Réforme de l’ARENH, « force majeure » et « corridor »

La ministre en charge de l’énergie Barbara Pompili a annoncé qu'elle se rendrait le 21 septembre à Bruxelles avec Bruno Le Maire pour rencontrer la commissaire européenne à la Concurrence Margrethe Vestager afin d'évoquer le dossier de la réforme de l'ARENH (dispositif permettant aux fournisseurs d’électricité concurrents d’EDF en France de racheter à l’électricien une partie de sa production nucléaire à un tarif de 42 €/MWh). Il existe encore beaucoup d’incertitudes concernant cette réforme, laquelle est liée au projet de restructuration de l’entreprise EDF, et cela doit se faire en concertation avec les autorités de Bruxelles. L’occasion de quelques rappels…

Pour le juge, la crise sanitaire relève de la « force majeure »

La crise du Covid-19 a fait s’écrouler le prix de l’électricité sur le marché de gros du fait de la chute de la demande d’électricité, elle-même liée à la chute brutale de l’activité économique lors du confinement. Les prix de l’électricité sur le marché de gros ont oscillé en moyenne entre 10 et 30 €/MWh entre mi-mars et juillet 2020. Ces prix ont même parfois été négatifs comme ce fut par exemple le cas le dimanche 31 mai à 15h (- 40,8 €/MWh). Ils sont légèrement remontés courant août 2020 (oscillant entre 35 et 45 €/MWh fin août) et dépassent en moyenne 50 €/MWh depuis début septembre.

Pour rappel, certains fournisseurs alternatifs qui, fin 2019, avaient anticipé une augmentation de prix sur le marché de gros, ont invoqué durant la crise sanitaire la clause de « force majeure » pour ne pas respecter leur contrat ARENH. La CRE a contesté cette demande et le Conseil d’État a donné raison à la CRE. Mais le tribunal de commerce de Paris a donné raison aux fournisseurs alternatifs⁽¹⁾, notamment Total-Direct Énergie (TDE) et l’AFIEG, sur la base de dispositions spécifiques de l’article 10 du contrat-cadre qui les lie à EDF : la « force majeure »⁽²⁾ s’applique « de plein droit » si l’on est face à une « impossibilité de l’exécution des obligations dans des conditions économiques raisonnables ».

Le marché de gros de l’électricité fonctionne-t-il toujours dans des conditions économiques « raisonnables », sachant que les prix ont historiquement fluctué entre + 2000 et - 500 €/MWh depuis 2009 ?

Cette dénomination libérale « conditions économiques raisonnables » mérite d’être analysée ici avec attention. Le marché de gros de l’électricité fonctionne-t-il toujours dans des conditions économiques « raisonnables », sachant que les prix ont historiquement fluctué entre + 2000 et - 500 €/MWh depuis 2009 ? Observons d’abord que ce terme « raisonnables » n’est guère précisé et qu’il peut donc donner lieu à interprétations divergentes. Lorsque récemment, faute de pouvoir écouler ou stocker le pétrole qu’ils avaient acheté à terme, certains opérateurs américains ont dû le revendre à un prix négatif, ce n’était pas « raisonnable » non plus et pourtant il ne semble pas que les perdants aient invoqué la clause « Act of God »⁽³⁾.

Si cette approche de « conditions économiques raisonnables » fait jurisprudence, il est à craindre que de nombreux procès auront lieu dans le futur. Un prix de 42 euros pour le MWh nucléaire « ARENH » et qui n’a pas été revalorisé depuis 2012 doit-il être considéré comme fixé selon des conditions économiques « raisonnables » aujourd’hui ?  La question de fond est de savoir si, de façon automatique, la clause de force majeure s’applique à chaque fois que les conditions économiques « raisonnables » ne sont plus remplies. Si tel est le cas, cela signifierait que l’on passerait d’une conception restrictive à une conception extensive de la force majeure.

EDF comme les fournisseurs alternatifs a dû faire face à la chute de la consommation d’électricité et ne profite d’aucun « effet d’aubaine » en vendant le MWh nucléaire à 42 euros.

Notons qu’EDF comme les fournisseurs alternatifs a dû faire face à la chute de la consommation d’électricité et ne profite d’aucun « effet d’aubaine » ou de « windfall profits » en vendant le MWh nucléaire à 42 euros. Il serait judicieux de préciser que les fournisseurs alternatifs ne devraient pas pouvoir se prévaloir de cette clause de force majeure si les conditions exceptionnelles invoquées ont un impact sur les deux parties (EDF comme les alternatifs). C’est seulement en cas d’asymétrie manifeste entre les alternatifs et l’opérateur historique que la clause devrait s’appliquer, par exemple si les alternatifs sont pénalisés par les circonstances sans qu’EDF le soit ou le soit au même degré. L’existence d’une réciprocité des situations des deux parties face à la crise, les deux étant pénalisées au même degré avec la chute des prix, devrait enlever toute portée à la clause de force majeure. Les choses seraient différentes si l’une des parties était lésée sans que l’autre le soit.

L’ordonnance du tribunal de commerce de Paris⁽⁴⁾ a ordonné à EDF la suspension de l’accord-cadre qui liait l’entreprise à TDE. L’interruption des livraisons d’électricité au titre de l’ARENH n’intervient toutefois qu’à hauteur de la baisse de la consommation du portefeuille de consommateurs finals détenu par TDE : une proportion élevée des clients de TDE n’a pas acheté le volume d’électricité négocié du fait du confinement décidé par les pouvoirs publics. Comme l’électricité ne se stocke pas, TDE a dû revendre à perte sur le marché de gros les volumes d’électricité ARENH négociés et non acquis par ses clients (voir la modélisation en note de bas de page⁽⁵⁾).

Abandon du « corridor » au profit d’une revalorisation de l’ARENH ?

On notera que le guichet de mai 2020 permettant aux fournisseurs alternatifs de souscrire des volumes d’ARENH pour la période de livraison allant du 1^er juillet 2020 au 30 juin 2021 n’a donné lieu à aucune demande, ce qui n’est guère surprenant compte tenu de la faiblesse des prix de gros à l’époque. Il faudra attendre le prochain guichet de novembre 2020 pour voir si de nouvelles demandes d’ARENH se manifestent. Tout dépendra des anticipations de prix des demandeurs potentiels : s’ils anticipent une augmentation du prix spot en 2021, beaucoup chercheront à nouveau à souscrire des volumes d’ARENH.

Rappelons que la CRE avait envisagé de remplacer le mécanisme de l’ARENH par un système de « corridor » mais elle semble opter aujourd’hui pour une revalorisation du niveau de l’ARENH. Dans le projet de corridor, la quasi-totalité de la production nucléaire serait écoulée sur le marché de gros⁽⁶⁾ mais le prix réellement payé par le fournisseur devrait in fine fluctuer entre un prix-plafond et un prix-plancher, les deux bornes étant distantes de 6 €/MWh au maximum.

Pour obtenir ce résultat, on dissocierait le marché du « physique » d’un marché « financier » donnant lieu à compensations ex post entre EDF-producteur et les fournisseurs d'électricité. Le prix-plafond comme le prix-plancher seraient fixés par la CRE sur une base objective (les coûts). En cas de prix de gros de vente du nucléaire supérieur au prix-plafond garanti, EDF devrait verser la différence aux fournisseurs qui ont acheté de l’électricité « nucléaire » pour alimenter leurs clients français. En cas de prix de gros inférieur au prix-plancher, ce sont les fournisseurs alternatifs qui cette fois devraient verser la différence à EDF⁽⁷⁾ (voir schéma ci-dessous).

Il semble toutefois qu’aujourd’hui on s’orienterait plutôt vers une augmentation du volume d’ARENH, qui passerait de 100 TWh à 150 TWh (ce que réclament les alternatifs), avec en contrepartie une revalorisation du prix de l’ARENH qui passerait de 42 à 48 euros par MWh (EDF souhaiterait 53 euros…). La question n’est pas tranchée…

En conclusion…

Trois recommandations peuvent être faites :

1. Revoir les conditions de la force majeure si l’on maintient le mécanisme de l’ARENH. La force majeure est généralement interprétée de façon restrictive par les tribunaux et cette conception doit continuer à prévaloir. Invoquer seulement l’apparition de conditions économiques qui ne sont plus « raisonnables » ne saurait justifier en soi de faire jouer une telle clause car ce serait ouvrir la voie à un énorme contentieux. Il faut également que les deux parties au contrat ne soient pas lésées au même degré par le fait générateur qui préside à la décision de l’une des parties de faire jouer cette clause.
    
2. Accroître le prix de l’ARENH si le volume passe de 100 à 150 TWh ou plus (dans le cas où l’on maintient le mécanisme de l’ARENH). Le prix auquel le nucléaire historique est vendu n’a pas été revalorisé depuis 2012. Certes, les prix du marché de gros ont chuté mais ils sont devenus très volatils. Dans le même temps, les coûts de la maintenance et de la sûreté du parc nucléaire ont plutôt eu tendance à s’accroître. Les coûts anticipés de prolongation de la durée de vie des centrales qui ne seront pas arrêtées (le « grand carénage ») sont en nette augmentation. Le prix de l’ARENH n’a pas pour objet de financer le nouveau nucléaire (des solutions ad hoc doivent être retenues comme les « contrats pour différence » par exemple) mais il doit permettre de financer les investissements de prolongation du parc comme cela est rappelé dans le Rapport Champsaur et dans la Loi Nome.
    
3. Si l’on opte pour un mécanisme de corridor, il importe de bien sélectionner au départ le niveau du prix-plancher et celui du prix-plafond et de prévoir les conditions d’ajustement périodique de ces prix régulés. Il faut mener une étude empirique pour comparer le mécanisme du corridor au système d’un ARENH revisité pour voir qui est gagnant et qui est perdant au vu des divers scenarii de prix de gros. Dans tous les cas, il apparaît qu’une marge de 6 €/MWh pour ce corridor est insuffisante au vu de la volatilité des prix de gros. Cet écart entre le prix-plancher et le prix plafond devrait être de l’ordre de 12 à 15 €/MWh en valeur moyenne.