
https://www.legifrance.gouv.fr/affichCodeArticle.do?cidTex
te=LEGITEXT000023983208&idArticle=LEGIARTI000023
986654.
4
Pour une liste complète des fournisseurs alternatifs, voir
le site « energie-info » : https://www.energie-info.fr/.
5
https://www.cre.fr/Electricite/Marche-de-gros-de-l-
electricite/Acces-regule-a-l-electricite-nucleaire-historique

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Les compléments de prix :
Ces pénalités financières ont été instaurées afin
d’accroitre l’efficacité du mécanisme d’ARENH et
en limiter les risques de dévoiement. Comme nous
le verront plus en avant, les fournisseurs alternatifs
peuvent être tentés de surestimer leurs
consommations prévisionnelles afin de disposer
d’une plus grande quantité de MWh régulés au prix
de 42 € afin de les vendre sur les marchés de gros
(à des prix supérieurs). Pour limiter ces
comportements spéculatifs, deux types de
« compléments de prix » ont été créés :
1) La composante « CP1 » pour les demandes
excédentaires : si un fournisseur demande une
quantité de MWh régulés supérieure à ce que
l’autorise théoriquement son portefeuille
clients (donc ses ventes prévisionnelles sur la
période suivante), pour les vendre sur les
marchés de gros (à un prix supérieur), les
gains réalisés (par ces comportements
spéculatifs) doivent être reversés à EDF.
2) La composante « CP2 » pour les demandes
excessives : afin d’inciter les fournisseurs
alternatifs à mieux anticiper leurs niveaux de
ventes, une pénalité est appliquée dès lors le
volume prévisionnel dépasse de 10% (ou 5
MWh) le volume effectivement réalisé (i.e.
consommé par les clients finals).
Les fournisseurs alternatifs : de
simples arbitragistes ?
Comme nous venons de le voir, le dispositif
d’ARENH offre l’opportunité aux fournisseurs
alternatifs de s’approvisionner, soit, au travers des
volumes régulés produits par EDF, soit, au travers
des marchés de gros à terme de l’électricité6.
Durant la phase 2011-fin 2014, le prix régulé de
l’électricité nucléaire (42 €) étant inférieur au prix de
gros, les approvisionnements en MWh régulés
permettaient aux fournisseurs de réduire leurs coûts
et d’accroître leur rentabilité. Dans ce type de
configuration, le dispositif d’ARENH a donc été
largement sollicité par les fournisseurs alternatifs du
6 Sur le marché à terme de l’électricité, des quantités de
MWh sont achetées (ou vendues) à un instant T, selon
un prix déterminé au moment du contrat, mais seront
effectivement livrées à une période plus lointaine (le
trimestre suivant, l’année suivante, etc). Ce type de
« produit de couverture » permet de se protéger contre
les fluctuations de prix et les risques de pénurie
d’énergie.
fait de l’avantage compétitif qu’il offrait vis-à-vis des
marchés de gros à terme.
Inversement, sur la période 2015-fin 2016, la chute
brutale des prix sur le marché de gros de l’électricité
a nettement réduit l’attractivité du dispositif
d’ARENH (le différentiel prix lui étant défavorable).
En conséquence, les fournisseurs alternatifs ont
fortement privilégié des approvisionnements de
marché (moins chers) et délaissé l’ARENH (ainsi en
2016, aucune demande d’ARENH n’était réalisée et
5 fournisseurs alternatifs résiliaient leur accord-
cadre avec EDF).
Sur 2016-18, la nette augmentation des prix sur le
marché de gros au-dessus du tarif de l’ARENH a
mécaniquement accru l’attractivité du dispositif
d’ARENH et généré une forte hausse des
demandes des droits d’ARENH auprès de la CRE.
Comme le confirme le schéma ci-dessous, il existe
donc une très nette corrélation (positive) entre les
demandes de MWh régulés et le prix à terme sur le
marché de gros de l’électricité (les 1ères diminuant
parallèlement aux 2ndes et augmentant en période
de tensions inflationnistes). Cette relation traduit
précisément la nature des arbitrages réalisés par
les fournisseurs alternatifs. Ces derniers
privilégient le marché de gros pour s’y
approvisionner lorsque les prix à terme sont bas.
En contrepartie, ils offrent aux consommateurs des
contrats de fourniture à des prix inférieurs à ceux
d’EDF (liés au TRVE7) afin d’accroître leur part de
marché, tout en préservant leur rentabilité. Au
contraire, les fournisseurs alternatifs se réorientent
vers les tarifs d’ARENH lorsque des tensions
apparaissent sur ces mêmes marchés et ajustent
leur prix de vente à la hausse pour les clients
disposant de contrats à prix flexibles (notamment
les entreprises).
En résumé, il apparaît donc que le dispositif
d’ARENH permet aux fournisseurs alternatifs de
maintenir leur rentabilité quelles que soient les
conditions de marché existantes. Il est à noter que
ces possibilités d’arbitrage très (trop ?) favorables
aux fournisseurs avaient déjà été pointées par
l’Autorité de la concurrence en 20178 et ce malgré
7 Tarif Réglementé de Vente de l’Electricité. Ses
modalités de calcul et ses implications sont précisées
plus en avant.
8
Autorité de la concurrence (2017), « Avis n° 17-A-01 du
8 février 2017 concernant un projet de décret portant
modification de certaines dispositions réglementaires
relatives à l’accès régulé à l’électricité nucléaire
historique (ARENH) », page 4 :
http://www.autoritedelaconcurrence.fr/pdf/avis/17a01.pdf.

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l’arrêté du 14 novembre 2016 (destiné à limiter les
opportunités d’arbitrage pour les fournisseurs)
Prix à terme de l’électricité (€/MWh) et quantités d’ARENH livrée (en MWh) :
Sources : CRE (2018), « Observatoire des marchés de détail du 4e trimestre 2018 »,
page 13 et d’après CRE (2017), « Rapport sur le fonctionnement des marchés de
gros de l’électricité, du CO2 et du gaz naturel en 2016-2017 », page 45
.
Outre de favoriser la concurrence dans la
commercialisation de l’électricité, le dispositif
d’ARENH devait également permettre aux
fournisseurs alternatifs de développer leurs propres
capacités de production. Or, exceptés Engie (25%
du parc hydraulique français) et E.On (suite au
rachat de la Société Nationale d’Électricité et de
Thermiques / SNET en 2008), les fournisseurs
9
Essentiellement du fait de l’accroissement des
capacités de production solaire (+878% sur 2010-18) et
éoliennes (+162%) qui a plus que contrebalancé la
diminution du parc thermique (-31%). Et sans une
alternatifs disposent peu ou pas d’installations de
production à leur actif. Comme nous pouvons le voir
ci-dessous, entre 2010 et 2018, le niveau du parc
de production d’électricité n’est passé que de 123,8
à 133,3 GW. Si une croissance des capacités a
effectivement eu lieu, celle-ci a été limitée à 7,7%
sur la période (soit une hausse de 1% par an9).
analyse plus approfondie, rien ne nous permet d’affirmer
que ces suppléments de capacités ont été du ressort des
fournisseurs alternatifs.

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Evolution des capacités de production d’électricité en France :
Source : Open Data Réseaux Energies (2019), « Parc régional annuel de
production par filière (2008 à 2018) »10
Le rationnement des volumes d’ARENH
La corrélation (positive) entre la demande d’ARENH
et les prix de gros s’est vérifiée lors du second
guichet de l’année 2018, à savoir le 21 novembre.
Suite à l’augmentation des prix de gros avant cette
date, les fournisseurs alternatifs ont cherché à
« sécuriser » le coût de leurs approvisionnements
en augmentant nettement leur demande d’ARENH.
Pour la 1ère fois depuis la création du dispositif, les
demandes cumulées se sont élevées à 132,98
TWh, soit 33% de plus que le plafond (de 100 TWh)
fixé par la CRE.
Ce dépassement du plafond d’ARENH a conduit la
CRE à rationner la distribution de MWh régulés
(« un écrêtement des volumes d’ARENH
attribués ») aux fournisseurs alternatifs, mais
également aux filiales de commercialisation
d’EDF11. En conséquence, seul 75,2% des
demandes d’ARENH ont été satisfaites (voir CRE,
10
https://opendata.reseaux-energies.fr/explore/?sort=modified&refine.keyword=Electricit%C3%A9.
11
Car effectivement la délibération de la CRE du 25 octobre 2018 (n°2018-222) prévoit que « [l]es filiales contrôlées par
EDF seront écrêtées intégralement pour les seuls volumes conduisant à un dépassement du plafond » (page 5).
Comme nous le verrons plus en avant, ce positionnement de la CRE implique que les filiales d’EDF (donc l’opérateur
historique lui-même) devront répercuter ce rationnement subi par les fournisseurs alternatifs sur leurs prix de vente au
détail.
12
Entre le 3ème
trimestre 2017 et celui de 2018, les cours à terme du pétrole brut (Brent), du gaz naturel (TIF), du charbon
et de l’électricité ont augmenté parallèlement. Plus particulièrement, sur les marchés de gros de l’électricité, les prix à
terme ont crû de :
 54% pour les contrats avec livraison au mois suivant ;
 44% pour les contrats avec livraison au trimestre suivant ;
 36% pour les contrats avec livraison l’année suivante.
(Source : CRE (2018), « Observatoire des marchés de gros du 3e trimestre 2018 », page 13).
délibération du 7 février 2019). Mécaniquement, ce
rationnement a contraint les fournisseurs alternatifs
à accroître leurs approvisionnements sur les
marchés de gros d’électricité et ce à un coût
nécessairement différent du tarif d’ARENH de 42
€/MWh.
Les tensions sur les marchés de gros de l’énergie12
et la couverture partielle des consommations de
leur portefeuille-clients expliquent donc que les
fournisseurs alternatifs demandent l’augmentation
du plafond d’ARENH au-delà de 100 TWh, voire sa
suppression. L’objectif étant bien sûr que, durant
les périodes inflationnistes, l’intégralité de leurs
approvisionnements soit couverte au prix de 42 €
le MWh. Dès lors, ce droit de tirage illimité
permettrait aux fournisseurs alternatifs de
maintenir leur rentabilité en profitant de l’indexation
des offres de marché indexées sur les prix de gros

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de l’électricité13. Comme le confirment les
associations de fournisseurs :
« […] l’AFIEG et l’A.N.O.D.E proposent soit un
relèvement très conséquent du plafond de l’ARENH
dès que possible, soit sa suppression pure et simple –
le rationnement qu’il implique étant totalement
injustifié »14
.
L’objectif des fournisseurs alternatifs étant
d’actionner les différents leviers de rentabilité, ces
derniers ne ciblent pas que le déplafonnement des
droits d’ARENH. Comme nous le verrons plus
avant, l’augmentation, voire la disparition pure et
simple, des tarifs réglementés15 constitue un
second enjeu commercial pour eux.
Fixation des tarifs réglementés et
marchés de gros de l’électricité
Le niveau du TRVE (Tarif Réglementé de Vente de
l’Electricité) est déterminé par les articles L.337-6
et R.337-19 du Code de l’énergie. Cette règle de
fixation des tarifs réglementés est effective depuis
2015. Les différentes composantes du TRVE sont :
► Le coût d’approvisionnement relevant de
l’ARENH (fixé à 42 €, conformément aux coûts
de production d’EDF) ;
► Le coût d’approvisionnement du
complément de fourniture, relevant des
achats sur les marchés de gros de
l’électricité (par EDF) ;
► Le coût d’acquisition des garanties en
capacité ;
► Le coût d’acheminement ou Tarif d’Utilisation
des Réseaux Publics de transport et de
distribution d’Electricité (TURPE) ;
► Le coût de commercialisation16 ;
► La rémunération (marge commerciale) de
l’activité de fourniture.
Il résulte donc de cette méthode de fixation que le
TRVE constitue par nature un prix minimum,
garantissant une rémunération « normale » de
13
Aujourd’hui, cet effet d’aubaine résultant des MWh
régulés joue essentiellement sur le segment non
résidentiel des « moyens et grands consommateurs »
d’électricité. Et ce d’autant plus que depuis la fin des
tarifs réglementés sur ce segment en 2016, EDF offre le
même type de contrats à prix variables.
14
ANODE (2018), « ARENH : l’AFIEG et l’A.N.O.D.E
alertent les pouvoirs publics sur les conséquences de
l’atteinte du plafond », 30 novembre :
https://anode-asso.org/2018/11/30/arenh-lafieg-et-la-n-o-d-e-
alertent-les-pouvoirs-publics-sur-les-consequences-de-
latteinte-du-plafond/.
15
Voir ANODE / Altermind (2017), « La suppression des
tarifs réglementés de vente d’électricité: pertinence et
l’ensemble des acteurs de la filière. En-dessous de
ce prix réglementé, la rentabilité, donc la pérennité
à long terme, des différentes entreprises seraient
remises en cause. Cette contrainte explique donc
que le TRVE ne puisse pas systématiquement
suivre les baisses de prix sur le marché de gros
(comme ce fut le cas entre 2015 et la mi-2018).
Aujourd’hui, dans un contexte de forte hausse des
prix à terme sur les marchés de gros,
« l’interprétation » de la 2ème
composante par la
CRE et l’Autorité de la concurrence pose question.
Selon cette dernière, le complément de fourniture
ne peut influencer (à la hausse) le TRVE que si
EDF a besoin de s’approvisionner en électricité sur
les marchés de gros pour honorer ses contrats et
que le prix à terme y est supérieur à celui de
l’ARENH (donc de sa production). Dans ce cas, les
tarifs réglementés doivent intégrer ce surcoût
d’approvisionnement supporté par l’opérateur
historique.
Dès lors reste à déterminer le niveau et le poids de
ce surcoût vis-à-vis du TRVE.
Jusqu’à aujourd’hui, le coût d’approvisionnement
du complément de fourniture correspondait à la
moyenne des prix de gros à terme sur 24 mois.
Comme nous pouvons le voir au travers du
graphique ci-dessous, pour les périodes 2014-15,
2015-16 et 2016-17, cette moyenne était toujours
inférieure à 42 €. En conséquence, la composante
« marché » était sans effet sur le TRVE.
Pour la période 2017-18, il en va tout autrement
puisque la moyenne des prix de gros était de 43
euros, donc supérieure au prix d’ARENH. Il en
résultait donc que le TRVE pour 2019 devait
mécaniquement intégrer ce surcoût d’accès au
marché de gros.
En conséquence (et selon l’Autorité de la
concurrence), le niveau cumulé des deux
premières composantes du TRVE aurait dû se fixer
modalités », novembre : https://anode-asso.org/wp-
content/uploads/2017/11/ANODE-Rapport-TRVE.pdf.
16
Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement du
réseau français en période de pointe, les fournisseurs
d’électricité sont soumis depuis le 1er
janvier 2017 à une
obligation de capacité (MWh potentiellement injectables
sur le réseau si besoin). Ils doivent donc acquérir des
« garanties de capacité » sur un marché organisé, au
cours de sessions d’enchères (15 en moyenne par an).
Le « prix de référence marché » résultant de ces
enchères (fixé par la CRE à 13,63 € / kWh pour 2019)
est ensuite répercuté sur les factures de consommation.

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selon les prix (par MWh) et pondérations
suivantes :
67% x 42 € + 33% x 43 = 42,33 € / MWh
Soit une augmentation de 0,33 € / MWh ou 0,8%.
Mais au travers de sa délibération du 7 février
2019, la CRE adopte une position radicalement
différente. Pour l’expliciter, revenons au
mécanisme des droits d’ARENH. Comme nous
l’avons vu précédemment, deux fois par an, les
fournisseurs alternatifs déposent leur demande
d’ARENH auprès de la CRE. A chaque clôture de
« guichet », la CRE détermine le montant cumulé
de l’ensemble des demandes d’ARENH reçues.
Dès lors deux cas de figure peuvent se présenter :
1) La demande globale d’ARENH est inférieure
au plafond réglementaire de 100 TWh : chaque
fournisseur peut intégralement s’approvisionner
au prix réglementé de 42 €/MWH.
2) La demande globale de droits d’ARENH est
supérieure à 100 TWh. Dès lors, il convient de
mettre en place un écrêtement (rationnement)
des volumes d’ARENH demandés par les
fournisseurs alternatifs. Comme nous l’avons
vu, pour 2018, le rationnement s’est élevé à
24,8% pour chacun d’entre eux.
Mécaniquement, ce rationnement conduit les
fournisseurs alternatifs à accroitre la part / le
volume de leur approvisionnement de marché.
Comme nous l’avons vu (L.337-6, R.337-119) et le
réaffirme l’Autorité de la concurrence, ce recours
au marché de gros n’impacte pas les prix de
production d’EDF (prix d’ARENH) et ses
approvisionnements sur les marchés de gros. En
conséquence, il ne devrait pas y avoir d’impact
direct sur les TRVE.
.
Prix de gros à terme de l’électricité et détermination du TRVE :
Source : d’après CRE (2019), Délibération 7 février 2019, page 2
Reste que la CRE a une lecture différente de l’article
R.337-19 qui lie les tarifs réglementés à « l’atteinte
du volume global maximal d'électricité nucléaire
historique » (de 100 TWh). En conséquence, le
TRVE pour 2019 devrait explicitement intégrer cette
composante marché. Mais selon quelles
modalités ? Selon la CRE, cette indexation est
définie par rapport à la moyenne des prix à terme
sur la période s’étalant entre l’annonce du
17
Ici entre le 30 novembre et le 24 décembre 2018, soit
« le dernier jour côté précédant la période de livraison »,
donc janvier 2019 (CRE, 11 janvier 2018, page 8).
18 CRE (2019), « Délibération de la Commission de
régulation de l’énergie portant proposition des tarifs
rationnement par la CRE et le jour précédent la
période de livraison17. Sur cette période (voir le
schéma ci-dessous), il en résulterait un prix moyen
à terme de 59,4 €/MWh18 pour une livraison 2019.
Etant donné le rationnement de l’ARENH de 25%,
le niveau cumulé des deux premières composantes
du TRVE devrait selon la CRE se fixer de la manière
suivante :
réglementés de vente d’électricité », 7 février, n°2019-
028, page 10 :
https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Proposition/Propos
ition-des-tarifs-reglementes-de-vente-d-electricite.

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50% x 42 € + 33% x 43 € + 17%19 x 59,4 € =
21 + 14,19 + 10,098 = 45,23 € / MWh
Soit une augmentation de 3,23 € / MWh (ou 7,8%)
relativement au prix d’ARENH. Hausse bien
supérieure à celle envisagée par l’Autorité de la
concurrence (+0,33 € / MWh et +0,8%).
Il s’ensuit que la volonté de la CRE d’intégrer la
composante-marché20 dans la fixation du TRVE se
traduira nécessairement par des augmentations et
une plus forte instabilité des prix réglementés21,
affaiblissant d’autant le rôle « protecteur », des
TRVE et du parc de production nucléaire français.
Comme le note l’Autorité de la concurrence :
« La particularité de cette proposition de hausse [par la
CRE] est donc de répercuter une très forte volatilité de
la composante fourniture qui, à elle seule, explique
l’importance de la hausse globale, et ce en dépit de
l’inertie des autres composantes »22
.
Par effet domino, suite aux approvisionnements
complémentaires sur les marchés et la hausse du
TRVE, les offres de marché (indexées sur le TRVE)
des fournisseurs d’électricité verront leur prix croître
mécaniquement. In fine, les consommateurs finals
supporteront donc le supplément de charge
financière résultant d’un accès restreint aux MWh
régulés.
Nous pouvons percevoir l’enjeu commercial de
cette indexation sur les prix de gros et d’un
rationnement des droits de d’ARENH au travers de
l’exemple de deux fournisseurs alternatifs :
► Total Spring23 : son offre de marché
« Électricité verte » repose sur un prix fixe,
révisable tous les ans sur la base du tarif
réglementé du fournisseur historique (TRVE).
L’offre « Duo énergie » (gaz et électricité) est
également à prix fixe pendant un an et liée au
TRVE.
► Direct Energie24 : le prix de l’offre « Online
Electricité Particuliers » est indexée sur les
tarifs réglementés et révisable annuellement.
Même chose pour les offres « Verte
Electricité » et « Classique Electricité ».
Dans les deux cas, l’accroissement du TRVE
permettrait d’accroître mécaniquement les prix de
vente et les recettes des fournisseurs alternatifs,
19 Les 17% résultent de l’application des 25% de
rationnement au coût de l’ARENH : 25% x 67% =
16,75%.
20
Consécutive à un rationnement des droits d’ARENH et
ce dans un contexte d’inflation sur les marchés de gros
à terme de l’électricité.
21 Le plafonnement d’ARENH et le rationnement
consécutif impliquent que 25% des demandes d’ARENH
ne sont pas satisfaites (soit 25% de 132,98 TWh) et non
pas, comme le note Mediapart, que « la CRE a établi que
sans que les clients soient incités à préférer les
offres d’EDF (les tarifs réglementés ayant
augmenté parallèlement). Du point de vue des
concurrents d’EDF, l’indexation des TRVE sur les
augmentations des prix de gros revêt donc un
caractère central et conditionne fortement leur
pérennité (du fait de leur « sous-compétitivité »
relativement à EDF).
L’ARENH et le développement de la
concurrence
Depuis sa création, le mécanisme d’ARENH a été
pensé comme un outil devant favoriser le
développement de la concurrence sur le marché
français de l’électricité. Or, si le dispositif d’ARENH
est effectif depuis 2011, la concurrence au sein du
marché de l’électricité n’a réellement pris son essor
qu’à partir de 2015. Deux facteurs complémentaires
sont à prendre en compte pour expliquer ce net
accroissement du degré de concurrence au sein du
secteur :
► La chute des prix sur les marchés de gros à
partir d’octobre 2015 (bien en deçà des coûts
d’exploitation d’EDF, à savoir le du prix
d’’ARENH) qui s’est traduit en aval par un
différentiel prix de marché au détail / TRVE
favorable aux fournisseurs alternatifs ;
► La disparition au 1er janvier 2016 du TRVE pour
les clients ayant souscrits des puissances
supérieures à 36 kVA. Ces sites non
résidentiels (principalement des industriels,
des hôpitaux, des hypermarchés, etc…) ont
alors été contraints d’adopter des offres à prix
de marché (généralement indexées sur les prix
de gros pour bénéficier de conditions
d’approvisionnement plus favorables). Or sur
cette période, EDF se trouvait là encore
pénalisé par des coûts d’exploitation ne lui
permettant pas de répercuter la baisse
enregistrée sur les marchés de gros.
Ce surcroît de compétitivité-prix (résultant
d’arbitrage ARENH/marché favorables) explique
en grande partie l’accroissement plus rapide des
parts de marché des fournisseurs alternatifs durant
25 % de la part des tarifs réglementés devait refléter les
prix de marché ». Ainsi, un rationnement des volumes de
25% ne signifie pas mécaniquement que 25% du TRVE
dépend des conditions de marché de gros.
22 Autorité de la Concurrence (2019), « Avis n° 19-A-07
du 25 mars 2019 relatif à la fixation des tarifs
réglementés de vente d’électricité », 25 mars :
http://www.autoritedelaconcurrence.fr/pdf/avis/19a07.pdf
23
https://www.total-spring.fr.
24
https://www.direct-energie.com.

15 mai 2019
cette période. Tandis qu’EDF était pénalisée par
ses offres au tarif réglementé stable, les
fournisseurs alternatifs pouvaient s’approvisionner
à moindre coût sur les marchés à terme et offrir des
contrats à prix réduits aux consommateurs, tout en
améliorant leurs marges. Dans le « non
résidentiel », ces gains de parts de marché se sont
principalement matérialisés entre décembre 2015
et mars 2016. Dans le résidentiel, cette
accélération est moins marquée et apparaît plus
tardivement (en décembre 2016 et mars 2017).
Evolutions des parts de marché des fournisseurs alternatifs (en % des consommations) :
Source : CRE (2019 à 2015), « Les marchés de détail de l’électricité et du gaz naturel ».
Les préconisations de la CRE pour le
dispositif d’ARENH
Le positionnement de la CRE sur l’évolution des
TRVE ne peut être compris qu’en intégrant le
caractère transitoire du dispositif d’ARENH (fin
programmée en 2025). Dans une perspective de
libéralisation totale, il semblerait que la CRE
cherche à anticiper une organisation du marché de
l’électricité favorisant le maintien de la concurrence
(donc des fournisseurs alternatifs). Implicitement,
cela revient à assurer la rentabilité (la pérennité)
des fournisseurs alternatifs (globalement sans outil
de production) indépendamment du soutien des
droits d’ARENH et (plus problématique) de leur
(sous-)efficacité économique. Mais cet objectif
suppose que les offres de l’ensemble des
fournisseurs (EDF et « alternatifs ») soient établies
selon une base commune qui serait en l’occurrence
les prix de gros de l’électricité. Car comme le notait
la CRE en 2017, « si EDF reflétait dans ses offres
25
CRE (2018), « Evaluation du dispositif ARENH entre
2011 et 2017 », 18 janvier :
https://www.cre.fr/Documents/Publications/Rapports-
thematiques/Rapport-ARENH.
26
« En cohérence avec la méthodologie annoncée, la
CRE propose de construire les barèmes des TRVE selon
une structure de prix reflétant un approvisionnement
pour partie à l’ARENH (en tenant compte de son
écrêtement) et pour partie au marché » (CRE, 7 février
2019, page 11).
un approvisionnement aux prix de marché
uniquement, il n’existerait plus de barrière, en
termes de prix, au développement de la
concurrence sur le marché de détail »25.
C’est donc bien dans l’optique d’anticiper la fin du
dispositif d’ARENH que la CRE préconise de
renforcer le poids de la composante marché dans la
fixation du TRVE26 et ainsi d’intégrer les récentes
tensions de prix sur les marchés de gros de
l’énergie. En conséquence, la mise en œuvre de
cette stratégie d’indexation impliquerait que la
composante globale liée aux approvisionnements
(prix d’ARENH + complément marché) 27 passerait
de :
► 42,9 € HT / MWh à 49,4 (soit + 15,2%) pour les
tarifs réglementés « Bleus » dans le
résidentiel ;
► 43,9 € HT / MWh à 50,5 (soit + 15%) pour les
tarifs « Bleus » dans le non résidentiel28.
27
CRE, « Délibération » du 7 février 2019, page 16.
28
Selon Mediapart (2019), la CRE proposerait
d’accroître le prix du MWh de 42 à 50,8 euros le MWh
(soit + 20,95% et non pas +19,7% comme il est indiqué
dans l’article). Il est à noter que la délibération de la CRE
précédemment citée ne fait aucunement référence à une
telle augmentation du prix d’ARENH (défini par les coûts
d’exploitation, de maintenance et de démantèlement
d’EDF, voir L337-14 du Code de l’énergie). La hausse du

15 mai 2019
Indépendamment de tout critère d’efficacité
économique, les préconisations tarifaires de la CRE
auraient donc pour effet d’assurer la pérennité de
certains acteurs au sein du secteur en contraignant
EDF à accroître mécaniquement ses prix au détail.
D’une certaine mesure, cette réforme reviendrait
donc à « subventionner les fournisseurs
alternatifs » (Mediapart) et « augmenter le prix
d’électricité de telle sorte que le plus mauvais des
fournisseurs privés puisse encore exister face à
EDF » (CLCV)29. Car sans dispositif d’ARENH, les
fournisseurs seraient contraints de répercuter
intégralement les tensions sur les marchés de gros
sur leurs prix de détail alors qu’EDF, du fait de
l’efficacité de son outil de production, pourrait
accorder à ses clients (et à de nouveaux clients) des
conditions tarifaires plus favorables au travers d’un
TRVE stable. Indirectement, la réforme tarifaire
envisagée par la CRE reviendrait à priver EDF de
son avantage concurrentiel et de la compétitivité-
prix que lui confère son outil de production. C’est
donc en cela que l’indexation du TRVE sur les
marchés de gros peut apparaître comme « …une
volonté de transférer sans le dire les bénéfices de
la rente nucléaire30, jusqu’alors redistribués à tous,
à quelques groupes privés. » (Mediapart).
Les positions divergentes des
institutions publiques
Si la CRE préconise une augmentation du TRVE
au travers de sa composante « marché de gros »
(dans le but de préserver la concurrence), la Cour
des comptes privilégie un accroissement des
tarifs réglementés au travers du prix d’ARENH afin
de garantir le financement du parc de production
nucléaire d’EDF : « [L’ARENH] a pour but de
préserver le bénéfice de l’investissement réalisé
dans le nucléaire… Son mécanisme doit prendre
en compte les coûts croissants du nucléaire »31.
Indirectement, la position de la Cour des
comptes32, rejoint donc celle d’EDF : le prix de
l’ARENH reflète insuffisamment les conditions
économiques actuelles d’exploitation des CNPE :
TRVE ne résulterait donc pas de la composante « coût
d’approvisionnement relevant de l’ARENH ».
29
CLCV / Consommation, Logement et Cadre de Vie
(2019), « Augmentation du tarif réglementé de
l'électricité de 5,9 % : la CLCV attaquera cette décision
infondée et injuste devant le Conseil d’État », 12 février :
http://www.clcv.org/actualites/augmentation-du-tarif-
reglemente-de-5-9-la-clcv-attaquera-cette-decision-
infondee-et-injuste-devant-le-conseil-d-etat.html
30 Cette « rente différentielle » résulte du fait que durant
les périodes de tensions inflationnistes, les
« les coûts croissants du nucléaire… rendent le
niveau de 42 €/MWh de plus en plus arbitraire »
(car rappelons-le, prix de l’ARENH est fixe depuis
2012).
Si dans ce cas l’augmentation du prix d’ARENH se
traduirait également par une hausse du TRVE, le
choix privilégié par la Cour des comptes présente
l’avantage d’être déconnecté des prix de marché
de gros et donc d’assurer une plus grande stabilité
à court/moyen terme des prix au détail. Par ce
biais, la préconisation de la Cour des comptes
préserveraient les consommateurs des fortes
fluctuations (à la hausse) sur les marchés de gros.
A la différence de la CRE et au même titre que la
CLCV et le Médiateur de l’énergie, l’Autorité de la
concurrence privilégie la stabilité des prix
réglementés33 et le pouvoir d’achat en remettant en
cause la règle de fixation de TRVE proposée par la
CRE. Cela revient à rejeter l’indexation du TRVE,
donc des prix d’EDF, aux marchés de gros, et par
conséquent de « placer EDF dans une situation
équivalente à celle de ses concurrents au regard du
plafonnement de l’ARENH pour construire ses
offres » (ibid.).
Car, comme le préconise la CRE, les filiales de
commercialisation d’EDF seraient artificiellement
soumises aux effets du rationnement des volumes
d’ARENH supportés par les fournisseurs alternatifs.
C’est donc bien dans l’optique de « mutualiser » ces
impacts que la CRE propose cette indexation du
TRVE et cette « globalisation » des évolutions sur
les marchés de gros.
A l’argument du maintien de la concurrence,
l’Autorité de la concurrence objecte celui du pouvoir
d’achat des ménages, notamment en période de
tensions sur les marchés de gros de l’électricité.
Comme nous l’avons vu, cet alignement de la
structure des prix (vers le haut) conduirait in fine à
faire financer le surcoût d’approvisionnement des
fournisseurs alternatifs par les consommateurs
finals. Remettant en cause les fondements
juridiques de la décision de la CRE, l’Autorité de la
consommateurs bénéficient de prix réglementés de
l’électricité inférieurs à ceux du marché.
31
Cour des comptes, 15 mars 2018 :
https://www.ccomptes.fr/fr/publications/levaluation-de-
la-mise-en-oeuvre-de-lacces-regule-lelectricite-
nucleaire-historique
32
Cour des comptes (2017), « L’évaluation de la mise en
œuvre de l'accès régulé à l’électricité nucléaire
historique (ARENH) », 22 décembre.
33
Cf. Avis du 21 janvier 2019, page 2.

15 mai 2019
concurrence rejette donc l’indexation : « il ne
semble pas possible, en l’état actuel de la loi, de
considérer que l’article L. 337-5 permet de modifier
une catégorie de tarif réglementé, dont les
caractéristiques intrinsèques restent inchangées,
au motif que certains opérateurs n’ont pas la
capacité de fournir l’énergie correspondante à un
prix donné »34.
En outre, comme le fait remarquer justement
l’Autorité de la concurrence35, la réforme proposée
par la CRE pose la question de la pertinence du
niveau d’augmentation appliqué au TRVE.
Supposons qu’en 2019, la consommation effective
du portefeuille-client de certains fournisseurs
alternatifs soit finalement inférieure à celle déclarée
au guichet de fin 2018. Il résulterait que les droits
d’ARENH préalablement demandés, donc les
« MWH régulés » perçus sur cette base, soient
supérieurs aux besoins d’approvisionnement réels
du fournisseur. Dans ce cas, l’intégralité de leurs
approvisionnements pourrait se faire au prix de 42
€ et ils profiteraient (comme EDF) de prix de vente
au détail supérieurs (car indexés sur un « TRVE
surestimé ex-ante ») et d’un accroissement artificiel
de leur rentabilité. Dans ce cas, la CRE aurait
accordé une hausse des prix de vente à l’ensemble
des acteurs de la filière sans que cette
augmentation soit effectivement justifiée par des
coûts d’approvisionnement plus élevés.
Cette stratégie de « surestimation volontaire » des
droits d’ARENH et l’effet d’aubaine qui en découle
ont déjà été pointés par la CRE elle-même en
octobre 201836. Comme nous l’avons vu, pour
remédier à ces « estimations erronées », les
« compléments de prix » avaient été instaurés.
Reste que ces pénalités sont évaluées « sur la base
des prix observés sur les marchés de gros sur la
période annuelle correspondant à la
sursouscription »37. Cette méthode reviendrait, non
pas à facturer les MWh indument livrés au prix de
gros de 59,4 € (en vigueur sur le mois de la
demande d’ARENH38), mais à un prix lissé sur
l’année (soit environ 46 € pour 2018). Dès lors,
resterait à vérifier que cette pénalité soit
suffisamment dissuasive (car impactant la
rentabilité des fournisseurs alternatifs) pour limiter
34 Avis du 25 mars 2019, page 17.
35
21 janvier 2019, page 29.
36
CRE, délibération du 25 octobre 2018, n°2018-222,
page 3.
37
CRE (2018), « Evaluation du dispositif ARENH entre
2011 et 2017 », 18 janvier, page 9.
38
Voir notre graphique « Prix de gros à terme de
l’électricité et détermination du TRVE »
les surestimations systématiques. Enfin, et surtout
pour les consommateurs finals, la CRE n’évoque
aucune correction compensatrice du TRVE afin de
corriger sa surévaluation ex-ante de l’augmentation
des tarifs régulés. En conséquence, cette hausse
(injustifiée a posteriori) serait maintenue, amputant
d’autant le pouvoir d’achat des ménages.
En filigrane, il apparaît donc que trois logiques
s’affrontent dans le cadre de ce débat sur
l’ARENH : une 1ère s’orientant vers la
« sauvegarde » de la concurrence (CRE), une 2ème
privilégiant la stabilité des prix de l’énergie (Autorité
de la concurrence) et, enfin, celle pointant les
besoins de financement du parc nucléaire français
(Cour des comptes).
EDF et les préconisations de la CRE
Comme nous l’avons vu, le dispositif d’ARENH
revient à faire subventionner par le groupe EDF le
développement de la concurrence au sein du
secteur au travers de l’octroi des MWh régulés
produits par l’opérateur historique. Sans surprise,
le groupe EDF ne se satisfait pas de ce mécanisme
qui introduit une « asymétrie » défavorable vis-à-
vis de ses concurrents :
► Durant les périodes 2011-2015 et 2017-18
(prix de gros > prix d’ARENH), les
fournisseurs alternatifs ont utilisé les droits
d’ARENH pour s’approvisionner à moindre
coût (par rapport au marché) et maintenir ainsi
leur rentabilité39 ;
► Durant la période 2015-2017 (prix de gros <
prix d’ARENH), l’accès au marché de gros a
permis aux fournisseurs alternatifs de proposer
des offres commerciales à des prix beaucoup
plus attractifs que le TRVE en augmentation
quasi-continue depuis août 2008.
De ce point de vue-là, les préconisations de la CRE
permettraient de rétablir l’équilibre entre EDF et ses
concurrents (mais au détriment du consommateur
final). Ainsi, en période de forte inflation sur les
marchés de l’électricité, EDF pourrait bénéficier de
cette dynamique pour revoir ses tarifs et ainsi
améliorer sa santé économique et financière. Dans
cette optique, l’objectif de la CRE de favoriser la
39
Dans certains cas, les fournisseurs alternatifs ont
utilisé les « surplus » d’ARENH dont ils bénéficiaient
pour réaliser des ventes sur les marchés de gros et ainsi
profiter du différentiel de prix. Comme il a été précisé,
ces pratiques sont néanmoins sanctionnées par les
« compléments de prix ».

15 mai 2019
concurrence au sein du secteur s’avèrerait
finalement à EDF. En répercutant l’augmentation
des prix de gros sur les prix de détail (via des offres
au TRVE, indexées sur le TRVE et à prix fixes pour
les nouveaux clients), l’opérateur historique
bénéficierait d’un effet d’aubaine en termes de
rentabilité (coûts d’approvisionnement inchangés,
mais prix de vente supérieurs). Ainsi, comme le
faisait justement remarquer l’Autorité de la
concurrence dans son avis du 21 janvier 2019 :
« La rémunération réelle d’EDF serait artificiellement
augmentée […]. En effet, dès lors que les TRV seraient
construits en intégrant un surcoût fictif, proportionnel à
la part d’électricité d’origine nucléaire facturée aux
clients au prix du marché, la marge réalisée par EDF
sur la vente des TRV s’en trouverait augmentée, au-
delà du taux de la « rémunération normale » [...] cette
marge pourrait être vue comme un effet d’aubaine
résultant d’une mesure administrative […]. Cet effet […]
reviendrait ainsi à transférer […] vers le fournisseur une
partie des bénéfices de l’efficacité du parc
électronucléaire » (pages 29-30).
Selon le PDG d’EDF, Jean-Bernard Levy, la
rentabilité du groupe est donc intrinsèquement liée
aux modalités de régulation du marché français de
l’énergie : « [l]a croissance du résultat sera […]
limitée tant que le dispositif de l’ARENH reste
inchangé. Nous nous réjouissons que ce dossier
soit ouvert »40. Globalement, la volonté est bien de
bénéficier de la hausse sur les marchés de gros de
l’électricité au travers d’une réforme de l’ARENH.
Trois mesures sont mises en avant par la direction
de l’opérateur historique :
► Accroître le prix d’ARENH de 42 € (inchangé
depuis 2012) afin de permettre le financement
du programme d’investissements d’EDF et de
le rentabiliser. Si cette mesure se traduirait
mécaniquement par un renchérissement des
coûts d’approvisionnement des fournisseurs,
elle impliquerait également une hausse du
40
Les Echos (2019), « Jean-Bernard Lévy : “Les
concurrents d'EDF profitent d'une rente injustifiée” », 17
février :
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-
environnement/0600713936313-jean-bernard-levy-nos-
concurrents-profitent-dune-rente-injustifiee-
2245457.php.
41
Reuters (2018), « EDF demande la fin de l'accès au
nucléaire accordé à ses rivaux », 15 mai :
https://fr.reuters.com/article/topNews/idFRKCN1IG166-
OFRTP.
42
Les seuls revenus que tirent EDF des volumes
d’ARENH alloués aux fournisseurs alternatifs est la prix
d’ARENH de 42 €.
TRVE et des contrats indexés pour les
consommateurs ;
► Diminuer fortement, voire supprimer le
dispositif des droits d’ARENH41 afin de
disposer de ces volumes d’électricité régulés
et de les valoriser commercialement (car
rappelons-le, les volumes d’ARENH sont
produits par EDF sans que ce dernier ait
l’opportunité d’en tirer des revenus « de
marché »42) ;
► Mettre fin au caractère « asymétrique » du
dispositif d’ARENH en intégrant une
composante-marché (de gros) dans les tarifs
réglementés afin de bénéficier des hausses
de prix sur les marchés à terme de l’électricité
et accroître sa rentabilité.
De ce point de vue-là, il ressort que les positions
de la CRE (indexation du TRVE) et de la Cour des
comptes (hausse du prix d’ARENH) s’inscrivent
parfaitement dans le cadre des objectifs du groupe
EDF, à savoir, l’accroissement des prix de détail,
de la rentabilité et de la a capacité de financement
à long terme.
Anticiper la fin des tarifs réglementés ?
Outre les différents points soulevés jusqu’ici, ce
débat relatif à l’indexation du TRVE au marché de
gros pose la question de la potentielle dérégulation
du marché français de l’électricité43 Le 27 novembre
2018, lors de son discours sur la transition
écologique, Emmanuel Macron affirmait : « […]
nous allons engager un travail sur une nouvelle
régulation du parc nucléaire existant Car le
dispositif actuel, qui permet aux Français d’avoir les
prix de l’électricité parmi les plus bas d’Europe,
s’arrête en 2025 »44.
En effet, si les instances européennes ont approuvé
le maintien des tarifs réglementés en France45, il
43
Aujourd’hui, excepté la France, seules la Bulgarie, la
Roumanie et la Hongrie disposent de tarifs réglementés
pour l’électricité.
44
Elysée (2018), « Transcription du discours du
président de la république relatif à la stratégie et à la
méthode pour la transition écologique », 27 novembre :
https://www.elysee.fr/emmanuel-
macron/2018/11/28/transition-energetique-changeons-
ensemble.
45
« Les États membres qui règlementent toujours les
tarifs appliqués aux ménages pourront continuer à le
faire mais ils devront présenter un rapport d’évaluation
des progrès réalisés pour mettre un terme à la
règlementation des prix. D’ici 2025, la Commission devra
présenter un rapport sur les progrès globaux au sein de
l’UE, qui pourra inclure une proposition visant à mettre

15 mai 2019
demeure que la Commission Européenne maintient
son objectif « d’adapter les règles actuelles »46 du
marché de l’électricité conformément au principe
(dogme ?47) de la concurrence « libre et non
faussée ». Ce qui reviendrait mécaniquement à
supprimer toute entrave à la flexibilité des prix (de
marché), donc à abandonner des tarifs réglementés
ne reflétant pas l’équilibre de l’offre et de la
demande :
« La réglementation des prix peut limiter l’essor d’une
concurrence effective, décourager les
investissements et l’émergence de nouveaux acteurs
sur le marché. C’est pourquoi la Commission s’est
engagée, dans son cadre stratégique pour une union
de l’énergie, à supprimer progressivement les prix
réglementés inférieurs aux coûts et à encourager les
États membres à élaborer une feuille de route pour la
suppression progressive de l’ensemble des prix
réglementés. La nouvelle organisation du marché a
pour but de faire en sorte que les prix de fourniture
soient libres de toute intervention publique… » (CE
(2017).
En outre, selon la Commission Européenne, la
stabilité des tarifs réglementés serait
contreproductive du point de vue du processus
européen de transition énergétique. Leur évolution,
puis leur suppression, serait donc une nécessité du
point de vue de cet objectif :
« Dans la plupart des États membres, les
consommateurs n’ont que peu ou pas d’incitation à
modifier leur consommation pour faire face à
l’évolution des prix sur les marchés, étant donné que
les signaux de prix en temps réel ne sont pas
répercutés sur les consommateurs finaux. Le paquet
sur l’organisation du marché est l’occasion de tenir
cet engagement ».48
.
Il résulterait donc de la doctrine économique de la
Commission Européenne (CE) que les ménages
français n’adaptent pas leur consommation
d’électricité (sous-entendu à la baisse) du fait que
les « signaux de prix » qu’ils reçoivent sont biaisés
(sous-entendu incorrectes du fait de prix
administrés, déconnectés du marché, tel le TRVE).
Selon la CE, rétablir la « vérité des prix »
(soumettre les consommateurs aux fluctuations du
marché de gros) serait donc le préalable à la
sobriété énergétique et à une modification des
comportements de consommation.
Autre argument invoqué par cette instance pour
justifier la libéralisation des prix : des tarifs indexés
sur les marchés de gros permettraient aux
consommateurs de bénéficier des baisses de prix
observées :
« Afin que les consommateurs puissent tirer un
avantage financier de ces nouvelles possibilités, ils
doivent avoir accès […] à des contrats de fourniture
d’électricité à tarification dynamique liée au marché au
comptant » (ibid).
Reste que comme nous l’avons vu précédemment,
depuis la mise en place de l’ARENH, seules deux
années (de 2015 à 2017) ont effectivement été
marquées par une diminution du prix des contrats
d’électricité en France. Aussi, au travers de
l’indexation tarifaire préconisée par la CRE et de la
fin programmée des tarifs réglementés, les
ménages français seraient davantage exposés
(comme aujourd’hui les plus gros consommateurs)
aux aléas des marchés de gros et notamment à de
fortes augmentations de prix. Afin de mesurer
l’ampleur de ces hausses, il nous paraît pertinent de
nous intéresser à l’évolution des prix moyens
d’achat d’électricité pour les clients entreprises
(hors grands sites industriels). Pour des contrats de
3 ans à prix fixe ou indexé sur l’ARENH, nous
constatons une augmentation des tarifs de 31,6%
sur moins d’un an (entre mars 2018 et février 2019),
parallèlement à la croissance des prix de gros
(+47,7% entre mars et décembre 2018).
un terme à la règlementation des tarifs » (Parlement
Européen (2018), « Accord sur le marché de l’électricité
de l’UE: des bénéfices pour les consommateurs et
l’environnement », 19 décembre :
http://www.europarl.europa.eu/news/fr/press-
room/20181217IPR21949/electricite-un-accord-
benefique-pour-les-consommateurs-et-l-environnement.
46
Commission Européenne (2018), « La Commission se
félicite de l'accord politique sur la conclusion du paquet
“Une énergie propre pour tous les Européens” », 18
décembre : http://europa.eu/rapid/press-release_IP-18-
6870_fr.htm.
47
Car la position des autorités européennes revient à
nier l’existence des « monopoles naturels », à savoir les
situations de marché pour lesquelles les niveaux
d’investissement et les prix pour les rentabiliser sont si
importants que le nombre d’acteurs y est très faible. Ces
situations s’accompagnant plus généralement de
monopoles « de fait », qui peuvent porter atteinte à
l’intérêt collectif et notamment à celui des
consommateurs, les Etats ont régulièrement optés pour
une nationalisation de ces activités et la mise en place
de « monopoles institutionnels ».
48
Commission Européenne (2017), « Proposition de
règlement du parlement européen et du conseil sur le
marché intérieur de l'électricité », 23 février :
https://eur-lex.europa.eu/legal-
content/FR/TXT/HTML/?uri=CELEX:52016PC0861R(01
)&from=FR.

15 mai 2019
Prix moyen (€/MWh HT) d’un contrat d’électricité pour PME et prix de gros (€/MWh) :
Source : Opéra Énergie (2019), « Baromètre des prix de l’électricité pour les PME », 4 février49
A titre de comparaison, il est important de rappeler
que sur la période août 2010 - août 2018, le niveau
des tarifs réglementés de l’électricité a globalement
augmenté de 30,4%50. Aussi, à l’heure actuelle et
dans un contexte de tensions sur le prix des
matières énergétiques, rien ne nous permet
d’affirmer que la libéralisation des prix de l’électricité
en France se traduirait effectivement sur le long
terme par des gains de pouvoir d’achat pour les
ménages et une amélioration de la compétitivité(-
coûts) des entreprises hexagonales.
Bibliographie
ANODE / Altermind (2017), « La suppression des tarifs réglementés de vente d’électricité: pertinence et
modalités », novembre : https://anode-asso.org/wp-content/uploads/2017/11/ANODE-Rapport-TRVE.pdf
ANODE (2018), « ARENH : l’AFIEG et l’A.N.O.D.E alertent les pouvoirs publics sur les conséquences de
l’atteinte du plafond », 30 novembre :
https://anode-asso.org/2018/11/30/arenh-lafieg-et-la-n-o-d-e-alertent-les-pouvoirs-publics-sur-les-consequences-de-
latteinte-du-plafond/
Autorité de la concurrence (2017), « Avis n° 17-A-01 du 8 février 2017 concernant un projet de décret portant
modification de certaines dispositions réglementaires relatives à l’accès régulé à l’électricité nucléaire
historique (ARENH) », 8 février : http://www.autoritedelaconcurrence.fr/pdf/avis/17a01.pdf
Autorité de la Concurrence (2019), « Avis n° 19-A-01 du 21 janvier 2019 concernant un projet de décret relatif
au dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) », 21 janvier :
http://www.autoritedelaconcurrence.fr/pdf/avis/19a01.pdf
Autorité de la Concurrence (2019), « Avis n° 19-A-07 du 25 mars 2019 relatif à la fixation des tarifs réglementés
de vente d’électricité », 25 mars : http://www.autoritedelaconcurrence.fr/pdf/avis/19a07.pdf
CLCV / Consommation, Logement et Cadre de Vie (2019), « Augmentation du tarif réglementé de l'électricité
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Commission Européenne (2018), « La Commission se félicite de l’accord politique sur la conclusion du paquet
“Une énergie propre pour tous les Européens” », 18 décembre :
http://europa.eu/rapid/press-release_IP-18-6870_fr.htm
Cour des comptes (2017), « L’évaluation de la mise en œuvre de l'accès régulé à l’électricité nucléaire
historique (ARENH) », 22 décembre :
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2016-2017
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CRE (2018), « Evaluation du dispositif ARENH entre 2011 et 2017 », 18 janvier :
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CRE (2018), « Délibération de la CRE du 25 octobre 2018 portant avis sur le projet de décret en Conseil d’État
pris en application de l’article L.336-10 du code de l’énergie relatif à l’accès régulé à l’énergie nucléaire
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CRE (2018), « Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 25 octobre 2018 portant décision
sur la méthode de répartition des volumes d’ARENH en cas de dépassement du plafond prévu par la loi et
portant orientation sur les modalités de calcul du complément de prix », 25 octobre, n°2018-222 :
https://www.cre.fr/Documents/Deliberations/Decision/Methode-de-repartition-des-volumes-d-ARENH-en-cas-de-
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CRE (2019), « Délibération de la Commission de régulation de l’énergie portant proposition des tarifs
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CRE (2019), « Observatoire des marchés de détail du 4e trimestre 2018 », 12 mars :
https://www.cre.fr/Documents/Publications/Observatoire-des-marches/Observatoire-des-marches-de-detail-du-4e-
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Elysée (2018), « Transcription du discours du président de la république relatif à la stratégie et à la méthode
pour la transition écologique », 27 novembre :
https://www.elysee.fr/emmanuel-macron/2018/11/28/transition-energetique-changeons-ensemble
Les Echos (2019), « Jean-Bernard Lévy : “Les concurrents d’EDF profitent d'une rente injustifiée” », 17 février :
https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0600713936313-jean-bernard-levy-nos-concurrents-
profitent-dune-rente-injustifiee-2245457.php
Martine Orange (2019), « Electricité: vers le transfert de la rente nucléaire publique au privé », Mediapart, 11
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https://www.mediapart.fr/journal/france/070319/electricite-vers-le-transfert-de-la-rente-nucleaire-publique-au-prive-
0?onglet=full

15 mai 2019
Médiateur national de l’énergie (2019), « Dans le contexte actuel, si elle est mise en œuvre, la hausse
envisagée des tarifs de l’électricité aura des conséquences sur les ménages les plus fragiles », 12 février :
https://www.energie-mediateur.fr/dans-le-contexte-actuel-si-elle-est-mise-en-oeuvre-la-hausse-envisagee-des-tarifs-de-
lelectricite-aura-des-consequences-sur-les-menages-les-plus-fragiles/
Parlement Européen (2018), « Accord sur le marché de l’électricité de l’UE: des bénéfices pour les
consommateurs et l’environnement », 19 décembre :
http://www.europarl.europa.eu/news/fr/press-room/20181217IPR21949/electricite-un-accord-benefique-pour-les-
consommateurs-et-l-environnement
Reuters (2018), « EDF demande la fin de l'accès au nucléaire accordé à ses rivaux », 15 mai :
https://fr.reuters.com/article/topNews/idFRKCN1IG166-OFRTP
Associations de fournisseurs d’électricité :
► AFIEG : Association Française Indépendante de l'Electricité et du Gaz : http://www.afieg.fr/
► ANODE : Association Nationale des Opérateurs Détaillants en Energie : https://anode-asso.org/
► CLEEE : Association de grands consommateurs industriels et tertiaires français d'électricité et de gaz
http://www.cleee.fr/

Prix et régulation du marché de l'énergie en France

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