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Marchés de l'électricité

Un individu habitant en France consomme en moyenne 7292 KWh d’électricité par an. En parallèle, les derniers chiffres officiels révèlent que les énergies renouvelables (énergie solaire, énergie hydraulique, éolienne ou énergie issue du biogaz) couvrent environ 19% de la consommation finale d’électricité en France.
Certaines régions produisent et consomment plus d’énergies renouvelables que d’autres. C’est le cas, par exemple, de la région Rhône Alpes qui a une capacité installée de 10 GW d’énergie hydraulique. Par conséquent, la consommation y est couverte à hauteur de 46% par la production d’énergie renouvelable. Certaines régions ont une demande si élevée que les énergies renouvelables ne représentent qu’entre 1% et 8% de la consommation, comme en Île-de-France, Haute-Normandie, Pays de la Loire ou en Bourgogne.
Avant d’arriver jusqu’à chez nous, l’électricité passe par différentes étapes, ou, en quelque sorte, différents marchés. Pour devenir incollable sur ces marchés, voici tout ce qu’il faut savoir, à commencer par le fait que les marchés sont séparés en deux catégories de flux : les flux financiers et les flux physiques.

Les flux physiques

La production

Sans surprise, le premier marché dont nous parlons aujourd’hui est celui de la production. Dans le cas des énergies renouvelables, nous pouvons citer quatre grandes familles de production : les centrales hydrauliques, de biogaz, les installations éoliennes et solaires. En 2015, en France, 91,3 TWh d’énergie renouvelable ont été produits. Une réussite due en grande partie aux 61 TWh d’énergie hydraulique issue des nombreux barrages et centrales hydrauliques français. L’éolien apporte quant à lui 18 TWh de production annuelle tandis que le solaire photovoltaïque et les bioénergies représentent respectivement 7 TWh et 6 TWh de production annuelle.

Le transport de l’électricité

Après l’étape de la production vient celle du transport. C’est le gestionnaire de réseau de transport, RTE (« Réseau de Transport de l’Electricité ») en France, qui est responsable d’acheminer la production électrique avant qu’elle ne soit distribuée. Pour un transport optimisé de l’électricité, il est conseillé d’augmenter la tension électrique jusqu’à 400 000 volts. Cela garantit un minimum de perte d’électricité. Mais le plus grand challenge du transport de l’électricité est sans aucun doute le maintien de la fréquence du réseau à 50 Hertz. Sa stabilité est garantie tant que le réseau se maintien entre 49,8 Hertz et 50,2 Hertz. Mais dans le cas où il y aurait un trop grand déséquilibre entre l’électricité injectée sur le réseau et l’électricité consommée, la fréquence peut chuter ou augmenter drastiquement jusqu’au Blackout, ou autrement dit, le pire cauchemar du gestionnaire du réseau de transport. C’est pourquoi chaque jour, RTE surveille de près la fréquence du réseau électrique. L’électricité est, le plus souvent, transportée par des lignes aériennes équipées de pylônes. Cependant, il existe à ce jour près de 1500 km de lignes de transports sous-terraines. Le rôle d’un gestionnaire du réseau de transport d’électricité est central dans la transition énergétique puisqu’il permet de garantir un transport fiable d’électricité. Son travail est complété par celui du distributeur d’électricité. Ensemble, ils veillent à ce que les régions qui ne produisent pas assez d’électricité renouvelable puissent tout de même en consommer.

La distribution

Enedis (anciennement ErDF) distribue environ 95% de l’électricité produite en France. 5% des Français obtiennent leur électricité grâce à des acteurs autres qu’Enedis, les ELD. En effet, il existe aujourd’hui 131 entreprises de distribution locale d’électricité. Ces réseaux de distribution indépendants sont ceux qui ont réussi à conserver leur indépendance après la nationalisation des fournisseurs qui a eu lieu en 1946. Nous pouvons citer, par exemple, Electricité de Strasbourg ou encore Gaz et électricité de Grenoble parmi ces ELD. La distribution d’électricité se fait à une fréquence plus basse, et sur une distance plus courte que l’étape du transport. C’est la dernière étape avant que l’électricité n’arrive chez le consommateur final.

Les flux financiers

La commercialisation

Avant d’arriver sur le réseau, l’électricité produite doit être vendue. C’est la première étape de la commercialisation. Elle peut avoir lieu une année à l’avance, la veille (Day-ahead), ou même 30 minutes avant le début de la livraison de l’électricité (Intraday). En tant que trader d’électricité et agrégateur d’installations de consommation et de production électrique, Centrales Next est très active dans les flux financiers, comme la commercialisation de l’électricité.

Mais où se vend cette électricité ? Et bien, une grande partie est vendue sur les bourses de l’électricité comme EPEX SPOT, par exemple.. Sur cette bourse appelée EPEX SPOT, deux types d’acteurs se côtoient : les vendeurs et les acheteurs. Les vendeurs peuvent être les producteurs eux-mêmes, à condition qu’ils aient un accès à la bourse ; mais ce cas de figure est assez rare. C’est pourquoi ceux d’entre eux qui reçoivent une aide étatique pour leur installation (obligation d’achat avec EDF le plus souvent) sont représentés par EDF OA. Cet acteur a un accès à la bourse et peut y vendre et y acheter de l’électricité. EDF OA, acteur obligé (i.e. dans l’obligation d’acheter toute l’électricité des installations sous tarif d’achat et dans l’obligation de verser le complément de rémunération pour les installations sous complément de rémunération) achète aujourd’hui directement l’électricité à tarif fixe auprès des producteurs puis la revend lui-même sur les marchés. Aujourd’hui, avec l’augmentation du nombre d’installations hors aide étatique et l’apparition du mécanisme du complément de rémunération, les producteurs font de plus en plus souvent appels à des sociétés de trading comme des agrégateurs pour défendre leurs intérêts sur le marché. L’agrégateur peut proposer à son client de le rétribuer à un prix fixe et sécurisé ou par un prix basé sur les prix de vente boursiers, qui sera donc variable d’un mois à l’autre.

Les acheteurs ont eux aussi le choix entre agir eux-mêmes sur la bourse ou faire appel à des agrégateurs. Ils viennent chercher sur l’EPEX SPOT l’électricité qu’ils pourront fournir directement au client final.

Pourtant, tout ne passe pas par la bourse de l’électricité. Certains acteurs préfèrent échanger directement, de « gré à gré ». C’est le cas des grands fournisseurs d’électricité comme EDF ou Enercoop. Il en va de même pour les entreprises de distribution locale qui ont, elles aussi, des liens directs avec les producteurs d’électricité. En 2006, 305 TWh étaient échangés de gré à gré.

Les fournisseurs d'électricité

Cette dernière activité est ouverte à la concurrence depuis 2007 et constitue la dernière étape du chemin de l’électricité. Les fournisseurs d’électricité vendent au détail une quantité d’électricité qu’ils ont eux-mêmes produits ou, plus fréquemment, achetée. Vous l’aurez deviné : c’est au consommateur final que le fournisseur vend cette électricité. Depuis l’ouverture de la concurrence du marché, le nombre de fournisseurs d’électricité s’est d’ailleurs décuplé. Les offres sont variables et certains fournisseurs garantissent par exemple une électricité 100% renouvelable tandis que d’autres proposent des abonnements en ligne qui facilitent les échanges avec le consommateur. Mais le rôle du fournisseur d’électricité ne s’arrête pas là : il doit aussi fournir des prévisions de consommation, tout comme les producteurs doivent fournir des prévisions d’injection. Tout cela dans le but de faire fonctionner tous les marchés de l’électricité au mieux possible.