Le prix de l’électricité s’envole : merci la Commission Européenne.

Le TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité) est le tarif payé par tous les utilisateurs des réseaux publics de transport et de distribution et vise à couvrir les coûts du distributeur dès lors qu’ils correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace.

Ce tarif est révisé tous les 4 ans par la CRE (Commission de Régulation de l’Energie) , soit à la demande d’EDF pour y inclure des coûts d’entretien et de modernisation du réseau électrique, soit à la demande des fournisseurs alternatifs qui dénoncent que le prix ne reflète pas celui du marché européen. Le dernier TURPE 6 a été publié le 23 avril 2021 au Journal Officiel. Les grilles tarifaires sont applicables à compter du 1ier août 2021.

Ce tarif unique comporte trois composantes principales : le soutirage (CS), la gestion (CG) de la clientèle et le comptage (CC). Il reflète ainsi les coûts engagés par les gestionnaires des réseaux et inclut une rémunération de leurs investissements.

Il est a mentionner que certaines grilles tarifaires, associées au compteur Linky, comportent quatre options : Haute Saison avec HP/HC et Basse Saison avec HP/HC, dont les prix baisses sur les 4 ans, alors que la CRE prévoit une augmentation moyenne de 1,2% par an.

Dans l’exemple traité ci-dessous, le prix TTC du TURPE se compose de 20% pour l’abonnement, 40% pour la consommation et 40% pour les taxes (sur lesquelles on repaye de la TVA). Ainsi entre 2019 et 2023 le prix du TURPE augmentera de 10%, auquel il faudra rajouter l’augmentation de la part des distributeurs.

La Commission Européenne a imposée à EDF depuis 2007 d’ouvrir à la concurrence le marché français dans le but d’offrir une offre plus attractive pour les clients. Au final le prix à la consommation de l’électricité n’a cessé d’augmenter, pour que les fournisseurs alternatifs puissent générer suffisamment de revenus, selon l’article du Journal Economique du 03/02/2021 « EDF : l’ouverture à la concurrence fait grimper les prix » .

Sous la pression de la Commission Européenne, EDF a dû présenté un projet de « restructuration », ou plutôt un projet de démantèlement, nommé Hercule, ou Grand EDF. Paris et Bruxelles n'étant pas d'accord sur la nouvelle organisation du fournisseur historique d’électricité EDF, la situation est pour l'instant bloquée.

A croire que la Commission Européenne fait tout pour mettre EDF en difficulté financière, pour favoriser les distributeurs alternatifs, en leur permettant d’acheter un quart de la production nucléaire d’EDF, soit 100 TWh/an, au prix de 42 €/MWh.

La mise en place du dispositif ARENH résulte d’un engagement de l’Etat français auprès de la Commission Européenne qui a été instauré par la loi NOME (loi portant Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) du 7 décembre 2010, et qui prendra fin en 2025.

Les fournisseurs alternatifs, qui n’ont que des productions d’électricité intermittente, sont très friands d’acheter de l’électricité ARENH à 42 €/MWh, alors que le prix du marché s’établissait aux environs de 50 €/MWh en début d’année, a atteint 222€/MWh le 8 décembre 2021.

En 2020, les 73 fournisseurs alternatifs avaient demandés 147 TWh. En 2021 le nombre de fournisseurs alternatifs est passé à 83, sans pour autant exprimer plus de besoin. En 2022 la demande explose à 160 TWh.

La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) repartira la demande ARENH entre tous les demandeurs de tel sorte que la demande soit écrêtée à 100 TWh, ce qui obligera les distributeurs alternatifs à acheter de l’électricité sur le marché au prix fort, ce qui va entraîner des faillites pour les distributeurs, comme Hydroption, pour lequel le gouvernement vient de demander à EDF d’assurer la continuité d’approvisionnement des clients professionnels.

Etait t’est-il raisonnable que la CRE laisse autant de distributeurs alternatifs, dont le métier n’était pas l’énergie électrique, mais plutôt le boursicotage, se lancer sur le marché de la distribution d’électricité ?.

L’électricité fait l’objet d’un incessant équilibrage, en temps réel, entre la production et la consommation, ce qui occasionne des échanges d’électricité entre les pays de l’UE. Ces échanges, sur le marché Spot, sont réglementés par la commission Européenne, pour prendre en compte d’une part du prix de la tonne de CO2 sur le marché du carbone européen, et d’autre part du prix de la production électrique de l’UE. Sur cette « bourse » de l’électricité, un premier marché dit « Day-ahead » permet de vendre des blocs horaires pour le jour suivant, et un autre dit « intraday » permet d’ajuster des offres jusqu’à 5 minutes avant la livraison.

Le principe retenu par la Commission Européenne pour déterminer le prix de l’électricité en Europe est le suivant : c’est le coût de la dernière centrale activée, pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande, et par conséquent il s’agit la plupart du temps d’une centrale thermique qui fonctionne au charbon ou au gaz.

Sur le marché Spot en France, alors que le prix de l’électricité oscillait entre 40 et 100 €/MWh depuis le début de l’année 2021, il s’est installé au-dessus de 100 € début septembre et s’est établi autour de 200 € à partir d’octobre, pour atteindre 600 € en décembre, comme le montre ci-dessous le site Eco2mix de RTE. Le 21 décembre le prix en France était entre 330 et 620 €/MWh, alors que le 28 décembre le prix était entre 15 et 145 €/MWh.

La production d’électricité en France est à 92,5% décarbonée, mais notre pays subit les conséquences du mécanisme européen de fixation des prix basé sur les cours du charbon et du gaz et sur les prix de la tonne de CO2.

Dans un article « Les Echos » du 26 septembre 2021, le ministre de l’Economie Bruno Le Maire, comptait bien saisir l'occasion d'une rencontre avec ses homologues européens, pour mettre sur la table l'idée de la révision d'un mécanisme des prix de l'énergie qu'il juge « obsolète ».

En attendant le gouvernement peut agir sur un autre levier, celui de la TVA par exemple. Le taux actuel est de 5,5% sur l'abonnement et de 20% sur la part proportionnelle. Une baisse de cette taxe (comme en Espagne) pourrait être rapidement mise en place d'autant plus que la Commission Européenne se dit ouverte à examiner ce type d’outil.

Composition du TURPE pour l’option HC/HP

L’exemple suivant se base sur une puissance souscrite de 9 kVA avec une consommation annuelle de 5 000 kWh répartie à 50% en Heure Pleine et à 50% en Heure Creuse, avec le tarif Moyenne Utilisation à Différentions Temporelle (MU DT).

La composante de soutirage (CS) se décompose en une partie fixe par KVA souscrit (b x P), et une partie proportionnelle à la consommation (c1 x HP + c2 x HC).

La taxe CTA (Contribution Tarifaire d’Acheminement d’Electricité) est un pourcentage, fixé par la CRE, de l’acheminement (part puissance + CG + CC), permet de financer les retraites des personnels relevant du régime des industries électriques et gazières, sur lequel il est appliquée une TVA à 5,5%.

La taxe TCFE (Taxe sur la Consommation Finale d’Electricité) est reversée aux communes, aux départements et aux établissements publics de coopérations intercommunales. Elle est constituée du produit d’un coefficient fixe par la CRE par la somme des contributions de la commune et du département du point de livraison. Dans l’exemple ci-dessous la contribution de la commune est de 8 et celle du département est de 4,25. Cette taxe est affublée d’une TVA à 20%.

La taxe CSPE (Contribution au Service Public d’Electricité) est de 22,50 € HT par MWh, est affublée d’une TVA à 20%. Cette taxe est destinée à soutenir les énergies renouvelables ainsi qu'à l'obligation d’achat, par la Commission Européenne, de l'électricité qui s'y attache. Voir l’article « Le prix de l’électricité s’envole : le renouvelable en cause » .