Le marché français de l'électricité doit respecter plusieurs impératifs, dont bien sûr la couverture permanente des besoins de la population mais aussi l'exercice d'une libre concurrence entre les fournisseurs. Chacun de ses acteurs a un rôle précis à jouer afin de garantir la meilleure qualité de service.
Les producteurs d'électricité
Même si sa marge tend à se réduire d'année en année, la France continue à produire plus d'électricité (environ 570 TWh par an) qu'elle n'en consomme. La production d'électricité est certes ouverte à la concurrence, mais reste assez concentrée : l'opérateur historique EDF conserve en effet la propriété du parc de centrales nucléaires qui existait avant la libéralisation du marché, et qui continue à représenter près de 77 % de la production totale d'électricité dans notre pays.
Pour autant, d'autres entreprises disposent de sites de production dans le domaine de l'électricité thermique (à partir de fioul, gaz naturel ou charbon), de l'hydroélectricité ou d'autres sources d'énergie renouvelable (parcs éoliens et photovoltaïques). Engie dispose par exemple de centrales gaz à cycle combiné, et aurait même l'ambition d'investir à terme dans de nouvelles centrales nucléaires. Gaz Électricité de Grenoble, de même, possède une production hydroélectrique autonome.
Les importateurs et exportateurs d'électricité
Le solde exportateur d'électricité de la France, qui était encore de 76 TWh en 2002, n'atteignait plus que 47,2 TWh en 2013. Cette diminution de l'autonomie énergétique du pays résulte de plusieurs facteurs : l'absence de mise en chantier de nouvelles centrales nucléaires dans les années 2000 et la progression très lente des énergies renouvelables ne suffisent pas à compenser l'augmentation continue de la consommation des ménages.
La qualité des interconnexions avec les pays frontaliers connaît une amélioration constante, par l'effet de la politique européenne de l'énergie qui vise à mieux répartir les capacités de production à l'échelle continentale. La France reste nettement exportatrice vis-à-vis de la majorité de ses pays voisins, et notamment du Royaume-Uni (+10,5 TWh en 2013), de l'Italie (+15,4 TWh) et de la Belgique (+12,9 TWh). La seule exception, depuis 2004, concerne l'Allemagne (-9,8 TWh) qui tire notamment parti de ses parcs éoliens très développés (10 % de son mix énergétique) pour exporter son surplus par période de grands vents. Les deux plus importants producteurs y sont E.ON et RWE.
Le gestionnaire du réseau de transport
Depuis les sites de production situés en France ou les interconnexions transfrontalières, le transport de l'énergie électrique est tout d'abord assuré sur un vaste réseau composé de quelques 100 000 kilomètres de lignes à haute tension (entre 63 000 et 400 000 volts). Ces « autoroutes de l'électricité » font l'objet d'un monopole : elles sont donc gérées et entretenues par un seul gestionnaire du réseau de transport (GRT), sur l'intégralité du territoire : il s'agit de Réseau de Transport d'Électricité (RTE).
Bien qu'étant une filiale directe de l'opérateur historique EDF, RTE a l'obligation d'assurer un service neutre et de garantir un accès à ses réseaux pour tous les fournisseurs alternatifs, quels qu'ils soient. Il est également chargé de réaliser les investissements nécessaires pour développer le réseau ou le sécuriser, tout en intégrant les contraintes liées à la préservation de l'environnement. RTE se rémunère en percevant un tarif d'utilisation du réseau de transport, intégré dans la facture du client et dont le montant est fixé par la Commission de Régulation de l'Énergie.
Les gestionnaires du réseau de distribution
En bout de chaîne, l'énergie électrique quitte le réseau de transport pour être injectée dans un réseau local de distribution à moyenne ou basse tension, qui dessert directement le compteur de chaque consommateur. La mission de gestionnaire du réseau de distribution (GRD) est assurée sur 95 % du territoire par Électricité Réseau Distribution France (ERDF), qui gère et entretient à lui seul environ 1,2 million de kilomètres de lignes électriques à travers tout le pays. Sur les 5 % restants du territoire, et souvent pour des raisons historiques, la tâche est dévolue à une autre « entreprise locale de distribution » (ELD), comme par exemple UEM à Metz ou différentes régies d'électricité (Thônes, Loos, Hagondange, Tignes…).
Chaque GRD exerce un monopole sur son territoire de compétence. Il est chargé de veiller à la qualité constante de l'alimentation, d'assurer tous types de dépannage, de mettre en service le compteur et de le relever régulièrement. Son activité est rémunérée par l'intermédiaire du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE).
Les fournisseurs d'électricité
Depuis la libéralisation du marché de l'électricité en 2007, les clients particuliers disposent d'alternatives plus nombreuses pour leurs contrats. Ils sont libres, tout d'abord, de conserver un abonnement aux tarifs réglementés auprès du fournisseur historique EDF, qui est le seul à pouvoir les proposer.
Mais l'autre solution consiste à souscrire une offre en tarif libre auprès d'EDF ou de l'un des opérateurs alternatifs qui se sont développés sur le marché, comme Engie, Direct Energie ou Lampiris, tous concurrents d'EDF. Les fournisseurs ont pour fonction de commercialiser et de facturer à chaque client l'électricité consommée : ils sont donc son interlocuteur principal.
À noter que certains fournisseurs, au premier rang desquels EDF, ont une organisation verticale et intégrée : ils produisent eux-mêmes leur électricité. D'autres se contentent de l'acheter à un producteur tiers, dans le cadre d'un contrat de gré à gré ou via une transaction de marché, puis de la revendre à leurs propres clients.
Afin de compenser l'avantage concurrentiel dont bénéficie EDF avec son parc nucléaire, la loi impose désormais à l'opérateur historique de revendre une partie de son électricité nucléaire aux fournisseurs alternatifs à un tarif réglementé, appelé « accès régulé à l'énergie nucléaire historique » (ARENH).