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Comment se passse la construction du marché intérieur de l'électricité dans l'UE ?

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Vers la création d’un marché unique de l’électricité

Avec le traité de Maastricht de 1992, la Communauté Européenne marque une nouvelle étape en renforçant l’intégration à travers la création d’un marché unique sans frontières. Cette mesure cruciale sur le plan économique et politique ne concernait cependant pas le secteur européen de l’énergie. 
Considéré toutefois comme un levier essenciel pour renforcer tant la compétitive économique comme la sécurité d’approvisionnement, la création d’un marché unique de l’électricité fit l’objet de plusieurs directives adoptées par le parlement et le Conseil Européen (respectivement les directives de 1996, 2003, 2007,2012). Afin d’atteindre cet objectif, l’accent fut mis sur l’ouverture progressive à la concurrence au sein de chaque Etat membre, sur la création de règles et d’infrastructures (autorités de régulation, bourses européennes) pour faciliter et promouvoir les échanges transfrontaliers d’énergie et sur la restructuration de fond de l’organisation du secteur de l’électricité. 

L’ouverture progressive à la concurrence sur le marché de l’Electricité 

La Directive (96/92/CE) du 19 décembre 1996 sur la régulation du marché Européen de l’Electricité marque « une nouvelle phase de la libéralisation » en mettant en place la libéralisation progressive de la demande : l’offre ne pouvait être crée si les consommateurs n’étaient pas autorisés à changer de fournisseur. La directive prévoyait le droit à certains clients dits « éligibles » de choisir leur fournisseur d’électricité et de gaz tandis que les autres clients (« captifs ») ne pouvaient uniquement se fournir auprès de leur fournisseur habituel. Concrètement, l’ouverture du marché à la demande (restreinte) devait atteindre le seuil de 35% en février 2003. 
La plupart des Etats membres a pu mettre en place cette directive de façon beaucoup rapide et plus exhaustive que ce qui était prévu (et espéré) lors de négociations : dès 2000 le seuil d’ouverture moyen pour le marché européen de l’électricité était d’environ 66%. Au vu de ces faits, la Commission a pressé l’achèvement de l’ouverture du marché en fixant un nouveau calendrier avec la directive du 26 juin 2003 (2003/54/CE). Ainsi, au 1er juillet 2004 les clients éligibles visés par la directive de 1996 (non résidentiels) devaient bénéficier d’une ouverture totale de la concurrence et à partir du 1er juillet 2007 ce droit devait s’étendre à tous les clients résidentiels. 

Une restructuration du secteur de l’électricité 

Cette libéralisation de la demande fut accompagnée par une restructuration du secteur électrique en distinguant les fonctions de production d’électricité et de transport d’électricité (sur les lignes de haute tension), de distribution d’électricité (sur les lignes de moyennes et basse tension) et de fourniture d’électricité. 
Ces différentes fonctions ont été souvent intégrées au sein d’une ou de quelques entreprises publiques. 
L’ouverture du marché à des nouveaux concurrents pouvant être entravée par les monopoles publics, la directive européenne a ouvert à la concurrence les deux fonctions se trouvant à chaque bout de la chaîne : la production et la fourniture d’énergie. En revanche, les deux autres fonctions, le transport et la distribution n’ont pas été ouvertes à la concurrence car le droit communautaire a considéré qu’il s’agissait de monopoles naturels : aucun profit serait à tirer du dédoublement des lignes électriques. 
En ce sens, une troisième directive adopté le 13 juillet 2009 (et abrogeant la directive 2003/54/CE) exige aux Etats membres la séparation effective de ses fonctions avant le 3 mars 2011. 

Les infrastructures régulatrices du marché 

La création d’organes de régulation au sein de chaque Etat membre avait pour objectif d’assurer la concurrence effective et l’existence d’un mécanisme d’accès au réseau d’électricité. Le dernier point, empêche les gestionnaires de réseau d’agir de façon discriminatoire à travers la mise en place de conditions d’accès pour les tiers au réseau de distribution d’électricité : l’accès réglementé et l’accès négocié. L’accès est « réglementé » lorsque l’autorité régulatrice fixe des tarifs réglementés pour l’accès aux réseaux pour les tiers. Ces prix fixes garantissent l’accès à tous les concurrents aux réseaux et permettent aux entreprises de planifier leurs achats futurs. L’accès est « négocié » lorsque ce sont les gestionnaires de réseaux qui présentent leurs fourchettes de prix et par la suite l’autorité régulatrice les valide. 

A l’heure actuelle tous les membres ont choisi la première méthode, à l’exception de l’Allemagne. En France, par exemple, ont été mise en place les tarifs d’utilisations des réseaux publics d’électricité (TURPE) en 2000 pour rémunérer les gestionnaires de réseau de transport et de distribution (respectivement RTE et ERDF, deux entreprises intégrées anciennement a l’opérateur historique avant la séparation des fonctions) afin de financer et permettre l’accès transparent et non discriminatoire à tous les fournisseurs du marché. Les tarifs d’accès aux réseaux sont élaborés par l’autorité régulatrice française : la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) et sont ensuite transmis aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie pour publication dans le Journal Officiel. 

D’ailleurs la Commission Européenne propose actuellement de modifier les directives et de ne retenir que l’accès aux tarifs réglementés. 

Pour assurer, le bon déroulement des échanges entre producteurs et fournisseurs, plusieurs bourses européennes (+) ont été créées pour réguler le marché: Nord Pool en Scandinavie, European Energy Exchange (EEX) en Allemagne, Powernext en France. En 2008, ces deux dernières sociétés ont fusionné pour créer EPEX SPOT ou European Power Exchange et gèrent actuellement les négociations entre producteurs et fournisseurs en France, Allemagne/Autriche (les deux pays formant une zone de prix unique) et la Suisse. L’augmentation significative des volumes d’échange sur les marchés de EPEX (plus de 346 TWh sur les marchés intraday et day ahead en 2013) met en avant la nécessité de poursuivre dans la construction d’infrastructures transfrontalières pour une meilleur intégration du marché. 

Dans les faits- le bilan de la Commission Européenne en 2012 : 

Le 15 novembre 2012, la Commission Européenne érige un bilan sur l’état du marché intérieur de l’énergie et constate que des efforts restent à faire notamment en termes de concurrence et de développement d’infrastructures. En effet, la Commission estime qu’il n‘y a pas encore assez d’entreprises concurrentes dans le secteur de la production : dans huit pays de l’UE, plus de 80% de la production d’électricité est contrôlée par les producteurs historiques. En France, par exemple 75% de l’électricité produite est d’origine nucléaire et provient des centrales de l’opérateur historique EDF. Afin de garantir un accès équitable à cette production et ne pas créer d’entraves à la concurrence, le décret n°2011-466 du 28 avril 2011, fixant les modalités d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, prévoit un accès régulé à l’électricité nucléaire (ARENH) produite par les centrales nucléaires de l’opérateur historique, EDF, à un prix régulé (42€/MWH jusqu’en 2015). En Allemagne, le prix de l’électricité est plutôt corrélé aux coûts des combustibles fossiles qui ont été jusqu’en 2013 supérieurs aux coûts de production du parc français. L’accès à l’électricité (dont la production est contrôlée par quatre grands fournisseurs) reste relativement coûteux pour les nouveaux opérateurs qui tentent de s’imposer. 

En outre, des efforts restent à faire en termes de fourniture : très peu de consommateurs ont changé de fournisseur. En Allemagne ou le marché est ouvert depuis 1998 seuls 5% des ménages ont changé de fournisseurs, quatre grands groupes contrôlent le marché de la production et de la fourniture (E. ON, RWE, Vattenfall et EnBW). En France 87% des particuliers sont abonnés au tarif réglementé d’EDF (fournisseur historique). 

Concernant la consommation, l’organe européen fait part des inquiétudes des clients au regard du manque d’information sur les offres du marché qui leur permettrait de faire des économies. Des efforts en termes de transparence et de communication au grand publique restent à faire. Par exemple en Espagne1, l’ouverture du marché en 2003 a permis à de nombreux fournisseurs de rentrer mais les consommateurs ont peu de renseignements et se trouvent perdus à l’heure de faire leur choix. Les associations de consommateurs espagnoles dénoncent également les pratiques commerciales abusives telles que le harcèlement téléphonique et les clauses frauduleuses dans les contrats. 

Enfin, la commission souligne le manque d’investissement rentable pour garantir une fourniture énergétique à prix stable. Les infrastructures nationales d’électricité devront se moderniser pour permettre une plus grande fluidité dans les échanges transfrontaliers. 

Objectif 2014- l’intégration totale du marché 

 Le 4 février 2011, le Conseil européen fixe l’objectif d’achever la construction du marché intérieur de l’énergie d’ici 2014. Pour atteindre cet objectif, la commission européenne encourage les Etats à poursuivre leurs efforts notamment en matière d’accès au réseau de distribution de l’électricité, et en matière de commercialisation des offres : les consommateurs de l’UE pourraient économiser jusqu’à 13 000 000 000€ par s’ils adoptaient le tarif le moins cher.   

Le plus grand défi reste le développement de réseaux transfrontaliers de l’électricité : à ce propos la commission a adopté le 29 juin 2011 la communication « un budget pour la stratégie Europe 2020 » qui propose la création d’un Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) pour soutenir les projets dans le domaine de l’énergie et prévoit un montant de 9,1 milliards d’euros pour le développement des projets liés aux infrastructures énergétiques transeuropéennes. Le coût est certes élevés mais les bénéfices d’une plus grande interconnexion sont nombreux et répondent à tous les objectifs relatifs à la création d’un marché unique : elle permet la complémentarité des parcs de production en Europe, le foisonnement des pointes de consommation, une meilleure intégration des énergies renouvelables à un coût inférieur grâce aux moyens de stockage et de production flexibles.

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