Décryptage de l'ouverture des marchés de l'énergie en Europe

L'ouverture des marchés de l'énergie en Europe, initiée dans les années 1990, vise à introduire la concurrence dans les secteurs traditionnellement dominés par les monopoles étatiques. Ce processus de libéralisation a pour objectif d'améliorer l'efficacité, de réduire les coûts pour les consommateurs et de stimuler l'innovation. Cet article décrypte les implications et perspectives de cette ouverture des marchés.

Définition et contexte de l'ouverture des marchés

Un processus en plusieurs étapes

L'ouverture des marchés de l'énergie en Europe s'est faite progressivement, à travers plusieurs directives européennes :

• La première directive sur l'électricité de 1996 a lancé l'ouverture à la concurrence de la production et de la fourniture d'électricité.
• La directive de 2003 a approfondi cette libéralisation, permettant à tous les Européens de choisir leur fournisseur d'électricité dès 2007.
• En 2009, une nouvelle directive a renforcé la séparation entre les activités de transport, de distribution et de fourniture pour éviter les positions dominantes.

Les objectifs de la libéralisation

L'objectif principal de cette ouverture à la concurrence était d'améliorer l'efficacité du secteur, de faire baisser les prix pour les consommateurs et de stimuler l'innovation et les investissements. Elle s'inscrivait dans la perspective plus large de création d'un marché intérieur européen de l'énergie. La libéralisation devait aussi permettre une meilleure intégration des marchés nationaux, avec le développement des interconnexions transfrontalières et une solidarité renforcée entre pays européens.

Des résultats mitigés

Près de 30 ans après le début du processus, le bilan est contrasté. Si la libéralisation a bien stimulé la concurrence et les échanges transfrontaliers d'électricité, son impact sur les prix est plus difficile à évaluer, ceux-ci dépendant de nombreux facteurs (coûts de production, taxes, aides publiques, etc). Par ailleurs, le marché reste encore fragmenté, avec des différences de prix importantes entre pays. La crise énergétique actuelle a aussi mis en lumière certaines fragilités du système, très dépendant de l'évolution des prix du gaz. Face à ces défis, la Commission européenne a proposé en 2023 une réforme du marché de l'électricité, visant notamment à mieux protéger les consommateurs et à donner plus de visibilité aux investisseurs. Cette réforme est en cours de discussion entre le Parlement européen et les États membres.

Impact de la libéralisation sur les prix de l'énergie

Des baisses de prix limitées sur le long terme

Dans un premier temps, l'ouverture à la concurrence a entraîné une baisse des prix de l'électricité dans plusieurs pays européens, notamment pour les clients industriels qui ont pu négocier de meilleurs tarifs. Cependant, sur le long terme, les baisses de prix se sont avérées plus limitées que prévu pour les consommateurs particuliers. Ainsi, entre 2008 et 2019, les prix de l'électricité pour les ménages ont augmenté de 32% en moyenne dans l'UE selon Eurostat, malgré la libéralisation. Cette hausse s'explique en partie par l'augmentation des taxes et prélèvements pour financer la transition énergétique.

Pays	Prix en 2008 (€/kWh)	Prix en 2019 (€/kWh)	Évolution
Allemagne	0,216	0,305	+41%
France	0,122	0,184	+51%
Italie	0,211	0,234	+11%
Espagne	0,156	0,244	+56%

Des disparités entre pays en fonction des mix énergétiques

L'impact de la libéralisation sur les prix dépend aussi fortement du mix énergétique de chaque pays. Les États disposant d'un parc nucléaire important comme la France ont pu maintenir des prix relativement bas grâce aux coûts de production compétitifs de cette énergie, alors que ceux dépendants du gaz ou du charbon ont vu leurs prix davantage soumis aux fluctuations des marchés internationaux.

La libéralisation en question face à la crise énergétique

La flambée des prix de l'électricité en 2022, liée à l'envolée du prix du gaz, a relancé le débat sur le fonctionnement du marché européen de l'électricité. Plusieurs pays, dont la France et l'Espagne, ont réclamé une réforme pour découpler le prix de l'électricité de celui du gaz. La Commission européenne a proposé en mars 2023 des ajustements, sans remettre en cause les fondements du marché unique.

"Le marché de l'électricité tel qu'il est conçu aujourd'hui n'est plus adapté à la réalité du terrain." Élisabeth Borne, Première ministre française, août 2022

Au final, l'ouverture des marchés n'a pas apporté tous les bénéfices attendus en termes de prix. Elle a cependant permis de stimuler les investissements dans les énergies renouvelables et d'améliorer les interconnexions entre pays. La crise actuelle montre la nécessité d'adapter le marché aux nouveaux défis énergétiques et climatiques.

Réformes réglementaires et leur impact

Dégroupage des activités : séparer pour mieux réguler

Une des principales réformes structurelles mises en place a été l'obligation de séparation entre les activités de transport et de distribution d'une part, et la production et la vente d'énergie d'autre part. Ce "dégroupage" ou "unbundling" a pour objectif d'empêcher les opérateurs verticalement intégrés d'utiliser le contrôle des réseaux pour freiner l'arrivée de nouveaux entrants. Il garantit un accès transparent et non discriminatoire aux infrastructures pour tous les fournisseurs. Concrètement, les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) comme RTE en France pour l'électricité, ou de distribution (GRD) comme Enedis, ont dû devenir indépendants des producteurs et fournisseurs historiques. Leurs tarifs d'accès aux réseaux sont désormais contrôlés par les régulateurs.

Différents degrés de séparation règlementaire

Type de séparation	Caractéristiques
Comptable	Comptabilités séparées mais entreprise intégrée
Fonctionnelle	Gestion autonome mais pas d'indépendance capitalistique
Juridique	Entité légale distincte mais maison mère commune
Patrimoniale	Actionnariat totalement distinct, indépendance complète

Nouvelles règles de marché pour plus de transparence

Afin de fluidifier les échanges et d'assurer une formation des prix reflétant l'équilibre entre offre et demande, les réformes ont aussi instauré de nouvelles règles de marché :

• Création de bourses de l'électricité comme EPEX SPOT permettant des transactions de court-terme (day-ahead, intraday)
• Développement du négoce de gros via des courtiers et plateformes d'échange
• Harmonisation des règles d'équilibrage entre production et consommation en temps réel
• Mise en place de couplages de marché entre zones pour optimiser l'utilisation des interconnexions transfrontalières

Ces évolutions ont accru la transparence et la liquidité des marchés, attirant de nouveaux acteurs comme des producteurs indépendants, des agrégateurs ou des traders. Elles ont aussi renforcé l'intégration du marché unique européen de l'énergie.

Impact sur les acteurs historiques

Ces changements réglementaires ont obligé les opérateurs historiques à s'adapter en profondeur :

• Cession de leurs réseaux et perte de leur monopole de vente
• Mise en concurrence de leurs activités de production et commercialisation
• Nécessité d'innover pour conserver leurs parts de marché face aux nouveaux entrants

Ces réformes ont ainsi rebattu les cartes et dynamisé la compétition, même si les anciens monopoles publics conservent une position dominante dans de nombreux pays européens. L'ouverture des marchés, via ces évolutions réglementaires, a donc bien eu un impact majeur sur le secteur en instaurant progressivement un environnement plus concurrentiel.

Rôle des autorités régulatrices

Missions des autorités régulatrices

Les régulateurs, comme la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) en France, ont pour missions principales de :

• Veiller à ce que l'ouverture des marchés se fasse de manière transparente et non discriminatoire
• S'assurer que la concurrence se développe au bénéfice des consommateurs
• Surveiller l'évolution des prix et intervenir en cas de pratiques anticoncurrentielles ou de prix excessifs
• Garantir l'accès équitable des fournisseurs aux réseaux de transport et de distribution

Au niveau européen, l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) coordonne le travail des autorités nationales et émet des recommandations pour le bon fonctionnement du marché unique de l'énergie.

Régulation des tarifs

Malgré l'ouverture à la concurrence, certains tarifs réglementés subsistent dans plusieurs pays, comme le tarif bleu d'EDF en France. Les régulateurs doivent alors encadrer ces tarifs pour qu'ils reflètent les coûts et n'entravent pas le développement de la concurrence.

Pays	Part de marché des tarifs réglementés en 2023
France	70%
Espagne	40%

Protection des consommateurs vulnérables

Les régulateurs veillent aussi à ce que l'ouverture des marchés ne pénalise pas les consommateurs vulnérables. Ils peuvent mettre en place des tarifs sociaux ou encadrer strictement les pratiques commerciales des fournisseurs.

"Notre priorité est de nous assurer que tous les consommateurs, même les plus modestes, bénéficient de l'ouverture à la concurrence." Un responsable de la CRE

En somme, les régulateurs sont les gardiens de l'intérêt général dans ce marché ouvert et décentralisé. Leur action vise à concilier le développement de la concurrence et la protection des consommateurs.

Challenges et opportunités pour les nouveaux entrants

Barrières à l'entrée et domination des incumbents

Les nouveaux acteurs doivent faire face à d'importantes barrières à l'entrée sur ce marché de l'énergie très capitalistique. Construire de nouvelles capacités de production nécessite des investissements colossaux, difficiles à financer pour une entreprise n'ayant pas encore de parts de marché. Par ailleurs, les opérateurs historiques comme EDF en France ou Enel en Italie bénéficient d'un parc de production déjà largement amorti, leur permettant de produire à des coûts très compétitifs. Cette domination des incumbents se traduit par des parts de marché encore élevées plus de 15 ans après l'ouverture totale à la concurrence. Ainsi, en France, les fournisseurs alternatifs représentent seulement 31% du marché résidentiel et 39% des sites non résidentiels fin 2023 selon le régulateur (CRE). Un quasi-duopole persiste entre EDF et Engie (ex-GDF Suez).

Innover pour se différencier

Face à ces difficultés, les nouveaux entrants misent sur l'innovation et la différenciation pour séduire les consommateurs. Offres vertes, services digitaux, flexibilité... Ils tentent de tirer parti des nouvelles attentes des clients et des possibilités offertes par les technologies smart grids. Certains choisissent aussi de se positionner sur des niches, comme l'autoconsommation solaire ou les offres à destination des véhicules électriques, plutôt que d'attaquer frontalement les fournisseurs en place sur le marché de masse. L'essor des renouvelables et de la production décentralisée ouvre en effet de nouvelles perspectives de développement.

Pays	Part de marché des fournisseurs alternatifs résidentiels (2023)
France	31%
Allemagne	43%
Royaume-Uni	51%

Les chiffres montrent que malgré les obstacles, les nouveaux entrants gagnent progressivement du terrain en Europe, même si leur pénétration reste inégale selon les pays. Le marché britannique apparaît ainsi plus concurrentiel que le marché français. En définitive, si l'ouverture des marchés énergétiques européens offre de réelles opportunités aux nouveaux acteurs, elle les confronte aussi à un environnement exigeant où il faut redoubler d'efforts et de créativité pour exister face aux mastodontes du secteur. Un équilibre délicat mais stimulant.

Cas de la France et de l'ARENH

Un mécanisme pour favoriser la concurrence

L'ARENH a été mis en place en 2011 dans le cadre de l'ouverture à la concurrence du marché français de l'électricité. Son objectif est de permettre aux fournisseurs alternatifs de proposer des offres compétitives en s'approvisionnant en électricité nucléaire à un prix stable et prévisible, fixé par les pouvoirs publics. Concrètement, les fournisseurs alternatifs peuvent acheter jusqu'à 100 TWh par an d'électricité nucléaire à EDF, au tarif régulé de 42 €/MWh. Ce volume représente environ un quart de la production nucléaire française. Les volumes accessibles et le tarif sont réévalués périodiquement par le gouvernement.

Un dispositif controversé

L'ARENH fait cependant l'objet de critiques. EDF considère que le tarif fixé ne couvre pas l'intégralité de ses coûts de production. A l'inverse, certains fournisseurs alternatifs estiment que les volumes accessibles sont insuffisants. En période de prix élevés sur les marchés, les fournisseurs alternatifs ont tendance à utiliser au maximum leur droit à l'ARENH, tandis qu'en période de prix bas, ils préfèrent s'approvisionner sur les marchés, laissant à EDF la production nucléaire plus chère.

Un mécanisme amené à évoluer

Dans le cadre de la réforme du marché européen de l'électricité initiée en 2023, l'ARENH pourrait évoluer. L'objectif serait de mieux prendre en compte les coûts complets du nucléaire et donner plus de visibilité aux acteurs. Des contrats de long terme pourraient être mis en place entre EDF et les fournisseurs, sur le modèle des contrats pour différence utilisés pour les énergies renouvelables. Cela permettrait de sécuriser des investissements dans de nouvelles capacités nucléaires tout en offrant une visibilité sur les prix aux consommateurs.

Année	Plafond ARENH (TWh)	Prix ARENH (€/MWh)
2011	100	40
2012	100	42
2022	120	46,2
2023	120	49,5

Perspectives futures et tendances d'évolution

Vers une plus grande intégration des marchés nationaux

Historiquement cloisonnés, les marchés de l'électricité des différents pays européens tendent à s'interconnecter et à s'intégrer de plus en plus. Le développement des infrastructures de transport transfrontalières comme les interconnexions électriques permet des échanges d'électricité accrus entre pays voisins. Par exemple, la France et l'Espagne ont inauguré en 2015 une nouvelle interconnexion à très haute tension doublant les capacités d'échange entre les deux pays. Cette intégration progressive vise à optimiser l'utilisation des moyens de production à l'échelle européenne, en permettant de faire appel aux centrales les plus compétitives où qu'elles soient situées. Elle favorise aussi une meilleure gestion des pics de consommation et une plus grande solidarité entre pays en cas de déficit de production.

Un mix électrique en pleine mutation

Les énergies renouvelables comme l'éolien et le solaire photovoltaïque connaissent une croissance soutenue en Europe depuis une dizaine d'années. Elles représentaient 37,5% de la production d'électricité dans l'UE en 2020 contre seulement 20% en 2010.

Source	2010	2020
Renouvelables	20%	37,5%
Nucléaire	27%	25%
Combustibles fossiles	53%	37,5%

Cette montée en puissance des renouvelables, combinée à la fermeture de centrales au charbon dans de nombreux pays, bouleverse le mix électrique européen. Le marché doit s'adapter à la variabilité accrue de la production, liée à l'intermittence de ces énergies.

Le défi de l'intermittence des renouvelables

Pour gérer cette variabilité, le marché devra valoriser davantage la flexibilité, c'est-à-dire la capacité des moyens de production à s'adapter rapidement à la demande. Les centrales pilotables (gaz, hydraulique, biomasse...), le stockage et l'effacement de consommation seront des outils indispensables pour assurer l'équilibre du réseau malgré la part croissante de renouvelables.

La digitalisation au service d'un marché plus flexible et décentralisé

Le développement des compteurs communicants, de l'internet des objets et de l'intelligence artificielle permettent une gestion plus fine et dynamique des réseaux électriques. Ils ouvrent la voie à de nouveaux services pour les consommateurs comme les offres à effacement, qui les incitent financièrement à décaler leur consommation en dehors des périodes de pointe. Cette digitalisation favorise aussi l'émergence de « prosommateurs », c'est-à-dire de ménages qui produisent une partie de leur électricité (panneaux solaires) et peuvent la revendre sur le réseau. Le marché devra s'adapter à ce nouveau paradigme d'un système électrique plus décentralisé et interactif. Intégration accrue, transition énergétique, digitalisation... autant de tendances de fond qui façonneront le marché européen de l'électricité dans les années à venir, avec des enjeux technologiques, économiques et réglementaires majeurs.

Statistiques et données actuelles

Des prix de l'électricité très variables selon les pays

Quelques chiffres récents illustrent la grande disparité des prix de l'électricité en Europe. Selon Eurostat, au premier semestre 2023, les ménages néerlandais payaient en moyenne l'électricité 45 centimes par kWh, contre seulement 11 centimes en Bulgarie. En France, le prix moyen était de 22 centimes, inférieur à la moyenne européenne de 29 centimes. Cette variabilité s'explique par différents facteurs comme le mix énergétique national, les taxes, ou encore l'existence de tarifs réglementés.

Pays	Prix en €/kWh (S1 2023)
Pays-Bas	0,45
Belgique	0,43
Allemagne	0,42
France	0,22
Bulgarie	0,11
UE	0,29

Production et consommation d'électricité en Europe

En termes de production électrique, les mix énergétiques présentent de fortes disparités. Certains pays comme la France s'appuient majoritairement sur le nucléaire (70% de la production), quand d'autres misent davantage sur le charbon (Pologne), le gaz (Pays-Bas) ou les énergies renouvelables (Danemark). Au niveau européen, les énergies renouvelables représentaient 38% de la production électrique en 2022 selon EurObserv'ER, part en constante augmentation. Côté consommation, on note aussi des écarts importants entre pays. Selon l'AIE, un ménage français consomme en moyenne 4679 kWh par an, contre 3500 kWh en Allemagne et plus de 5400 kWh en Suède. L'électrification croissante des usages (véhicules électriques, pompes à chaleur...) devrait continuer à tirer la demande dans les années à venir. Ces quelques données montrent que malgré l'intégration progressive des marchés de l'énergie en Europe, de fortes spécificités nationales subsistent. L'enjeu pour l'UE est de poursuivre l'harmonisation de ces marchés tout en tenant compte de ces différences.

L'essentiel à retenir sur l'ouverture des marchés de l'énergie en Europe

L'ouverture des marchés de l'énergie en Europe a eu un impact significatif sur le secteur, introduisant une concurrence accrue et de nouveaux défis pour les acteurs du marché. Les réformes réglementaires, le rôle des autorités de régulation et les spécificités nationales, comme l'ARENH en France, façonnent ce paysage énergétique en évolution. Les tendances futures, telles que l'intégration européenne, les énergies renouvelables et la digitalisation, dessinent de nouvelles perspectives pour ce marché en pleine mutation.