Communication de la Commission de régulation de l’énergie sur les Virtual Power Plants 

(VPP) mis en oeuvre par EDF et leur évolution vers un programme régulé de mise à 

disposition d’électricité sur le marché de gros 

Dans sa décision du 7 février 2001 autorisant la prise de contrôle par EDF de l’opérateur allemand 

EnBW, la Commission européenne a imposé à l’opérateur français de mettre en vente une partie de sa 

production d’électricité sur le marché de gros français pendant une durée minimale de 5 ans, afin 

d’ « éliminer le renforcement de la position dominante d'EDF sur le marché des clients éligibles 

français ». Cette première période d’engagement étant révolue, la question de l’arrêt ou la poursuite 

d’un tel dispositif de Virtual Power Plants (VPP) se pose aujourd’hui. 

Par ailleurs, la Direction générale de la concurrence de la Commission européenne a rendu public, le 

16 février 2006, un rapport préliminaire sur l’enquête qu’elle mène depuis le 13 juin 2005 sur les 

secteurs de l’électricité et du gaz. Dans ce rapport, la Commission a évoqué « un recours plus 

systématique à des programmes régulés de mise à disposition d’électricité et de gaz, destiné à atténuer 

les effets de la concentration amont des marchés et à injecter de la liquidité sur les marchés, et sur 

toute autre mesure permettant de réduire les effets de la concentration »1. 

Dans ce contexte, et compte tenu de l’impact que pourrait avoir l’évolution ou la fin du dispositif VPP 

sur le bon fonctionnement du marché français, la CRE a souhaité préciser sa position sur la mise en 

oeuvre d’un programme régulé de mise à disposition d’électricité par EDF sur le marché de gros 

français. 

A cette fin, la CRE a lancé le 15 décembre 2005 une consultation publique sur le dispositif de VPP 

mis en oeuvre en France depuis 2001. Les contributeurs étaient invités à se prononcer sur l’effet de ce 

dispositif sur le marché français et la nécessité, pour le bon fonctionnement du marché, d’un système 

de mise à disposition d’énergie ou de capacités de production par EDF. Vingt-trois acteurs ont 

répondu à cette consultation et douze d’entre eux ont été auditionnés par la CRE. 

L’EVOLUTION DE LA STRUCTURE DU MARCHE FRANÇAIS DE L’ELECTRICITE 

Depuis 2001, la structure des marchés « amont » (production et importations) est restée stable ; EDF 

dispose toujours de 87 % de la puissance installée en France. En revanche, sur la même période, la 

structure des marchés « aval » (consommation des sites éligibles, pertes des gestionnaires de réseaux, 

exportations) s’est considérablement transformée, avec en particulier un doublement de la taille du 

marché des clients éligibles. 

La très forte concentration des marchés amont, conjuguée à l’ouverture des marchés aval, 

génère pour les opérateurs alternatifs des difficultés pour assurer l’approvisionnement de leurs 

clients. 

 Traduction de la CRE. Texte d’origine : “A possible more generalised use of gas and electricity release 

programmes under regulation, in order to reduce the effect of concentration in the upstream supply level and 

inject liquidity into the market, as well as other measures reducing the effects of concentration” 

Ainsi, en 2005, les opérateurs alternatifs ont fourni 69,3 TWh aux gestionnaires de réseau et aux 

clients éligibles. Ces volumes augmenteront d’au moins 10 TWh en 2006 avec la seule consommation 

des clients acquis en 2005. L’année dernière, ces opérateurs ont disposé de 77 TWh de production en 

France : leur propre production, pour 25,2 TWh, des accords de participation avec EDF, pour 8,5 TWh 

et les VPP, pour 43,3 TWh (soit 95 % de la capacité de VPP dont ils disposaient). 

Les ressources de production des opérateurs alternatifs leur permettent donc de couvrir leurs 

engagements actuels vis-à-vis de leurs clients, mais pas la croissance attendue de leur activité. 

Enfin, la liquidité du marché de gros français sur les produits à terme est restée très faible depuis 2001. 

Selon le rapport précité de la Direction générale de la concurrence de la Commission européenne, le 

rapport entre le volume annuel des transactions sur le marché français à terme et la consommation 

nationale est 7 fois inférieur à celui observé sur le marché allemand. 

LES ENSEIGNEMENTS ESSENTIELS DE LA CONSULTATION PUBLIQUE 

A l’exception de deux opérateurs historiques ayant répondu à la consultation et d’un client industriel, 

tous les contributeurs considèrent qu’un programme régulé de mise à disposition d’électricité par 

EDF est nécessaire au bon fonctionnement du marché de gros français et au développement de la 

concurrence sur le marché de détail. 

Ces deux opérateurs historiques, qui sont soumis dans leur pays d’origine à des dispositifs de VPP, 

considèrent qu’un tel programme est peu adapté aux besoins des acteurs du marché et moins efficace 

que le libre fonctionnement du marché. 

Parmi les systèmes envisageables, le dispositif de VPP mis en oeuvre par la Commission européenne 

est considéré par presque tous les fournisseurs et négociants comme un moyen efficace d’atteindre ces 

objectifs, sous réserve de certains ajustements. Les clients industriels et un fournisseur considèrent, 

toutefois, que les VPP n’ont pas démontré leur utilité, car ils n’ont pas permis aux clients finals de 

bénéficier d’offres de fourniture à des prix inférieurs à ceux du marché de gros 

LA POSITION DE LA CRE 

Le bon fonctionnement du marché suppose que les fournisseurs et les négociants puissent se procurer, 

en quantité suffisante, les produits nécessaires à leur activité. 

A défaut de mesure structurelle telle que la cession d’actifs de production par EDF, la CRE est 

favorable à l’existence d’un programme régulé de mise à disposition d’électricité par EDF sur le 

marché de gros français. Un tel programme, mis en oeuvre selon des modalités analogues aux VPP 

décidés par la Commission européenne, constitue un remède efficace pour réduire les effets de la 

concentration de la production et accroître la liquidité du marché de gros pour les produits à terme. 

• UNE CAPACITE MISE EN VENTE DOUBLEE 

La capacité mise en vente doit offrir aux opérateurs alternatifs une source d’approvisionnement leur 

permettant de développer leur activité sur les marchés déjà ouverts, puis d’entrer sur le marché des 

clients résidentiels le 1er juillet 2007. Elle doit également réduire l’effet de la forte intégration verticale 

du marché français, en contraignant EDF à offrir sur le marché de gros une partie de l’énergie produite 

pour ses propres clients. 

Dans sa décision du 7 février 2001, la Commission européenne estime que « l'accès à 6 000 MW de 

capacité de production », en permettant à « environ un tiers du marché éligible [d’être] approvisionné 

par des concurrents avec de l'électricité produite en France », était propre à éviter « le renforcement 

de la position dominante d'EDF sur le marché des clients éligibles français ». 

Le volume du marché des clients finals éligibles était, en 2001, de 130 TWh annuels ; il est de 300 

TWh depuis 2004 et s’établira, en 2007, à environ 460 TWh. La CRE considère, donc, que, pour 

accompagner l’ouverture des marchés, et en l’absence d’évolution de la structure du marché de la 

production, il est nécessaire de doubler la capacité mise en vente en passant de 6 000 MW à 

12 000 MW. Cette capacité devra, par la suite, être majorée pour permettre l’ouverture effective 

du marché des clients résidentiels. 

• UN PORTEFEUILLE DE PRODUITS ELARGI ET DES PRIX INDEXES 

Dans le dispositif VPP actuel, le produit Base est représentatif du fonctionnement économique d’une 

centrale nucléaire. Le prix d’exercice du produit Pointe ne correspond pas au coût variable de 

production d’une filière de pointe spécifique (charbon ou fioul). Le produit PPA n’est pas optionnel. 

Les produits Pointe et PPA ne sont, donc, pas des centrales électriques virtuelles. 

Les produits proposés doivent consister en des droits de tirage, par nature optionnels, sur le parc de 

production d’EDF. Les produits doivent offrir une gamme de prix d’exercice représentatifs des 

coûts variables de production respectifs de centrales nucléaires, au charbon et au fioul, afin de 

permettre à leurs acquéreurs de concurrencer EDF sur ces trois filières de production, sur lesquelles 

l’opérateur est dominant. 

Compte tenu de la forte variabilité des prix des combustibles, en particulier fossiles, ces prix 

d’exercice doivent évoluer trimestriellement, par une indexation transparente basée sur des 

indices standard de prix des combustibles et des permis d’émission de CO2 pour les filières autres que 

nucléaire. 

• L’ALLONGEMENT DES DUREES DES CONTRATS 

Les durées des contrats mis en vente aujourd’hui s’échelonnent entre 3 et 36 mois, pour les produits 

Base, comme pour les produits Pointe. 

Dans le programme proposé, les durées des contrats doivent s’établir à : 

- 3 mois à 15 ans ou plus, pour les produits simulant l’économie de centrales nucléaires, 

afin de répondre, en particulier, aux besoins des industriels électro-intensifs et des 

fournisseurs ; 

- 3 mois à 5 ans ou plus, pour les produits simulant l’économie de centrales utilisant des 

combustibles fossiles. 

La majeure partie de la capacité mise en vente doit être réservée aux contrats de durée 

supérieure à un an. 

• UN PROGRAMME REGULE 

Le programme proposé doit être régulé ex ante. Les acteurs du marché doivent être impliqués 

dans la définition et l’évolution du programme. 

• DES MODALITES D’ATTRIBUTION SEPARANT LES CONTRATS DE COURTES ET LONGUES DUREES 

Les modalités d’enchères du dispositif VPP, en liant entre eux les prix de vente des produits de 

différentes durées, répercutent indûment les tensions sur les marchés de court terme sur le prix des 

produits de long terme, rendant ces derniers peu attractifs. 

2 EDF met en vente des produits Base, Pointe et PPA : 

- les produits Base et Pointe, vendus pour des durées de 3, 6, 12, 24 et 36 mois, sont optionnels ; leur 

prime fixe est déterminée par enchères ; le prix d’exercice des produits Base est de 8 €/MWh, celui des 

produits Pointe a évolué au fil du temps ; initialement de 23 €/MWh, il s’élève à 55 €/MWh à partir de 

mars 2006 ; 

- les produits « PPA », fermes, modélisent la production par cogénération ; ils sont livrés du 1er novembre 

au 31 mars. 

Les modalités d’attribution ne doivent pas lier entre eux les prix des produits ; les différentes 

durées doivent en particulier être vendues séparément. 

• LE RESPECT DE L’ANONYMAT 

Dans le dispositif actuel, EDF connaît, après chaque enchère, l’identité des acheteurs et les capacités 

qu’ils ont acquises. 

Le programme proposé doit assurer l’anonymat des acheteurs de VPP pendant les enchères, à la 

fin de celles ci et lors des déclarations quotidiennes d’utilisation des capacités acquises. 

L’organisation des transactions doit, donc, faire appel à une méthode standard permettant à EDF de 

couvrir son risque de contrepartie, tout en garantissant l’anonymat des acheteurs, telle que le recours à 

une chambre de compensation. 

• DES MODALITES D’UTILISATION ADAPTEES 

Les acquéreurs de capacités VPP doivent communiquer la veille pour le lendemain l’utilisation qu’ils 

souhaitent faire de leurs capacités (« nominations »). Aujourd’hui, les acheteurs ne disposent pas 

toujours d’un temps suffisant entre la publication des prix sur le marché organisé Day Ahead et l’heure 

limite de transmission de leurs nominations. 

L’heure limite de transmission des nominations la veille pour le lendemain doit être fixée à 

12h30 au plus tôt. 

Fait à Paris, le 16 mars 2006 

Pour la Commission de régulation de l’énergie, 

Le président 

Jean SYROTA