Le marché de l'électricité en France: fonctionnement & acteurs

Par Florian Tostivint

Responsable éditorial - énergie

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Le marché de l’électricité en France est structuré en deux principaux segments : le marché de détail, où les particuliers et entreprises achètent leur électricité, et le marché de gros, où producteurs et fournisseurs échangent les volumes d’énergie. Avec l’ouverture à la concurrence, le secteur a évolué, accueillant de nouveaux acteurs et des offres diversifiées. La transition énergétique et les variations des prix de gros accentuent les défis d’approvisionnement et de stabilité du réseau.

Le marché de détail de l'électricité

Le marché de détail permet aux clients finaux (particuliers, professionnels et collectivités locales) d'acheter leur électricité auprès d'un fournisseur de leur choix.

• Le réseau électrique en quelques lignes
• les installations de production d'électricité (centrales nucléaires, thermiques, hydrauliques, parcs éoliens ou photovoltaïques) ;
• les réseaux de transport d'électricité (lignes à haute-tension) ;
• les réseaux de distribution d'électricité (ligne à basse et moyenne tension) ;

• les transformateurs et postes électriques.

  Une fois produite, l'électricité transite via le réseau de transport en haute tension, pour arriver jusqu'aux compteurs des usagers via le réseau de distribution, en basse et moyenne tension. 

L'ouverture du marché de l'électricité à la concurrence

En France, la libéralisation du marché de l'électricité fait suite à une directive de l'Union européenne du 19 décembre 1996. L'idée était alors de casser les monopoles nationaux : séparer les activités de production, de transport, de distribution et de vente d'électricité. Autrefois, ces activités étaient toutes gérées par un seul et même acteur en monopole, comme EDF en France.

Côté électricité, les Français sont ainsi passés d'un interlocuteur unique (EDF), à un large choix de fournisseurs différents. Ce bouleversement a suivi plusieurs étapes : 

1. Juin 2000 : ouverture pour les sites ayant une consommation annuelle électrique supérieure à 16 GWh ;
2. Février 2003 : ouverture pour les sites ayant une consommation annuelle électrique supérieure à 7 GWh ;
3. Juillet 2004 : ouverture pour les entreprises et les collectivités ;
4. Juillet 2007 : ouverture pour l'ensemble des consommateurs ;
5. Juillet 2015 : fin du Tarif Jaune et du Tarif Vert de l'électricité pour les professionnels.

Qui sont les différents acteurs du marché de l'électricité en France ?

Les producteurs

Le parc de production électrique français est détenu en grande majorité par EDF, en particulier les centrales nucléaires qui couvrent à elles seules un peu moins de 70% de la consommation électrique du pays.

D'autres acteurs sont aussi présents dans les secteurs de l'hydraulique, des énergies fossiles et du renouvelable. Parmi eux, on retrouve Engie, TotalEnergies, Neoen, Voltalia, ou encore, Boralex.

Trois différentes sources de production peuvent composer un mix électrique : 

• L'énergie nucléaire repose sur l'uranium, un minerai radioactif qui produit de la chaleur grâce à la fission de l'atome. Ce mode de production s'est fortement développé dans les années 70, après le premier choc pétrolier. Si cette source présente les avantages de ne pas émettre de gaz à effet de serre, d'être pilotable et de produire beaucoup sur une face réduite ; ses déchets provoquent des difficultés de stockage. Le nucléaire représente ainsi un risque en termes de sécurité.
• Les énergies renouvelables comme le solaire, l'hydraulique et l'éolien, sont inépuisables et peu polluantes. Cependant, elles ont des inconvénients : leur production est intermittente et elles nécessitent beaucoup d'espace.
• L'énergie thermique à flamme fonctionne à partir de la combustion d'énergies fossiles. On y retrouve le charbon, le gaz ou le pétrole, mais aussi certaines énergies renouvelables, comme le biogaz et la biomasse. Peu utilisé en France, ce mode de production d'électricité est pourtant de loin celui le plus utilisé au monde. Le charbon ou le gaz sont en effet peu chers et abondants ce qui dope leur usage, malgré leur haute empreinte carbone. 

Source : Chiffres clés de la production d’électricité française en 2024 RTE - Graphique : Selectra

Le gestionnaire du réseau de transport

Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité en France est RTE. Il assure l’acheminement de l’électricité à haute et très haute tension sur l’ensemble du territoire. 

Dans le cadre des missions qui lui incombent, cette entreprise doit entretenir et développer le réseau. Pour ce faire, elle doit :

• prendre en compte les contraintes environnementales, 
• assurer la sécurité du réseau, 
• gérer les flux électriques,
• et garantir l'équilibre entre soutirages et injections.

Les gestionnaires du réseau de distribution

C'est ENEDIS qui assure la distribution de l'électricité sur 95% du territoire, pour plus de 40 millions de clients, sur un réseau de 1,2 million de kilomètres de lignes électriques. Une centaine d'entreprises locales de distribution (ELD) se partagent les 5% restants, comme à Strasbourg, Grenoble, Metz et plus de 2000 autres communes.

Après une première phase de transport à haute tension sur longue distance, Enedis et les ELDs prennent le relai. Ils gèrent les derniers kilomètres du réseau en basse et moyenne tension, jusqu'au point de livraison final chez le consommateur. Ils sont également responsables : 

• du comptage de l'électricité, via les compteurs électriques, 
• de la qualité de l'électricité, 
• et des services de dépannage.

Les fournisseurs

Le fournisseur d'électricité assure la commercialisation et la facturation de l'électricité. Un contrat de fourniture d'électricité sans engagement lie les clients particuliers à leur fournisseur. Il récolte une partie de la recette issue de ses ventes, et reverse le reste aux gestionnaires de réseau et à l'État la part de la facture d'électricité qui leur revient : taxes (accise, TVA), contributions (CTA), et TURPE.

À jour en février 2025 - Fourniture : Part du tarif réglementé couvrant la production et la commercialisation de l'électricité. Réseau : Part du tarif réglementé pour couvrant le transport de l'électricité. Taxes et contributions : TVA, CTA, et Accise.

On distingue deux catégories de fournisseurs : les fournisseurs historiques (EDF et ELDs) et les fournisseurs alternatifs. 

Nombre de fournisseurs d'électricité avec des offres ouvertes à la souscription sur territoire Enedis - source Selectra

On retrouve également deux types d'offres : 

• les offres des tarifs réglementés proposées par EDF et les ELDs, dont le prix de vente est contrôlé par les pouvoirs publics, 
• et les offres de marché dont les tarifs sont fixés librement par les fournisseurs.

Evolution du prix en c€/kWh hors taxes. L'évolution du prix du kWh a un impact sur la partie variable de la facture d'électricité. Elle ne prend pas en compte l'évolution potentielle de l'abonnement et des taxes (voir méthodologie). Ici sont comparées les évolutions des prix sur : les tarifs réglementés ; la moyenne de l'ensemble des offres de marché disponibles à la souscription ; la moyenne des 10 % des offres les plus chères du marché disponibles à la souscription ; la moyenne des 10 % des offres les moins chères du marché disponibles à la souscription.

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Comparer les offres

Les usagers

Il existe 5 profils d'usagers classés de C1 à C5. Ces segments permettent de catégoriser particuliers et professionnels selon leur niveau de conscommation et leur puissance souscrite. 

Segment C5

Le segment C5 concerne les particuliers, les petits professionnels et les microentreprises (artisans, petits commerçants, professions libérales, petites boulangeries, salons de coiffure, pharmacies, etc.) disposant d'un compteur électrique avec une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA.

• Raccordement en Basse Tension (BT).
• Contrat unique avec le fournisseur d'électricité.
• Aucun dépassement de puissance possible ; en cas de surconsommation, le compteur disjoncte automatiquement.

Segment C4

Le segment C4 correspond aux professionnels et entreprises ayant une puissance souscrite comprise entre 37 et 250 kVA (PME, PMI, hôtels, restaurants, centres commerciaux, exploitations agricoles).

• Raccordement en Basse Tension (BT).
• Contrat unique avec le fournisseur d'électricité.
• Dépassement de puissance possible

Segment C3

Ce segment C3 regroupe les entreprises dont la puissance souscrite est supérieure à 250 kVA (grandes PME, industries légères, grands hôtels).

• Raccordement en moyenne ou haute tension.
• Contrat unique avec le fournisseur d'électricité.
• Dépassement de puissance possible, généralement facturé au kWh excédentaire.
• Reconstitution des flux via la courbe de charge profilée.

Segment C2

Le segment C2 regroupe les industries et entreprises électro-intensives dont la puissance souscrite se situe entre 250 et 40 000 kVA (grandes industries, usines de production, grands centres de données).

• Raccordement en haute tension.
• Contrat unique avec le fournisseur d'électricité.
• Dépassement de puissance possible, facturé selon la puissance atteinte et la durée du dépassement.
• Reconstitution des flux via la courbe de charge mesurée.

Segment C1

Le segment C1 est destiné aux très grands sites de consommation (grandes industries électro-intensives, raffineries, complexes industriels majeurs) dont la puissance souscrite dépasse 40 000 kVA.

• Raccordement en haute tension.
• Deux contrats distincts :
  • Un contrat avec le gestionnaire de réseau (Enedis ou RTE) pour l'acheminement, appelé contrat CARD ou CART.
  • Un contrat avec le fournisseur d'électricité pour la fourniture.
• Dépassement de puissance possible, avec des modalités spécifiques définies dans les contrats.

L'organisme régulateur du marché

La Commission de Régulation de l'Energie (CRE) est une autorité administrative indépendante créée en 2000, chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France, au bénéfice de tous les consommateurs. 

Elle veille à l’intégrité, à la transparence et au bon fonctionnement des marchés de gros et de détail de l’électricité en France. Elle surveille les manipulations de marché, les délits d’initiés et s'occupe de la publication des informations importantes. Cet organisme peut également enquêter et sanctionner en cas de manquement d'un acteur. 

Sur le marché de détail, la CRE régule les tarifs réglementés ("tarifs bleus") et surveille les pratiques commerciales des fournisseurs. En collaboration avec l’Agence de Coopération des Régulateurs de l'Énergie (ACER) et d’autres régulateurs européens, la CRE publie des rapports réguliers sur l’évolution des marchés et la concurrence entre fournisseurs.

Le marché de gros de l'électricité

Le marché de gros est le lieu d'approvisionnement des fournisseurs, et de vente des producteurs d'électricité. On y distingue le marché à terme et le marché SPOT. 

Les échanges se font au sein même d'un pays et entre les pays interconnectés (dans la limite des charges pouvant être supportées par les interconnexions), à court terme via EPEX SPOT en France, ou à long terme dans le cadre de contrats de gré-à-gré (on parle de futures via la bourse EPEX, ou forwards pour les négociations en direct).

En participant à l'équilibre entre offre et demande, le marché de gros garantit la sécurité d'approvisionnement des fournisseurs pour éviter tout risque de blackouts. 

Le marché à terme : s'approvisionner à long terme

Sur le marché à terme, les acheteurs concluent un contrat d'achat pour une livraison dont la durée peut s'étendre sur plusieurs jours, semaines, mois, trimestres ou années. Le prix est ainsi fixé à l'avance pour une livraison future. Le cours du marché à terme se caractérise par une moindre volatilité que celui du marché SPOT.

• Ces contrats offrent aux producteurs la possibilité de sécuriser leurs revenus à long terme, sur 5 à 20 ans.
• Pour les acheteurs, l'enjeu est donc de choisir le moment optimal pour signer un contrat au tarif le plus avantageux. En cas de hausse du prix de l'électricité sur le marché spot au moment de la livraison :
  • les fournisseurs peuvent proposer de meilleurs prix à leurs clients par rapport à des concurrents qui se sont approvisionnés sur le marché spot ;
  • les acheteurs peuvent réaliser un bénéfice en revendant cette électricité sur le marché spot lorsque le cours est élevé.

Le prix des produits à terme est un bon indicateur du marché à moyen et long terme. Il est déterminé par plusieurs facteurs ; 

1. Moyenne des prix SPOT anticipés sur une période donnée ;
2. Les coûts de production et de stockage de l'énergie ;
3. Le délai de livraison ;
4. La conjoncture.

Les produits à terme peuvent être :

• échangés dans le cadre d'enchères via EEX pour donner des contrats futures ;
• ou vendus en gré-à-gré, dans le cadre de contrats forwards signés directement auprès du producteur. On parle aussi de marché OTC pour Over The Counter.

Les contrats futures négociés sur EEX, en gré-à-gré intermédié

Les contrats futures sont négociés sur des bourses, comme EEX en France, où les parties s'engagent à acheter ou vendre un actif à une date future et à un prix prédéterminé. Ces contrats sont standardisés en termes de quantité, qualité, date et lieu de livraison de l'actif sous-jacent, facilitant ainsi leur échange sur les marchés financiers.

Les contrats forwards en direct (gré-à-gré ou OTC)

Les contrats de gré-à-gré, appelés forwards ou OTC, sont des accords négociés directement entre deux parties, sans passer par une bourse centralisée (ex. EEX). Offrant un haut niveau de flexibilité, ce type de contrat introduit néanmoins un risque de contrepartie plus élevé. 

Dans certains cas, des intermédiaires, tels que des négociants ou des courtiers, facilitent ces transactions de gré-à-gré en mettant en relation acheteurs et vendeurs. Ceci permet de bénéficier de la protection d'une intermédiation sans avoir à passer par une bourse traditionnelle.

Les types de produits échangés sur la bourse gérée par EEX

Sur le marché à terme, la vente d'électricité peut être négociée à un prix baseload (toute les heures d'une période), ou sur la base d'un prix peakload (8h à 20h, du lundi au vendredi).

Les produits baseload

Les produits baseload sont livrés de manière constante et continue (24/24, 7/7) sur une période donnée. Exemple : un fournisseur opte pour un contrat baseload de 1 MWh chaque heure, il obtient ainsi 24 MWh/jour, livrés chaque heure.

Ce type de produit est adapté aux consommateurs et producteurs, qui ont une consommation ou production linéaire et régulière sur la période contractualisée. C'est notamment le cas d'une centrale nucléaire qui produit de l'électricité de manière stable, ou encore une centrale hydraulique.

Le prix est généralement plus faible, car la demande est lissée sur l'ensemble des heures de la journée, en y intégrant les heures de faible demande.

Les produits peakload

Les produits peakload ne sont livrés qu'en heures de pointe : entre 8h et 20h, en jours ouvrés. La demande étant forte lors de ces plages temporelles, son prix est plus élevé que les produits baseload.

Ce format correspond aux profils qui consomment ou produisent la majorité de leur électricité en période de pointe. Exemple : une centrale solaire produit exclusivement en journée et vendra donc du peakload.

Le marché spot : s'approvisionner à court terme

Le marché spot est un marché d'ajustement et de spéculation. Il est particulièrement utile pour assurer la sécurité d'approvisionnement pendant les périodes de forte consommation. Ce marché est aussi utile pour revendre son surplus d'approvisionnement initialement obtenu sur le marché à terme.

Les produits spot, ou au comptant, sont voués à être livrés le lendemain ou le jour-même des négociations. Il existe :

• le marché Day-ahead où les acteurs négocient la veille, pour une livraison le lendemain ;
• le marché Intraday ou on négocie le jour-même pour une livraison dans l'heure, voire jusque dans les 5 minutes suivant la négociation (pour les achats France-France). 

S'approvisionner sur ce marché permet :

• d'optimiser son portefeuille ;
• de corriger des erreurs/écarts dans ses prévisions ;
• et de s'adapter rapidement aux évolutions de la demande ou de la production.

Ce marché est très volatil – les prix y fluctuent rapidement, influencés par les aléas de la météo, la disponibilité des centrales, etc.

Le marché day-ahead (journalier)

Le marché day-ahead, dit journalier, est dédié aux ajustements d'approvisionnement qui ont lieu la veille pour le lendemain. Cela peut être pour faire face à une vague de froid, ou une indisponibilité de certaines sources de production par exemple.

Les producteurs et vendeurs soumettent leurs offres de vente/achat avant midi à EPEX SPOT. Ainsi, les gestionnaires du marché obtiennent le volume, ainsi que les prix maximum/minimum d'achat et de vente, permettant de calculer un prix d'équilibre (là où l'offre et la demande se croisent). Celui-ci est fixé pour chaque heure du jour suivant. Les volumes et le prix des échanges sont ainsi disponibles entre 12h30 et 13h00 pour chaque heure du lendemain.

Source : Nord Pool

Source : Nord Pool Group - actualisé le 11/02/2025

Le marché intra-day (infrajournalier)

Le marché intra-day, dit infrajournalier, permet de négocier les prix d’achat et de vente tout au long de la journée, pour une livraison le jour-même. Il complète les enchères journalières.

Sur ce segment de marché, le trading d’énergie repose sur des intervalles de négociation de 15 minutes, 30 minutes ou une heure. Sur EPEX Spot, le marché intra-day s’ouvre la veille à 15h. Il est anonyme et accessible tous les jours de l’année.

Comprendre le principe de merit order

Le principe de merit order permet de classer les différents moyens de production d'électricité selon leur coût marginal de production. Celui-ci représente le montant en €/MWh que représente la production supplémentaire d'une unité d'énergie. Ce classement permet de prioriser le recours aux méthodes de production les plus économiques selon le niveau de la demande : en cas de besoin, les centrales les moins "chères" sont appelées à produire en premier. Cela donne la courbe de merit order.

Quel lien entre merit order et marché SPOT ?

Le prix du marché SPOT se fixe au point d'équilibre entre l'offre et la demande, déterminé par la courbe de merit order. Les moyens de production en dessous de ce prix sont appelés à produire, car rentables, tandis que les plus coûteux (souvent fossiles) ne sont utilisés qu'en cas de forte demande. Si la demande dépasse l'offre, le recours aux énergies fossiles fait grimper le prix SPOT. À l'inverse, en période de forte production d'EnR (comme en été), les prix peuvent chuter, voire devenir négatifs si l'offre excède largement la demande.

L’ARENH : un tarif d'approvisionnement régulé dédié aux fournisseurs alternatifs

L'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique) est un mécanisme permettant aux fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité à un prix régulé auprès d'EDF. L'objectif de ce dispositif est de favoriser la concurrence, en permettant aux alternatifs de bénéficier du parc de production historique du territoire. Plafonné à 100 TWh par an, l'ARENH garantit un accès à l’électricité nucléaire pour 42 €/MWh. Les pouvoirs publics fixent ce tarif. Au-delà du plafond, les demandes des fournisseurs sont écrêtées. Pour compléter leur portefeuille, ils doivent s'approvisionner sur le marché de gros : c'est le coût du complément d'approvisionnement en énergie au marché.

Le marché de l'équilibrage

L’électricité ne pouvant être stockée à grande échelle, il faut en permanence équilibrer production et consommation sur le réseau. Le marché d’ajustement, géré par RTE en France, garantit cet équilibre en activant des capacités de production ou d’effacement selon les besoins. Les acteurs y soumettent des offres rémunérées au prix du marché, en augmentant ou réduisant leur production (capacités), ou en réduisant partiellement ou totalement leur consommation (effacement).

Le marché de capacité

Le mécanisme de capacité oblige les fournisseurs à acheter des garanties de capacité (GC) pour couvrir la consommation de leurs clients lors des périodes de pointe, et incite indirectement les fournisseurs à engager des actions pour réduire ces pointes. Les garanties permettent aussi de mieux rémunérer les centrales de production de dernier recours.

Un indicateur de référence, le PREC (Prix de Référence des Écarts en Capacité), a été instauré par la CRE pour calculer les pénalités imposées aux fournisseurs en déficit de capacité.

Le marché de l’effacement

Le marché de l’effacement permet aux grands consommateurs d’électricité de valoriser leur capacité à réduire ou à arrêter leur consommation en période de tension sur le réseau.

Les effacements peuvent être valorisés de deux manières :

• Capacité (MW) : rémunération basée sur une prime fixe en €/MW, accordée pour la disponibilité d’une puissance effaçable à la demande de RTE ou d’un agrégateur. Cette valorisation passe par le mécanisme de capacité, les appels d’offres effacement et la participation aux réserves. Un non-respect de l’engagement entraîne des pénalités.
• Énergie (MWh) : rémunération en €/MWh pour chaque activation effective d’un effacement par RTE ou un agrégateur, selon une durée et une puissance définies. La valorisation repose sur la NEBEF et le mécanisme d’ajustement.

Le marché des garanties d’origine pour l’électricité renouvelable

Les garanties d’origine (GO) certifient l’origine « verte » de l’électricité vendue par les fournisseurs. Ces certificats électroniques, gérés par EEX, sont émis par les producteurs d’énergie renouvelable (éolien, solaire, hydraulique, biométhane, etc.) et vendus aux fournisseurs, traders, collectivités et entreprises. 

Les GO s’échangent sur un marché libre où leur prix fluctue en fonction de l’offre et de la demande. Une GO est générée pour chaque mégawattheure produit à partir d’une source renouvelable et peut être échangée indépendamment de l’énergie physique.

Données relevées en février 2025 - Source : EEX - Graphique : Selectra