Per mercato elettrico in Francia si intendono le forme di organizzazione settoriale della produzione e della commercializzazione dell'energia elettrica in Francia , oggetto di un processo di apertura alla concorrenza dalla fine degli anni '90.
La legge “NOME” (nuova organizzazione del mercato elettrico) del 7 dicembre 2010 stabilire un nuovo quadro per il mercato dell'elettricità in Francia.
In Francia dal 1946 , a seguito dell'adozione della legge n. 46-628 sulla nazionalizzazione dell'elettricità e del gas, l'elettricità e il gas erano servizi pubblici forniti principalmente da due quasi monopoli: EDF e GDF .
Il mercato elettrico francese è stato quindi aperto alla concorrenza secondo le direttive europeedicembre 1996("Pacchetto energia"), 2003 e infine 2009, con cui l' Unione europea organizza l'unificazione del mercato interno dell'energia elettrica. Inoltre, alcuni Stati membri avevano già avviato la liberalizzazione dei propri mercati dell'energia.
Il recepimento delle direttive europee ha presupposto modifiche significative, che sono state attuate gradualmente. Una legge di10 febbraio 2000ha trascritto la direttiva relativa all'energia elettrica con dal 2000 al 2001 più di 30 decreti e decreti attuativi pubblicati che imponevano un'apertura al diritto della concorrenza primagiugno 2000 (infatti da febbraio 1999). La direttiva sul mercato interno del gas è stata successivamente trascritta e applicata concretamente dalagosto 2000 attraverso un sistema transitorio di accesso alla rete.
La legge di 10 febbraio 2000in particolare ha creato la Commissione di regolamentazione dell'energia (CRE), un'autorità amministrativa indipendente , responsabile di garantire il corretto funzionamento del mercato dell'energia ( gas ed energia elettrica ) e di arbitrare le controversie tra gli utenti ei vari operatori. Garantisce inoltre che il mercato rimanga competitivo e non diventi un monopolio.
L'apertura ha rispettato le seguenti fasi:
L'apertura del mercato ai primi consumatori idonei (industriali) è stata inizialmente accompagnata da un forte aumento dei prezzi dell'energia elettrica, consumatori precedentemente fortemente sovvenzionati. Secondo l' Unione delle industrie chimiche (UIC) il prezzo medio del megawattora è aumentato del 55% tra il 2001 e il 2005, da 22 a 34,4 € .
Per il cliente sono possibili 2 tipologie di contratto:
La legge NOME (nuova organizzazione del mercato elettrico) del 7 dicembre 2010stabilisce l'accesso regolamentato all'energia elettrica nucleare storica (ARENH), nel limite di un tetto di 100 TWh da distribuire tra i fornitori alternativi , che potranno così proporre offerte competitive rispetto alle tariffe di vendita regolamentate per i clienti residenziali e per i piccoli professionisti. Le conseguenze dell'adozione del dispositivo ARENH sono le seguenti:
CRE pubblica un rapporto trimestrale sull'andamento dell'apertura del mercato. Dati chiave 3 ° trimestre 2016:
A fine 2017, la quota dei fornitori alternativi in Francia sul mercato dei clienti residenziali è stata del 17,9%, ovvero 5,8 milioni di clienti e un aumento di 3,7 punti rispetto all'anno. La loro quota di mercato per tutti i clienti era del 29% sul mercato elettrico a fine 2016 e del 55% sul mercato del gas. Infine, il 38% delle vendite di energia elettrica era ancora gestito da EDF a tariffa regolata e il 33% da EDF e ELD tramite offerte di mercato. L'abolizione delle tariffe regolamentate per imprese e comunità ha notevolmente accelerato l'apertura del mercato, ma nel segmento residenziale (privati e piccoli professionisti) l'88% dei clienti rimane alla tariffa regolamentata. Bruxelles ha incluso nel suo ultimo “pacchetto inverno” l'eliminazione a medio termine di questa tariffa sull'energia elettrica, ma il cambiamento dovrebbe essere graduale.
Nel 2017 i fornitori di energia elettrica si moltiplicano: dopo Total e Butagaz, l' e-merchant Cdiscount , del gruppo Casino, lancia un'offerta di energia elettrica che, secondo lui, è del 15% in meno rispetto alle tariffe regolamentate; ma l'84% dei clienti rimane fedele a EDF. La percentuale di francesi che dichiara di conoscere il proprio diritto a cambiare fornitore di energia elettrica è rimasta ferma al 50% contro il 53% del 2013, e solo il 33% sa che Engie ed EDF sono due società separate e concorrenti. Il margine di manovra dei concorrenti sui costi è limitato al 36% del costo totale, essendo il 35% costituito dalle tasse (compreso il CSPE che viene utilizzato principalmente per finanziare le energie rinnovabili) e il 29% dal costo del trasporto, che sfugge. . EDF ha perso un milione di clienti tra la metà del 2016 e la metà del 2017, ovvero da 27,5 a 26,5 milioni di clienti, secondo CRE; Engie ha già 3,5 milioni di clienti elettrici e Total si è posta l'obiettivo di conquistarne 3 milioni.
Nel maggio 2018, il Consiglio di Stato, interpellato dai concorrenti di EDF, ha convalidato globalmente il principio delle tariffe elettriche regolamentate, ma ha chiesto al governo di riesaminarne periodicamente la rilevanza; il governo intende effettuare questa revisione ogni cinque anni. Il Consiglio di Stato ha chiesto inoltre di rivedere i criteri di ammissibilità della tariffa blu non residenziale, al fine di introdurre una distinzione tra piccoli professionisti (artigiani, commercianti, liberi professionisti, ecc.) e siti non residenziali appartenenti a grandi aziende.
Nel ottobre 2018, CRE si è pronunciata sul numero troppo elevato di giocatori presenti in Francia, anticipando un'ondata di consolidamenti. Si stima che l'eccessiva concorrenza porti a vendite in perdita, mentre EDF, che perde circa 100.000 clienti individuali al mese, detiene ancora l'80% del mercato residenziale. Secondo il presidente della CRE, “siamo nella preistoria degli effetti della concorrenza” sul mercato elettrico.
Nel ottobre 2018, EDF lancia la sua prima offerta di energia elettrica online per i privati, denominata Digiwatt.
Nel 1 ° metà del 2019, interventi per non pagato (interruzioni di corrente o riduzione di potenza) dichiarati dai fornitori di energia elettrica per l' Energia Garante nazionale sono aumentate del 18% rispetto al 1 ° metà 2018. Diversi fornitori sostengono la creazione di un file di debiti non pagati simile a quello compilato dagli operatori di telecomunicazioni; la Commissione Nazionale per l'Informatica e le Libertà (CNIL) ha convalidato questo progetto damaggio 2018. Ma il principio stesso di questo dossier di cattivi pagatori dell'elettricità suscita scalpore.
Le tariffe regolate scadono per la stragrande maggioranza dei clienti professionali il 1° dicembre 2020 per il gas e il 1° gennaio 2021 per l'energia elettrica. Dopo tale data, nel mondo professionale, solo 1,5 milioni di microimprese e simili potranno ancora beneficiare di una tariffa regolamentata per l'energia elettrica. Nel gas Engie controlla solo il 42% dei volumi consumati dalle aziende, e anche solo il 31% per i clienti più grandi; nell'energia elettrica, EDF controlla ancora il 47% dei volumi consumati dai produttori e il 54% sul mercato business e community.
Sebbene la produzione di elettricità non sia soggetta a un monopolio in Francia, è soggetta a determinate regole volte a conciliare la libertà di produzione con la sicurezza dell'approvvigionamento e gli obiettivi della politica energetica francese.
La legge NOME prevede una ripartizione della “rendita nucleare” tra EDF e fornitori alternativi di energia elettrica, obbligando EDF a vendere fino a 100 TWh di energia elettrica all'anno ai suoi concorrenti a condizioni rappresentative delle condizioni economiche per la produzione di energia elettrica. le sue centrali elettriche, condizioni valutate dalla Commissione per la regolamentazione dell'energia (CRE).
La condivisione di questi volumi di energia elettrica tra i diversi fornitori di energia elettrica sarà stabilita da CRE, sulla base di un meccanismo che tenga conto dell'entità del loro portafoglio clienti. Infatti, impone a EDF di vendere alla concorrenza circa un quarto della sua produzione nucleare a un prezzo definito per decreto, afferma ARENH.
Il prezzo è fissato con decreto ministeriale. Secondo la legge, deve essere rappresentativo delle condizioni economiche per la produzione di energia elettrica da parte delle centrali nucleari, tenendo conto dell'aggiunta di quattro elementi:
La legge specifica inoltre che tale prezzo è inizialmente fissato “in linea” con la TARTAM (tariffa regolamentata), che, secondo il rapporto Champsaur 2, implica “che un fornitore alternativo possa proporre a un consumatore ex TARTAM un'offerta di prezzo comparabile, mentre affrontandone i costi”. Il TARTAM sarebbe quindi pari alla somma dei costi di trasporto, fornitura ad ARENH, fornitura aggiuntiva sul mercato e costi commerciali.
Mentre Gérard Mestrallet , presidente e amministratore delegato di Engie , riteneva inaccettabile che si potesse fissare un prezzo superiore a 35 €/MWh , Henri Proglio , presidente e amministratore delegato di EDF, chiedeva un minimo di 42 €/Mwh . Il rapporto prodotto, su richiesta del governo, da una commissione presieduta da Paul Champsaur, raccomandava una tariffa media di 39 €/MWh nel periodo 2011-2015.
Il governo ha finalmente fissato il prezzo di ARENH a 40 €/MWh at1 ° luglio 2011poi € 42 /MWh da1 ° gennaio 2012.
Un nuovo metodo di calcolo doveva essere definito e avrebbe dovuto essere approvato entro la fine del 2013, ma le trattative con Bruxelles sulla bozza di decreto si trascinano. Bruxelles sarebbe preoccupata per le conseguenze del nuovo metodo di calcolo dell'ARENH sulla concorrenza nella produzione di energia elettrica. Nelottobre 2014, l' Autorità garante della concorrenza francese ha espresso un parere critico sullo schema di decreto. EDF vuole eventualmente ottenere un ARENH di 52 €/MWh per coprire i propri costi, ma i fornitori alternativi hanno interesse a rifornirsi in via prioritaria sul mercato all'ingrosso, che ha offerto prezzi più interessanti dalla fine del 2014 (circa 39 €/MWh ).
Fino al 2013, il Premio ARENH rappresentava una parte importante della fornitura di energia elettrica da fornitori alternativi come Direct Energie o Planète Oui .
Il 17 gennaio 2020, il governo apre una consultazione su un nuovo meccanismo volto a remunerare meglio la produzione nucleare per consentire a EDF di investire nel rinnovamento della flotta nucleare esistente: EDF dovrebbe commercializzare la quasi totalità della sua produzione nucleare, ovvero circa 360 TWh , con un livello di prezzo stabile, garantito e incorniciato da un piano e un soffitto, tra i quali la differenza sarebbe di sei euro.
Il 25 gennaio 2021, su una voce di fallimento dei negoziati tra Francia e Commissione europea per una riforma del sistema ARENH, l'azione del gruppo EDF crolla e perde fino al 18% nel pomeriggio per chiudere a - 15%. Il gruppo vorrebbe almeno un prezzo ARENH di 48 €/MWh a fronte dell'attuazione della riorganizzazione “Hercules”.
Impatto della crisi sanitaria del 2020EDF e i suoi concorrenti si trovano a far fronte nel marzo 2020 al forte calo della domanda di energia elettrica causato dalle misure di contenimento applicate in risposta alla pandemia di Covid-19 e al conseguente calo dei prezzi sul mercato elettrico all'ingrosso.
Nel mercato all'ingrosso EPEX SPOT , il13 aprile 2020a 3 p.m. , Francia, ancora in cella sanitario, ha subito un prezzo negativo per tutto il giorno ed EDF ha dovuto permettere ai propri clienti wholesale un picco prezzo negativo per l'elettricità intorno -75 € / MWh . Ciò significa che gli acquirenti di elettricità sono stati pagati dai venditori per prendere la loro elettricità. I prezzi negativi nel mercato all'ingrosso sono eventi che si verificano di volta in volta quando si verifica una sovrapproduzione di energia elettrica in Europa. In questi casi, i produttori di elettricità devono pagare i loro grandi clienti industriali per vendere l'elettricità prodotta. Quando il prezzo spot , anche positivo, scende al di sotto del prezzo ARENH (ad esempio a 42 €/MWh ) si ha un deficit per EDF, i fornitori alternativi non vincolati da contratto si rivolgono al mercato EPEX SPOT . I fornitori alternativi che hanno firmato contratti di fornitura al prezzo ARENH con EDF devono continuare a rifornirsi a questo prezzo. Ci sono costi aggiuntivi per questi fornitori e concorrenti vincolati da questi contratti.
All'inizio del 2020, i fornitori alternativi discutono della crisi sanitaria di Covid-19 davanti al Consiglio di Stato per ottenere un prezzo migliore. Il17 aprile 2020, il Consiglio di Stato ha rigettato il procedimento sommario , promosso da due associazioni di fornitori di energia, ritenendo che non fosse stato accertato che le perdite subite dai fornitori interessati sarebbero state «di entità tale da mettere in pericolo (...) la loro sopravvivenza entro pochi mesi " e che " tali perdite avrebbero tale effetto nei tempi necessari, affinché il giudice competente si pronunci sulle richieste a lui rivolte " .
Total Énergies chiede l'applicazione della clausola di forza maggiore dei suoi contratti di acquisto ARENH; EDF rifiuta, considerando questa richiesta "opportunistica" e ricordando che Total paga dividendi ai suoi azionisti nonostante la crisi sanitaria. Il20 maggio 2020, il TAR di Parigi ordina a EDF di non opporsi più alla sospensione dello storico contratto di accesso regolamentato all'energia nucleare concluso con Total Énergies, ricordando che il contratto ARENH non menziona "né la solidità intrinseca del contraente né l'appartenenza a un potente gruppo” . EDF intende presentare ricorso "al fine di ottenere un giudizio di merito" (altri tre fornitori alternativi hanno ottenuto la stessa decisione, tra cui Gazel , di proprietà del ceco Daniel Kretinsky , liberandoli dai prezzi ARENH per casi di forza maggiore).
Alpiq , Gazel e Total Énergies hanno sospeso i loro contratti con la motivazione che “la crisi sanitaria è stata un caso di forza maggiore per sospendere questi contratti. " , Il 2 giugno 2020, EDF comunica loro la risoluzione dei loro contratti per l'acquisto di energia elettrica nucleare al prezzo ARENH, sulla base di una "sospensione (...) oltre un periodo di due mesi" , ai sensi con la clausola prevista in detti contratti.
L'articolo L. 314-1 del Codice dell'energia prevede che EDF e oltre il 5% del territorio, imprese di distribuzione locali , siano tenute ad acquistare a tariffa regolata l'energia elettrica prodotta da determinati impianti. Si tratta principalmente di promuovere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e quindi facilitare il raggiungimento degli obiettivi ambientali e climatici. I costi aggiuntivi derivanti per i distributori dalla differenza tra queste tariffe regolamentate e il prezzo di mercato sono loro rimborsati da una maggiorazione pagata dai consumatori di energia elettrica: il Contributo al servizio pubblico dell'energia elettrica (CSPE), il cui importo raggiunge i 22, 5 € / MWh nel 2020. Dal 2016 è possibile concludere contratti di riacquisto con altri fornitori di energia, i primi approvati sono Enercoop , Direct Énergie e BCM Energy (società madre di Planète Oui ).
Le agevolazioni che consentono ad un privato o ad una società di beneficiare di questo prezzo di acquisto sono:
I prezzi variano notevolmente a seconda del tipo di fonte energetica (i prezzi sono particolarmente alti per l'energia solare), delle dimensioni dell'impianto e del suo impatto ambientale. La tabella seguente fornisce esempi di prezzi di acquisto con la loro base giuridica.
| Origine dell'elettricità | Breve descrizione del prezzo di acquisto | Basi legali |
|---|---|---|
| Pannelli fotovoltaici | 34 c € / kWh massimo per un individuo nel 4 ° trimestre 2012 | Sosta di 4 marzo 2011. |
| Biogas | 13,37 c €/kWh per un piccolo impianto agricolo, un premio che si può aggiungere a questo prezzo per premiare l'elevata efficienza energetica | Sosta di 19 maggio 2011 |
| biomassa | 12,05 c €/kWh , prezzo a cui si può aggiungere anche un premio di efficienza energetica | Sosta di 27 gennaio 2011 |
| Cogenerazione | Prezzi più alti durante il periodo invernale, dal 1 ° novembre a 31 marzo, e a seconda del prezzo del gas | Sosta di 31 luglio 2001. |
L'articolo 6 della legge NOME richiede ai fornitori di energia elettrica di avere una capacità garantita di gestione della domanda e produzione di energia elettrica, al fine di bilanciare meglio produzione e consumo di energia elettrica. La gestione della domanda consiste nel trasferire il consumo di energia elettrica che avrebbe potuto essere effettuato durante i periodi di punta in periodi "non di punta".
Queste capacità di risposta alla domanda o di produzione possono essere scambiate su un mercato della capacità .
In tutto il paese (così come nella maggior parte dell'Unione Europea), esistono due tipi di offerte sul prezzo al dettaglio:
In entrambi i casi, il prezzo deve incorporare la tariffa per l'uso della rete elettrica pubblica (TURPE), il cui livello è sempre fissato dal governo, oltre a imposte addizionali.
A livello locale, può capitare che la distribuzione dell'energia avvenga in un'impresa ad economia mista , come a Grenoble (Gaz Électricité de Grenoble). Tuttavia, si applicano integralmente le norme nazionali con entrambi i tipi di tariffe.
In ogni momento, il consumatore può scegliere di abbandonare la tariffa regolamentata o di ritornarvi incondizionatamente. Il confronto dei prezzi viene offerto sui cosiddetti siti web di "comparatore". Esistono comparatori privati, ma l'obbligo di servizio pubblico impone il comparatore nazionale del mediatore energetico nazionale .
La diversità delle offerte contrattuali ha dato vita all'attività di broker energetico .
Tariffe elettriche regolamentateI consumatori in Francia hanno accesso alle tariffe definite dal governo, su proposta della Energy Regulatory Commission . Solo il fornitore storico ( EDF ) e le società locali di distribuzione di energia elettrica e gas sono tenuti a offrire queste tariffe.
Le tariffe di vendita regolamentate (TRV) dell'energia elettrica risultano dall'aggiunta:
Esistono diverse categorie di tariffe regolamentate:
| Tipo di sito (potenza sottoscritta P) | Prezzi |
|---|---|
| Piccoli siti: P <= 36 kVA | Tariffe blu |
| Siti medi: 36 kVA <P <= 250 kVA | Tariffe gialle |
| Grandi siti: P> 250 kVA |
|
Le tariffe regolamentate destinate ai consumatori professionali (tariffe “verdi” e “gialle”) sono scomparse da 1 ° gennaio 2016 ; EDF ha 220.000 clienti professionali in 430.000 siti, di cui 100.000 a tariffa verde e 330.000 a tariffa gialla. Da31 dicembre 2015, le 474.000 imprese, ospedali o enti locali aderenti alla tariffa gialla o verde di EDF (quelle con potenza sottoscritta superiore a 36 kVA ) hanno dovuto sottoscrivere un contratto di “offerta di mercato” con un fornitore di energia elettrica ai sensi delle regole di liberalizzazione del settore. A30 settembre 2014, solo il 16% dei 41.000 siti grandi (59% del loro consumo di 177 TWh ) e il 5% dei 443.000 siti medi (5% del loro consumo di 59 TWh ) sono già presenti nelle offerte di mercato. Alcuni enti locali (Comune di Parigi e Sipperec ) o ospedali (UniHA) hanno indetto un bando di gara. Secondo CRE , dodici fornitori di energia elettrica sono attualmente attivi sul mercato per i grandi professionisti in Francia, ma, secondo l'amministratore delegato di Engie Gérard Mestrallet , "il livello delle tariffe gialle e verdi per le aziende non ci consente di fatto di essere competitivi oggi" (rispetto a EDF).
La legge NOME prevede la progressiva evoluzione, entro lo stesso termine, della modalità di calcolo delle tariffe regolate secondo una metodologia denominata “cost stacking”. Queste tariffe regolamentate saranno costruite tenendo conto dell'aggiunta:
Inoltre, la legge NOME del 2010 prevedeva che le tariffe regolamentate, calcolate inizialmente in base ai costi dell'operatore storico EDF, fossero calcolate, al più tardi alla fine del 2015, in base ai costi dei fornitori alternativi (Direct Energie, Engie , Pianeta Sì, ecc.); questa modifica è stata applicata da1 ° novembre 2014, con il risultato di un aumento ridotto al 2,5% per i privati invece del 5% inizialmente previsto, e dell'1,5% nel 2015 e poi del 2% nel 2016, secondo la Energy Regulatory Commission (CRE), mentre il precedente metodo di calcolo avrebbe ha comportato un aumento del 6,7% per gli individui quest'anno. Questa riduzione degli aumenti limita il margine di manovra dei fornitori alternativi per competere con EDF con le offerte di mercato. Inoltre, il decreto recante modifica delle modalità di calcolo delle tariffe elettriche regolate, pubblicato su29 ottobre 2014, precisa che l'applicazione del nuovo metodo di calcolo sarà “subordinata alla presa in considerazione dei costi” di EDF. Questa menzione introdotta dal Consiglio di Stato è già oggetto di interpretazioni divergenti tra ministero e fornitori.
Il Consiglio di Stato ha deciso19 luglio 2017che il mantenimento di tariffe regolamentate per il gas naturale era contrario al diritto dell'Unione europea. Il ministro della Transizione ecologica e inclusiva Nicolas Hulot , ha ammesso durante un'audizione al Senato: “una volta o l'altra, bisognerà ottemperare alle ingiunzioni di Bruxelles sulle tariffe del gas e dell'elettricità. Ovviamente faremo in modo che ciò avvenga nel modo più indolore possibile” .
Dieci anni dopo l'apertura dei mercati del gas e dell'elettricità alla concorrenza per i privati, l'84% dei siti residenziali è ancora abbonato alla tariffa regolamentata di vendita dell'elettricità (TRV) di EDF e il 49% delle famiglie che utilizzano il gas ha ancora un contratto con il TRV di Engie. L'Associazione nazionale degli operatori al dettaglio di energia (ANODE) ha presentato un nuovo ricorso per l'abrogazione dei TRV e ha pubblicato un white paper che propone un calendario.
A fine 2017 i concorrenti di EDF avevano 5,8 milioni di clienti residenziali, ovvero una quota di mercato del 17,9%, contro i 26,5 milioni di EDF; nel 2017 EDF ha perso un milione di clienti residenziali aderenti alla tariffa regolata; EDF propone anche offerte di mercato scelte solo da 82.000 clienti residenziali.
A seguito dei negoziati del " trilogo " tra i rappresentanti del Consiglio, della Commissione e del Parlamento europeo, è stato raggiunto un accordo su19 dicembre 2018sugli ultimi due testi del “Clean Energy Package”, in discussione da due anni: gli Stati membri che ancora regolano le tariffe applicate alle famiglie potranno continuare a farlo, ma dovranno presentare una relazione che valuti i progressi fatto per porre un termine alla regolamentazione dei prezzi. Entro il 2025, la Commissione dovrà presentare una relazione sui progressi complessivi nell'UE, che potrebbe includere una proposta per porre fine alla regolamentazione dei prezzi.
A fine 2018 la tariffa blu regolamentata riguardava solo 25,6 milioni di famiglie, ovvero il 77,3% dei siti di consumo e solo il 34% dei consumi totali; in un anno sono usciti dalla tariffa regolata 900.000 clienti; la quota di mercato dei fornitori alternativi è aumentata di 4 punti raggiungendo il 21,9% e il 35% del consumo totale. EDF e gli ELD hanno iniziato a proporre offerte di mercato che rappresentano 272.000 clienti a fine 2018, contro gli 82.000 clienti a fine 2017 e il 31% dei consumi totali.
Le offerte del mercato elettrico hanno guadagnato 454.000 clienti (o 5,2%) nel 2019 e i fornitori alternativi hanno raggiunto una quota di mercato del 27,7% a fine anno. Questo lascia quasi 24 milioni di siti ancora alla tariffa regolamentata (o "tariffa blu") di EDF.
Prezzo di mercato dell'energia elettricaI prezzi di mercato risultano dalla somma:
Alla tariffa regolamentata e al prezzo di mercato vengono aggiunte diverse tasse:
Nonostante l'apertura alla concorrenza nel settore dell'elettricità, i prezzi dell'elettricità sono aumentati in modo significativo, aumentando di circa il 50% tra il 2007 e il 2020 secondo l'INSEE. Le principali cause di tale incremento risiedono nell'evoluzione normativa. In primo luogo, l'aumento del peso della tassazione, in particolare del CSPE , tassa destinata soprattutto a sostenere lo sviluppo delle energie rinnovabili; fino al 2016, spiega gran parte dell'aumento del budget dedicato all'elettricità, ma dal 2016 ha smesso di aumentare. Dal 2017 è subentrato il mercato della capacità ; destinato a remunerare l'"assicurazione anti blackout" rappresentata dalle capacità degli impianti controllabili, disponibili in qualsiasi momento a garantire l' adeguamento della domanda di energia elettrica , prezzi di capacità di mercato, pagate ai produttori di energia elettrica dai fornitori di energia elettrica , che poi li trasferiscono a le bollette dei consumatori, si sono moltiplicate per quasi quattro in quattro anni (circa 1,8 €/MWh nel 2017, quasi 6,5 €/MWh a gennaio 2021); inoltre, i Titoli di Risparmio Energetico (CEE), istituiti per obbligare i fornitori di energia elettrica a finanziare i lavori di riqualificazione energetica, sono trasferiti anche in bolletta ai consumatori; eppure il loro costo, ben al di sotto di 1 €/MWh fino al 2017, ha raggiunto i 5 €/MWh nel 2021. Infine, i costi di rete aumentano dell'1,4% annuo a causa degli investimenti per la connessione delle energie rinnovabili e dei terminali. i costi di approvvigionamento dei fornitori di energia elettrica sui mercati europei sono trainati dall'aumento dei prezzi delle quote di CO 2.
Tutti i nuovi fornitori che entrano nel mercato personale nel 2017 (tranne Butagaz e Cdiscount) offrono energia elettrica da fonti rinnovabili (idroelettrica, eolica o solare). EDF ha lanciato due offerte di mercato "verdi" nel mese di ottobre. Ad eccezione di EDF, la maggior parte di questi fornitori non produce da sé tutta la propria elettricità verde; acquistano certificati di garanzia di origine (CGO) rilasciati dai produttori. Per ogni kWh consumato, il cliente ha la certezza di produrre una quantità equivalente di energia elettrica di origine rinnovabile da qualche parte in Europa. Il prezzo è molto diverso a seconda della provenienza dell'elettricità “verde”: da poche decine di centesimi per megawattora per le grandi dighe del nord Europa a pochi euro/MWh per i piccoli produttori francesi. Circa 1,4 milioni di clienti residenziali sono in offerta green, ovvero il 5% dei volumi, mentre in Francia il 17% della produzione è di origine rinnovabile.
Nel mercato all'ingrosso, l'energia elettrica viene negoziata tra produttori, fornitori di energia elettrica e commercianti intermediari, prima di essere immessa in rete per i clienti finali (persone fisiche o imprese).
Ci sono borse, come EPEX SPOT per prodotti spot (Parigi) e EEX Power Derivatives France per prodotti futures (Lipsia). Gli scambi possono essere effettuati anche fuori borsa, direttamente o tramite un broker. Le transazioni non sempre comportano la consegna fisica, in quanto il prodotto può essere acquistato e poi rivenduto.
Ci sono due tipi di prodotti:
I prodotti sono inoltre differenziati a seconda che si tratti di energia elettrica di base (servita tutto l'arco della giornata e dell'anno) o di energia di punta (consegnata in momenti di maggiore consumo, cosa che può richiedere l'implementazione di specifiche capacità produttive).
Poiché i contratti futures costituiscono gran parte dell'offerta dei fornitori, i prezzi di vendita ai consumatori finali si basano più sui prezzi futures che sui prezzi spot .
Ad esempio, nel 2 ° trimestre 2011, sul mercato all'ingrosso intermediato , sono stati scambiati 163 TWh prevalentemente allo sportello in modalità sportello, 126 TWh fisicamente immessi nelle reti. I prezzi del giorno prima quotati su EPEX erano in media 49 €/MWh baseline e 61,2 €/MWh di picco, con picchi occasionali di quasi 300 €/MWh . Il prezzo a termine su un contratto futures è stato in media di € 59,5 /MWh .
Sotto l'effetto del calo dei prezzi della CO2e carbone, poi petrolio, i prezzi del mercato elettrico all'ingrosso sono scesi al di sotto del prezzo di ARENH (42 € / MWh ) dadicembre 2014, quindi a € 38 /MWh ingennaio 2015, e il prezzo forward per la consegna nel 2016 è di soli 37 €/MWh : in Germania il prezzo all'ingrosso è sceso addirittura sotto i 32 €/MWh ; nelnovembre 2014, gli acquisti da fornitori alternativi a EDF sono diminuiti di oltre la metà, a 15,8 TWh , contro i 36,8 TWh dell'anno precedente. Inoltre, poiché la tariffa regolata è stata in parte indicizzata al prezzo all'ingrosso dall'autunno 2014, tale tariffa è aumentata molto meno del previsto; questi cambiamenti stimoleranno la concorrenza e ridurranno la quota di mercato di EDF; i primi beneficiari sono i grandi industriali.
Tale riduzione dei prezzi è proseguita nel corso del 2015 e si è accentuata a fine anno. Nelgennaio 2016, il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica sul mercato a breve termine è stato di soli 28 €/MWh . Dal lato dell'offerta, è proseguita la caduta dei prezzi di petrolio, gas e carbone, che determinano largamente il costo della produzione di energia elettrica a livello europeo. Dal lato della domanda, il consumo di elettricità in Europa non è tornato al picco del 2006 e l'inizio dell'inverno 2015-2016 è stato mite. Il calo del prezzo all'ingrosso ha favorito fornitori alternativi di energia elettrica, aumentando la loro concorrenza con EDF. L'ordine di grandezza dell'impatto di questa diminuzione per EDF, se fosse mantenuto il prezzo di 28 €/MWh , sarebbe di 2 miliardi di euro all'anno.
Nell'autunno del 2016, i prezzi all'ingrosso sono aumentati notevolmente, raggiungendo i 275 € / MWh per la fornitura di base su3 novembre 2016alla consegna la settimana successiva, e anche oltre 500 €/MWh per picco di fornitura; tale incremento deriva dalle fermate eccezionali dei reattori nucleari ordinate dall'ASN per i controlli sugli apparati forgiati dall'AREVA: venti unità erano ancora ferme, per un totale di 20 GW , ovvero quasi un terzo della capacità nucleare; questi stop avevano portato i prezzi a 70 €/MWh a fine ottobre, e il forte calo delle temperature all'inizio di novembre ha amplificato questo aumento. I prezzi all'ingrosso per la consegna nel 2017 hanno raggiunto i 49 €/MWh , superando così il livello di ARENH (42 €/MWh ), che spingerà i concorrenti di EDF a rifornirsi da EDF in questo momento.
Dalla primavera del 2018 i prezzi all'ingrosso sono gradualmente aumentati; questo aumento ha accelerato durante l'estate, superando l'asticella dei 50 €/MWh , e insettembre 2018il prezzo per la consegna nel 2019 ha raggiunto 63 €/MWh ; questo sviluppo è fortemente correlato con l'aumento del prezzo delle quote di emissione di CO 2 : rimasto a lungo intorno ai 5 €, il prezzo per tonnellata di CO 2 raggiunto € 23,7 in settembre 2018, per effetto del meccanismo di stabilità destinato ad assorbire le quote.
La vendita diretta di energia elettrica (in inglese: PPA per "Power Purchase Agreement" ), molto diffusa negli Stati Uniti, inizia a svilupparsi in Francia: a giugno 2020, Auchan firma tre contratti di fornitura di energia elettrica verde direttamente con il proprio produttore: acquisto da Voltalia per 20 anni della produzione di due nuove centrali solari situate a Grasse (Alpes-Maritimes) e Martigues (Bouches du Rhône), con una capacità totale di 61 MW , e l'acquisto dal developer canadese Boralex e alla francese Eurowatt per l'energia elettrica prodotta da due impianti eolici che non beneficeranno più di un prezzo di acquisto garantito dallo Stato dal 2020 fino al 2023. Queste tre operazioni sono state concluse ad un prezzo compreso tra 40 e 50 euro per megawattora; copriranno il 16% del fabbisogno di Auchan, che si è posta l'obiettivo di raggiungere il 100% entro il 2030. Contratti simili sono già stati conclusi da SNCF e Crédit Mutuel Alliance Federal .
Secondo il barometro del mediatore nazionale dell'energia , pubblicato suottobre 2017, circa la metà dei residenti francesi non sa - nel 2017 - che è possibile cambiare fornitore di energia elettrica. Solo un terzo è a conoscenza del fatto che EDF ed Engie sono due società diverse e concorrenti.
Dopo Cdiscount, pioniere dell'e-commerce, altre aziende digitali , tra cui GAFA, potrebbero interessarsi al mercato elettrico, scuotendo il panorama competitivo dell'elettricità con un'abbondanza di offerte.
Con l'apertura del mercato alla concorrenza, il numero dei fornitori di energia continua ad aumentare: nel 2018 erano 31 , quasi tre volte di più rispetto al 2013. Aumentano i casi di abusivismo da parte dei fornitori di energia: secondo il mediatore energetico, il 56% dei francesi è stato contattato per un'offerta di gas o elettricità nel 2018, contro il 36% del 2017. Il mediatore ha individuato 1.416 controversie (controversie di abbonamento o denunce di pratiche commerciali) nel 2018. La propaganda telefonica è la maggioranza (circa il 70% dei contatti). Engie ed Eni guidano le denunce, con i tre quarti dei contenziosi tra loro. Nelottobre 2019, la Direzione generale della Concorrenza e del controllo delle frodi ha comminato a Engie una sanzione di 900.000 euro per “violazioni alle norme che disciplinano la propaganda”. Un'altra indagine è in corso: la DGCCRF ha fatto irruzione nei locali di Engie, Eni e undici società subappaltatrici specializzate nella vendita porta a porta.
A giugno 2020, il mediatore dell'energia ha segnalato un aumento del 35% tra il 2018 e il 2019 nelle controversie commerciali (promozioni abusive o fraudolente, problemi di fatturazione) tra i fornitori di elettricità e gas e i loro clienti privati. Nel 2019 i suoi servizi hanno ricevuto 1.883 contenziosi di vendita diretta, con un incremento del 65% in tre anni.
Nel 2019 Eni ha concentrato quasi una controversia su cinque sottoposta al mediatore, ovvero 329 controversie per 100.000 contratti gas o energia elettrica, quasi il 60% in più rispetto al 2018; Engie ha 96 controversie per 100.000 contratti e Total Direct Énergie ha 93 controversie .
Una direttiva europea derivante dal “Clean Energy Package” prevede che tutti i fornitori di energia elettrica con almeno 200.000 clienti propongano un'offerta a “prezzo variabile”, direttamente indicizzata al prezzo di mercato all'ingrosso: quando i prezzi salgono (in inverno o quando il vento tira meno attraverso le pale delle turbine eoliche), la bolletta si gonfia, e quando i prezzi scendono, la bolletta si riduce. Inizialmente previsto per il 2021, la sua entrata in vigore potrebbe avvenire già nel 2022; per la Commissione Europea, tali offerte incoraggerebbero i consumatori a ridurre il consumo di elettricità quando costa di più per soddisfare le esigenze di flessibilità delle reti in futuro. La prima di queste offerte è stata lanciata nel marzo 2021 dal fornitore di energia elettrica Barry, filiale della finlandese Fortum. Sia le associazioni dei consumatori che i fornitori di energia elettrica criticano questo sistema, temendo un aumento di contenziosi e bollette non pagate, nonché i pesanti investimenti informatici che comporta per i fornitori.
Il 16 giugno 2021 la Commissione di regolamentazione dell'energia (CRE) pubblica i termini e le condizioni che si applicheranno ai principali fornitori di energia elettrica francesi che, a partire da luglio 2023, dovranno proporre ai consumatori offerte indicizzate ai prezzi della fornitura di energia elettrica. sul mercato all'ingrosso: CRE ha deciso di imporre a queste offerte un price cap corrispondente al doppio del prezzo che un consumatore avrebbe pagato, ogni mese, se avesse optato per una tariffa regolamentata; inoltre, sarà "particolarmente vigile agli obblighi di informazione del consumatore, prima e durante la vita del contratto" . Tali obblighi saranno specificati con decreto ministeriale, previo parere della CRE.