Quelles solutions pour financer le nouveau nucléaire et les renouvelables ?

Le coût moyen actualisé du MWh (LCOE en anglais) est le critère traditionnel qui permet de sélectionner les meilleurs investissements pour produire l’électricité. Le coût marginal du MWh est le critère qui permet de sélectionner l’ordre d’appel des centrales une fois le parc en exploitation.

Le prix du MWh sur le marché de gros européen de l’électricité (qui est un marché de gros avec enchères à prix-limite) est calé sur le coût de fonctionnement de la dernière centrale appelée pour couvrir la demande (celle-ci est dite « marginale » et c’est souvent une centrale à gaz), donc en pratique souvent au coût du gaz nécessaire pour produire un MWh d’électricité. Si tel n’était pas le cas, le propriétaire de la centrale refuserait de la déclarer disponible.

Tous les participants aux enchères sur le marché de gros perçoivent ce prix-limite et la rente différentielle (prix du marché moins coût de fonctionnement) qu’ils reçoivent lorsque leur centrale est dite « infra-marginale » (donc moins coûteuse que la centrale marginale) leur permet de financer les coût fixes de nombreux investissements. Encore faut-il que cette rente soit suffisante pour couvrir ces coûts fixes, ce qui n’a pas été le cas entre 2010 et l'automne 2021. Le prix du marché n’était pas suffisamment rémunérateur pour couvrir le coût moyen (coût variable + coûts fixes) de la plupart des centrales appelées.

Depuis fin 2021, avec l’envolée des prix du gaz, le coût marginal, et avec lui le prix d’équilibre sur le marché de gros européen de l’électricité, sont devenus très supérieurs au coût moyen du parc en exploitation, ce qui a engendré des rentes différentielles exorbitantes pour de nombreux producteurs.

Cette tendance va-t-elle se maintenir ou faut-il s’attendre à une inversion des courbes ? Cette forte volatilité des prix et l’incertitude qui en découle constituent un handicap pour les investisseurs dans un contexte où il faut en même temps financer la prolongation du parc nucléaire existant, investir dans de nouveaux moyens de production nucléaires et renouvelables et réformer le mécanisme de l’ARENH dont l’échéance approche (fin 2025).

Il est clair, au vu des récentes propositions de la Commission européenne de mars 2023⁽¹⁾, qu’une remise en cause du marché de gros européen de l’électricité n’est pas à l’ordre du jour. On peut seulement envisager des mécanismes correctifs permettant de limiter la volatilité des prix et conduisant à donner aux investisseurs et aux consommateurs une meilleure visibilité sur le long terme. Pas question par conséquent d’envisager la mise en œuvre d’un Acheteur Unique ou a fortiori d’un retour au monopole public intégré. La concurrence doit rester la norme mais elle peut s’accommoder de contrats de long terme, sous certaines conditions du moins.

Les solutions en compétition

Il existe aujourd’hui six solutions en compétition, qui méritent d’être évaluées à travers cinq critères : les risques pour le producteur, les risques pour le consommateur, les risques pour l’Etat, la validité au regard du droit européen de la concurrence et l’impact sur le fonctionnement du marché de gros. La question centrale est de savoir si ces solutions sont réservées aux investissements nouveaux (nucléaire et renouvelables) ou si elles peuvent s’appliquer aussi aux actifs existants (notamment au parc nucléaire historique, ce qui est une question importante dans le cadre de la réforme de l’ARENH).

1. Le Contrat pour Différence classique (CfD, Contract for Differences unilatéral)
   ;
2. Le contrat pour Différence bilatéral (CfD bilatéral)
   ;
3. Le Contrat pour Différence avec corridor
   ;
4. Le PPA classique (Power Purchase Agreement)la centrale de Fessenheim (des fournisseurs allemands et suisses ont participé au financement)
   ;
5. Le PPA hybride (Power Purchase Agreement avec validation des pouvoirs publics)
   ;
6. La BAR (base d’actifs régulés ou RAB en anglais pour Regulated Assets Base)⁽²⁾.

Tous ces mécanismes reposent sur la signature de contrats de moyen ou long terme et ils ont en commun de limiter la forte volatilité des prix de gros, d’une part, de fixer un prix qui tend à s’aligner sur le coût en capital, d’autre part. Ils concernent pour l’essentiel des investissements à forte proportion de coûts fixes (nucléaire et renouvelables). Les investissements à forte proportion de coûts variables (centrales fossiles à gaz ou au charbon) continueront à être rémunérés par le marché de gros. Il leur faut recouvrer leurs coûts variables (coût du combustible) et ils le font puisque le prix d’équilibre s’aligne sur ce coût variable sur le marché de gros. Au fur et à mesure que la décarbonation du mix électrique fera sortir du marché ces centrales fossiles, le prix d’équilibre aura tendance à se caler sur le coût moyen du parc donc sur le coût moyen des centrales à forte proportion de coûts fixes.

Les questions ouvertes

Deux questions doivent être abordées :

1) Le système peut-il s’appliquer à tous les investissements à forte proportion de coûts fixes (nucléaire et renouvelables) ou faut-il en limiter l’accès aux seuls investissements nouveaux ? Le risque est d’assécher le marché si on l’applique aussi aux actifs existants, surtout si l’on opte pour des PPA ou le mécanisme de la BAR.

2) Le système doit-il être obligatoire ou est-ce une option ouverte aux producteurs, voire à l’État ? Plus le champ d’application est vaste (actifs existants et nouveaux), plus le système doit être facultatif ; on peut envisager un système obligatoire pour des investissements en priorité destinés à des consommateurs domestiques.

Les producteurs qui disposent d’un parc important de centrales auront sans doute une préférence pour les PPA car le prix est négocié avec l’acheteur. Ils se méfient des prix régulés prévus dans les CfDs, l’État ayant tendance à privilégier l’intérêt des acheteurs. Ils souhaitent probablement que ces contrats de long terme ne soient pas obligatoires mais facultatifs tant pour les actifs nouveaux que pour les actifs existants. Ils se méfieront des PPA hybrides dans lesquels l’État aura son mot à dire. Ils ont tiré la leçon de l’expérience de l’ARENH, système dans lequel le prix n’a pas été revalorisé.

La Commission européenne aura sans doute tendance à pencher pour l'adoption de CfDs plutôt que pour des PPA dans la mesure où elle souhaite laisser au marché de gros un rôle prioritaire. Ces contrats à long terme doivent demeurer l’exception et concerner principalement les investissements nouveaux très capitalistiques ; l’étendre aux actifs existants reviendrait pour elle à assécher le marché de gros.

Les associations de consommateurs vont militer pour l’application du mécanisme de la BAR (en demandant à l’État d’être vigilant sur le risque de dérapage des coûts) ou pour celui des CfDs bilatéraux.

L’État peut avoir intérêt à privilégier les CfDs à condition qu’ils soient bilatéraux ; il peut inciter les opérateurs à négocier des PPA, sous réserve qu’il ait un droit de regard sur les clauses du contrat (PPA hybrides).

Et la réforme de l’ARENH dans tout cela ?

L’ARENH (Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique) permet aux concurrents d’EDF qui le souhaitent d’acquérir un volume d’électricité nucléaire à un prix régulé (42 €/MWh) au prorata des besoins prévisionnels de leurs clients. C’est une option gratuite dont le prix n’a pas été revalorisé depuis 2012. Ce dispositif doit prendre fin au terme de l’année 2025. Ce dispositif trouvait sa légitimité dans le fait que tous les consommateurs français, qu’ils soient ou non clients d’EDF, avaient participé au financement du programme nucléaire et cela devait permettre aux fournisseurs alternatifs d’investir dans des moyens de production, ce que très peu ont fait, beaucoup préférant devenir de simples commercialisateurs du nucléaire de l’opérateur historique.

La solution de facilité est d’attendre l’extinction de ce dispositif fin 2025. Cette incertitude sur le devenir de l’ARENH pose problème pour les consommateurs désirant souscrire des contrats à prix fixe au-delà de deux ans. On peut concevoir, au terme de ce dispositif, de proposer à ces fournisseurs alternatifs de signer des contrats de type PPA avec EDF ; il semble légitime que ceux qui souhaitent accéder au nucléaire existant, et qui ne veulent pas se sourcer sur le marché de gros du fait des risques de volatilité inhérents à ce marché, participent au financement de l’entretien et de la prolongation du parc historique.

On rétablirait ainsi une symétrie entre les engagements des deux parties : en 2016-2017 certains alternatifs ont dénoncé les contrats d’achat d’ARENH préférant acquérir sur le spot l’électricité dont le prix était inférieur au prix régulé de 42 € le MWh. On pourrait privilégier des PPA de type hybride, les pouvoirs publics (la CRE en l’espèce) cautionnant le dispositif en instaurant un corridor de prix. L’opérateur historique négocierait avec ses concurrents mais ce prix ne pourrait ni descendre en dessous d’un prix-plancher ni dépasser un prix-plafond fixés de façon réglementaire. Il faudrait là encore s’assurer que ce prix-plancher couvrirait bien les coûts de production, ce qui impose de prévoir des clauses d’indexation. Pour le nucléaire nouveau les fournisseurs alternatifs seraient soumis au droit commun : achat sur le spot, CfDs ou PPA selon ce qui sera privilégié par les pouvoirs publics…

Tableau. Les atouts des différents systèmes selon les opérateurs concernés

Un signe + traduit un avantage pour l’opérateur ou pour le critère d’évaluation, un signe – un risque et un signe = une relative indifférence