En France, il y a aujourd'hui 2 possibilités pour un client final d'acheter son électricité suivant la puissance souscrite dans son contrat : acheter son électricité au Tarif Réglementé de Vente (TRV) auprès d'un fournisseur historique (EDF ou l'une 162 Entreprises Locales de Distribution - ELD) ou bien souscrire à une offre de marché auprès d'un fournisseur historique ou alternatif (c'est à dire un fournisseur non-historique). Depuis le 1er janvier 2016, le TRV n'est plus proposé qu'aux clients souscrivant à une puissance de moins de 36 kVA. Le TRV est proposé par la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie.

Le prix de l'électricité vendue au client final se décompose de la façon suivante :

• des coûts d'accès au réseau (tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité - TURPE) fixés par la CRE ;
• des coûts de production (achat par le fournisseur d'électricité directement à des producteurs ou sur les marchés de gros) ;
• la rémunération du fournisseur ;
• des taxes et contributions (contribution tarifaire d'acheminement, contribution au service public de l'électricité, taxes sur la consommation finale d'électricité et TVA).

Les fournisseurs peuvent proposer des offres de marché différenciées les uns des autres en optimisant leurs achats (coûts de production) et leurs coûts propres (coûts commerciaux et frais de gestion internes).

Pour aller plus loin :

• La page de la CRE sur le marché de détail
• La page le mag collectivités d'EDF sur les tarifs de vente réglementés

En France et en Europe, les marchés de gros de l'électricité ont été ouverts progressivement au début des années 2000. Ils n'ont jamais cessé de s'étendre depuis avec le "couplage des marchés", c'est à dire l'intégration dans un même marché de plusieurs pays.

Le marché de gros de l'électricité, invisible pour les clients finaux, est le marché sur lequel s'échangent différents "produits financiers" électriques : il s'agit de quantités d'électricité vendues pour une échéance donnée. Ainsi, on distingue les produits à terme, c'est à dire pour le mois, le trimestre ou même l'année suivante et les produits SPOT, c'est à dire de la veille pour le lendemain (en "J-1") ou le jour même (infra-journaliers). On distingue également ces produits en fonction du moment de leur "livraison", c'est à dire à quel moment l'électricité va être produite et injectée sur le réseau, en semaine ou durant le weekend, en base ou en pointe, et en fonction de leur durée, une demi-heure, une heure ou plusieurs heures. Globalement, les volumes échangés vont en décroissant lorsque l'on se rapproche de l'échéance de la livraison : les volumes les plus importants sont ceux à terme, plusieurs centaines de TWh échangés par trimestre, suivis de ceux des échanges en J-1, quelques dizaines de TWh échangés par trimestre, et enfin des échanges infrajournaliers, quelques TWh échangés par trimestre.

Il y a par ailleurs, plusieurs manières pour échanger ces produits :

• en gré-à-gré, sans intermédiaire, directement entre un producteur et un fournisseur ;
• sur le marché dit "intermédié", par l'intermédiaire d'un courtier ;
• sur une bourse d'électricité, telle que EPEX-SPOT qui couvre aujourd'hui l'Allemagne, la France, le Royaume-Uni, les Pays-Bas, la Belgique, l'Autriche, la Suisse et le Luxembourg.

Pour aller plus loin :

• La page de la CRE sur les marchés de gros
• Les observatoires trimestriels de la CRE sur les marchés de l'électricité
• La page de RTE sur les données de marché
• La présentation de RTE sur le marché français et européen de l'électricité

Contrairement aux réserves primaire et secondaire en fréquence qui sont automatiques, la réserve tertiaire, aussi appelée mécanisme d'ajustement est manuelle et se fait par appel par RTE aux acteurs (producteurs, consommateurs, agrégateurs ou encore opérateurs d'effacement) y participant. Ces acteurs fournissent des informations (puissance, durée d'activation) quant aux capacités à la hausse et à la baisse des flexibilités qu'ils mettent à disposition de RTE. Ils indiquent également la rémunération qu'ils attendent pour ce service. Lors d'une activation de ces réserves, RTE doit alors sélectionner les offres par ordre de préséance économique.

La réserve tertiaire se compose d'offres contractualisées en amont avec RTE. Il s'agit pour 1 000 MW de la réserve rapide activable en moins de 15 minutes et pour 500 MW de la réserve complémentaire activable en 30 minutes. Il existe également des offres non contractualisées dont le dimensionnement n'est pas fixe et varie avec ce que les acteurs peuvent proposer. Dans le cadre de cette réserve tertiaire non contractualisée, les producteurs raccordés au réseau de transport doivent obligatoirement mettre à disposition de RTE leurs capacités non utilisées. Par ailleurs, les consommateurs, les producteurs raccordés au réseau de distribution, ainsi que les acteurs étrangers sont libres d'y participer.

Pour aller plus loin :

• la page de la CRE sur les services système et le mécanisme d'ajustement
• la page de RTE sur le marché d'ajustement
• la fiche pédagogique de l'observatoire de l'électricité sur la gestion de l'équilibre du système électrique
• la documentation technique de référence (DTR) de RTE article 7.4 sur le mécanisme d'ajustement

Le marché, ou mécanisme, de capacité a pour but de garantir la sécurité de système électrique. A cet effet, il favorise le maintien ou encourage les investissements dans des capacités de pointe. Celles-ci sont trop peu utilisées pour se rémunérer par la vente de leur électricité, elles sont néanmoins essentielles pour l'équilibre production - consommation durant les périodes de pointe. En France, ce marché est issu de la loi Nouvelle Organisation des Marchés de l'Electricité (NOME) du 7 décembre 2010. Il a été utilisé pour la première fois à l'hiver 2016-2017 suite au décret du 29 novembre 2016 définissant les règle du mécanisme de capacité. Enfin, les règles du mécanisme ont évolué (arrêté du 21 décembre 2018) pour qu'il soit en conformité avec des demandes émanant de la Commission européenne, notamment en permettant la participation d'acteurs transfrontaliers.

Le principe est que les acteurs obligés, c'est à dire les fournisseurs et les clients s'approvisionnant directement sur le marché, prouvent qu'ils seront en mesure de répondre à la consommation de leurs clients en période de pointe. Ces périodes sont déterminées à partir de données de consommation historiques et d'évaluations météorologiques. Elles sont annoncées par RTE la veille pour le lendemain et sont limitées à un certain nombre de jours par an. Concrètement, les acteurs obligés doivent acheter des certificats auprès de producteurs ou d'opérateurs d'effacement. Ces derniers ont quant à eux l'obligation de faire certifier leurs capacités auprès de RTE. Ils garantissent ainsi la disponibilité de ces capacités lors des heures de pointe. Comme dans le cas des autres marchés de l'électricité, les acteurs peuvent s'échanger ces certificats de gré à gré ou bien sur un marché organisé sous forme d'enchères.

Une des critiques adressée à ce mécanisme est qu'il risque d'encourager le maintien de moyens de production polluants. En effet, il leur apporte une rémunération supplémentaire, cela au détriment d'autres politiques d'efficacité énergétique. La Commission Européenne apporte une réponse à ce problème dans le cadre de la refonte du règlement sur le marché intérieur de l'électricité du Paquet Energie Propre . Une limite à 550g d'émissions de CO₂ par kWh pourrait être fixée. Au delà, les installations ne pourraient plus bénéficier d'une rémunération complémentaire via le marché de capacité. Les centrales à charbon non dotées d'un dispositif de capture et stockage du carbone seraient ainsi exclues de ce type de mécanisme.

Pour aller plus loin :

• La page de RTE sur le mécanisme de capacité
• Les règles décrivant le mécanisme de capacité