Accès régulé à l’énergie nucléaire : de l'ARENH à l'AREN ?

La loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité) de 2010 a mis en place le mécanisme dit de l’ARENH (accès régulé à l’énergie nucléaire historique) qui permet, depuis mi-2011, aux concurrents d’EDF d’acheter à prix coûtant un volume de 100 TWh d’électricité nucléaire, soit environ 25% de la production française de nucléaire de l’époque, ceci jusqu’en 2025.

L’objectif était de permettre aux fournisseurs alternatifs, concurrents d’EDF, qui produisaient de l’électricité thermique, à l’époque plus coûteuse, ou qui achetaient de l’électricité sur le marché de gros à un prix supérieur au coût du nucléaire, de pouvoir concurrencer EDF en proposant des offres à des prix proches de ceux de l’opérateur historique.

Le mécanisme a bien fonctionné et tous les opérateurs considèrent que cela a permis à ces entrants de gagner des parts de marché. Mais aujourd’hui certains voudraient le renforcer tandis que d’autres, et notamment EDF, souhaitent le supprimer.

Un facteur de stabilité du prix

Lorsque les prix du marché de gros se sont effondrés à la suite de la baisse des coûts de l’électricité thermique et à l’injection d’électricité renouvelable financée hors marché un peu partout en Europe, les entrants ont préféré acheter leur électricité sur le marché de gros, délaissant le recours à l’acquisition d’ARENH. Ce fut notamment le cas en 2016. L’ARENH est en quelque sorte une « option gratuite », l’acheteur potentiel utilisant comme il l’entend cette option, sans contrepartie pour EDF en cas de renoncement. Il faudrait au minimum que cette option ne soit plus gratuite et que l’acheteur paie une prime, même modeste.

C’est fin 2018 seulement que la demande d’ARENH pour 2019 a, pour la première fois, dépassé le plafond de 100 TWh, du fait d’une anticipation à la hausse des prix de gros, obligeant la Commission de régulation de l’énergie (CRE) à réduire les demandes de chacun pour rester dans le volume prévu par la loi. La hausse du prix de l’électricité sur le marché de gros s’explique par la forte augmentation du prix du carbone sur le marché européen des quotas (le prix de la tonne de CO₂ étant passé de 8 à 25 euros environ en très peu de temps), ainsi que la remontée des prix du pétrole sur les marchés internationaux.

La demande d’ARENH pour 2020 atteint 147 TWh...

La demande d’ARENH était de 133 TWh pour 2019 et les « entrants » n’ont obtenu que 75% du volume souhaité en vertu de la règle dite du prorata. Les choses se sont aggravées ces dernières semaines car la demande d’ARENH pour 2020 atteint maintenant 147 TWh et la CRE a été obligée d’utiliser la même règle du prorata pour réduire les prétentions de chacun des 73 demandeurs qui ont ainsi obtenu 68% seulement du volume d’ARENH demandé.

Ces entrants devront donc acheter le complément sur le marché de gros de l’électricité, ce qui devrait accroître le prix payé par le consommateur final si ce prix de gros est, comme c’est probable, supérieur au niveau de l’ARENH. Le nucléaire historique, parce qu’il est amorti en grande partie, est un facteur de stabilité du prix de l’électricité payé par le consommateur final lorsque les prix de l’électricité observés sur le marché de gros ont tendance à monter.

La fin de cette régulation asymétrique ?

Les concurrents d’EDF demandent que le volume de 100 TWh soit augmenté à 150 TWh, ce qui reviendrait à accroître la part d’ARENH bien au-delà de 25% puisque la production nucléaire a déjà et aura de plus en plus tendance à baisser en volume du fait de la fermeture programmée de certaines centrales nucléaires.

Un amendement est passé en ce sens au parlement, mais le Conseil constitutionnel, saisi par certains sénateurs, a formulé des réticences lors de la décision rendue le 7 novembre 2019. Il justifie le mécanisme mais demande que le prix de l’ARENH soit révisé pour tenir compte de l’évolution du coût du nucléaire. Le producteur EDF demande en effet la revalorisation du niveau de l’ARENH au-delà du prix de 42 euros par MWh qui est le prix en vigueur depuis début 2012.

D’une certaine façon, ce mécanisme d’ARENH constitue une régulation asymétrique en ce sens qu’elle revient à pratiquer une forme de discrimination positive en faveur des entrants. L’opérateur historique considère qu’avec un prix de marché compétitif égal voire inférieur au niveau de l’ARENH, le recours facultatif et discrétionnaire à ce mécanisme, qui est un privilège des concurrents d’EDF, est devenu un avantage injustifié en faveur de ces concurrents, et ce d’autant que les contraintes croissantes de sûreté imposées par l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire) engendrent des coûts supplémentaires qui devraient déboucher a minima sur une revalorisation du niveau de l’ARENH.

À cela s’ajoute le fait que, souvent, le nucléaire est évincé du marché par les renouvelables dont le coût marginal est proche de zéro, ce qui n’est possible que parce que les coûts fixes de ces renouvelables demeurent subventionnés hors marché. Et plus le nombre d’entrants va croître, plus la demande d’ARENH va augmenter, réduisant d’autant la part de marché d’EDF. L’opérateur historique se trouve ainsi menacé d’une « spirale de la mort » en aidant ses concurrents à l’évincer progressivement du marché.

Faut-il dès lors maintenir un tel système ou le supprimer avant l’heure en tenant compte du fait que les entrants détiennent maintenant plus du tiers des ventes d’électricité en volume en France ?

De l’ARENH à l’AREN ?

Si l’on maintient ce mécanisme, il paraît équitable d’accroître simultanément le prix de l’ARENH pour tenir compte des coûts supplémentaires supportés par le nucléaire historique depuis 2012. Le mieux sans doute serait de le supprimer puisque la concurrence est maintenant une réalité si l’on en juge par la part de marché des entrants (35%), la force de vente de ces entrants (Total par exemple), et le nombre de clients qui quittent EDF chaque année (plus de 100 000 par mois). On peut enfin profiter de l’occasion pour faire d’une pierre deux coups en sanctuarisant la production nucléaire dans une société en totalité contrôlée par l’État, dont le prix de vente serait régulé par les pouvoirs publics (la CRE en l’espèce).

Le volume de l’ARENH serait ainsi porté à 100% et tous les fournisseurs d’électricité (EDF comme les entrants) pourraient en acquérir en fonction de leur portefeuille de clients, avec des clefs équitables de répartition lorsque la demande serait supérieure à l’offre. L’ARENH deviendrait l’AREN car le nouveau nucléaire serait lui aussi concerné. Cela reviendrait à scinder EDF en deux sociétés, l’une totalement publique et régulée, l’autre partiellement publique et davantage intégrée aux mécanismes de marché.

C’est la solution qui semble retenue par les pouvoirs publics avec le projet « Hercule » (EDF bleue et EDF vert). Certains y voient toutefois un risque de sortie progressive du nucléaire (la société publique étant chargée de gérer des actifs échoués, c’est-à-dire rendus obsolètes par une nouvelle législation), d’autres un risque de privatisation croissante des activités non nucléaires d’EDF. Derrière la bataille de l’ARENH se profile donc un autre enjeu, celui d’une restructuration du paysage électrique français.