La place de l’énergie nucléaire en France

Quel sera le volume de la commande ARENH 2021 ?

Pour la 3ème année consécutive, Opéra Energie édite son concours « Prono ARENH » et propose aux acteurs de l’énergie de donner leurs pronostics sur le prochain volume de commande ARENH !

A vos pronostics !

Pour bien comprendre le dispositif de l’ARENH, il convient d’abord de mesurer la place que prend l’industrie nucléaire dans le paysage français.

Dans les années 1970 suite aux chocs pétroliers, l’Hexagone a décidé de développer les centrales nucléaires afin de devenir indépendant en matière de production d’électricité. Ce choix de privilégier l’atome se ressent encore aujourd’hui.

En France, selon les données 2019 de RTE, 70,6% du mix énergétique est assuré par l’énergie nucléaire. C’est donc l’atome qui fournit en grande majorité les consommateurs en électricité. Il s’agit d’une situation particulière en Europe puisque sur 124 réacteurs européens, 56 appartiennent à la France.

La totalité du parc nucléaire est exploitée par EDF, le fournisseur historique d’électricité. C’est la raison pour laquelle, les autorités publiques ont mis en place l’ARENH via la Loi NOME.

Ouverture à la concurrence et Loi NOME

Avant d’entrer dans les détails du mécanisme, il faut revenir sur l’histoire de l’ouverture à la concurrence. Celle-ci a commencé en 1999, date à laquelle les entreprises consommant plus de 100 GWh d’électricité ont peu changer de fournisseur. Elle s’est poursuivie avec l’ouverture en 2004 de l’électricité à tous les professionnels et collectivités. Puis, en 2007, le segment des particuliers s’est libéralisé à son tour. C’est pour accompagner la libéralisation du marché qu’a été créé l’ARENH. Explications.

Prix de marché et TarTAM : les débuts de la concurrence

Dans les années 2000, le marché est ouvert pour les industriels. Ils peuvent alors opter pour le « tarif vert », le tarif réglementé de vente d’EDF ou passer en offre de marché.

A ce moment-là, beaucoup décident de quitter EDF. En effet, l’électricité thermique a atteint un prix très bas. Le baril de pétrole coûte environ 20 $. Le charbon et le gaz naturel présentent eux aussi des coûts très avantageux.

Pour se faire une place, les fournisseurs d’électricité pour les industries tentent de casser les prix du marché en proposant de l’électricité thermique.

Tout se passe plutôt bien jusqu’en 2004. Mais cette année-là, les prix des hydrocarbures remontent. Dès 2005, les tarifs de marché de l’électricité suivent et perdent toute leur compétitivité. Les industriels souhaitent alors revenir aux tarifs verts. Mais, à l’époque, cela est interdit par le droit européen.

Ils se tournent alors vers les élus de l’Assemblée Nationale et du Sénat afin de pouvoir bénéficier d’une énergie nucléaire stable et peu coûteuse. En 2006, est alors voté le tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM). Il s’agit d’un tarif réglementé majoré par rapport au tarif vert mais au coût raisonnable.

Aux yeux de la Commission européenne, ce système fausse le jeu de la concurrence. Celle-ci engage alors une procédure contre la France en juin 2007.

La Commission Champsaur : aux origines de l’ARENH

Pour faire face aux attentes de l’Union européenne, en 2008, le gouvernement Fillon demande à une commission de plancher sur des solutions permettant d’allier concurrence et production nucléaire française.

Composée de quatre parlementaires et de quatre experts, elle sera présidée par Paul Champsaur. En 2009, elle remet son premier rapport à Jean Louis Borloo, ministre de l’Ecologie et Christine Lagarde, alors ministre de l’Economie.

Ce rapport propose, entre autres, l’instauration d’un accès régulé à l’énergie nucléaire et hydraulique d’EDF pour les fournisseurs alternatifs. Par ce biais, ils peuvent se fournir dans des conditions similaires à celles du fournisseur historique.

La Loi NOME : une réforme en profondeur du marché français

Les ministres se fondent sur le rapport de la commission Champsaur pour rédiger le projet de loi portant Nouvelle organisation du marché de l’électricité (Loi NOME). Elle vise à améliorer le jeu de la concurrence sur le marché français, au bénéfice du consommateur. Promulguée le 7 décembre 2010, cette loi entre en vigueur au 1er juillet 2011.

Elle permet l’introduction de 3 grandes mesures :

  • Le principe de réversibilité : les consommateurs peuvent revenir à tout moment aux tarifs réglementés du fournisseur historique, à savoir les tarifs Vert, Jaune et Bleu d’EDF.
  • Le mécanisme de capacité : dans les grandes lignes, il oblige les fournisseurs à être en mesure de répondre à la demande en électricité de leurs clients en détenant des moyens de production propres, en disposant de capacités auprès d’un ou plusieurs producteurs, ou en ayant recours à l’effacement.
  • L’ARENH (Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire Historique) : les fournisseurs alternatifs peuvent acheter de l’électricité nucléaire dans des « conditions économiques équivalentes » à celles d’EDF. Ce dispositif court de 2011 à 2025.
Bon à savoir !

Le principe de réversibilité est en voie de disparition en effet, le « Tarif vert » (pour les puissances souscrites supérieures à 250 kVA) et le « Tarif Jaune » (pour les puissances souscrites comprises entre 36 et à 250 kVA) ont été supprimé en 2016. Il reste en vigueur pour le Tarif Bleu mais sera supprimé dès 2021, avec la fin des tarifs réglementés pour les entreprises.

Le fonctionnement de l’ARENH : bien comprendre le mécanisme

Dans le cadre de l’ARENH, EDF est obligé de céder tous les ans à un prix fixé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), 100 TWh d’électricité nucléaire, soit environ un quart de sa production. Le prix du MWh d’ARENH est à l’heure actuelle porté à 42 €/MWh. Les fournisseurs qui souhaitent en bénéficier doivent en faire la demande à la CRE afin de passer un accord cadre avec EDF. Découvrons le processus en détails.

Calcul et évolution du montant de l’ARENH

C’est la CRE qui détermine le montant de l’ARENH. Pour cela, elle se base sur 4 éléments définis par l’Article L337-14 du code de l’énergie. Selon les textes de loi, « Il tient compte  :

  1. D’une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l’activité ;
  2. Des coûts d’exploitation ;
  3. Des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation ;
  4. Des coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d’installations nucléaires de base mentionnées à l’article L594-1 du code de l’environnement. »

Une fois la recommandation de la CRE établie, le gouvernement est libre de l’accepter ou non.

Lors de sa première application, en 2011, le montant de l’ARENH avait été porté à 40 €/ MWh. Il est passé à 42 €/MWh en 2012 et n’a jamais bougé depuis.

Toutefois, il est fortement possible que celui-ci augmente dans les années à venir. En effet, EDF prépare sa restructuration sous le nom de projet Hercule. Ce projet Hercule vise à scinder en deux le fournisseur historique en :

  • Un « EDF Bleu », nationalisé à 100% et centré en majorité sur les activités nucléaires ;
  • Un « EDF Vert », partiellement privé, en charge du développement des énergies renouvelables.

Cette restructuration, peu populaire auprès des salariés d’EDF, doit d’abord être approuvée par la Commission Européenne. Dans les négociations, afin d’arriver à un compromis, EDF entend bien demander une augmentation du montant de l’ARENH. En théorie, le Plan Hercule devrait être présenté à la Commission à l’été 2020.

La demande d’ARENH : les démarches pour les fournisseurs

Pour faire valoir leur droit à l’ARENH, les fournisseurs alternatifs d’électricité doivent passer par la CRE. Pour cela, ils commencent par envoyer un mail à l’adresse suivante : demande-accord-arenh@edf.fr  afin de signer un accord cadre avec EDF.

Le fournisseur historique demande alors au fournisseur des pièces justificatives notamment en ce qui concerne les prévisions de consommation et le portefeuille de clients de l’opérateur alternatif.

Une fois les informations reçues, EDF renvoie une version numérique de l’accord-cadre. Charge au fournisseur de l’imprimer et de la retourner signée à EDF. Si le dossier est complet, EDF est alors à même de le signer à son tour.

C’est à la fin de ce processus que le fournisseur demandeur fait parvenir son dossier à la CRE.

L’écrêtement de l’ARENH : qu’est-ce que cela signifie ?

Lorsque la CRE enregistre moins de demandes d’électricité nucléaire que la quantité prévue par la loi, chaque fournisseur reçoit 100% de sa requête. Le volume est proportionnel à son portefeuille de clients. Plus le fournisseur à de clients, plus EDF lui livre de l’électricité nucléaire.

Mais, que se passe-t-il si la CRE reçoit trop de demandes ? A ce moment-là, on procède à un écrêtement de l’ARENH. Chaque fournisseur recupère alors le même pourcentage d’ARENH. Cette situation arrive parfois. Par exemple, la CRE a « a reçu pour l’année 2020 un total de demandes de 147,0 TWh d’électricité formulées par 73 fournisseurs ». Les besoins de chacun ne pouvant être satisfaits, chaque fournisseur a disposé de 68% de sa demande.

L’impact de l’ARENH sur la facture des professionnels

Le montant de l’ARENH a un impact sur la facture d’électricité des entreprises et des collectivités. En effet, il joue sur les tarifs de l’électricité. Regardons comment le mécanisme influe sur les dépenses des pros.

Énergie nucléaire et calcul des tarifs réglementés de l’électricité

Premièrement, le montant de l’ARENH est pris en compte par la CRE pour établir le tarif réglementé de vente (TRV) de l’électricité, ou « Tarif Bleu » d’EDF. Pour l’heure, il reste le tarif le plus souscrit en France.

Tarif de référence sur le marché, il entraîne avec lui une partie du marché, notamment les offres à tarifs indexés. En cas de hausse ou de baisse de l’ARENH, les contrats d’électricité des professionnels peuvent alors varier.

Ecrêtement de l’ARENH et hausse des prix

Nous l’avons dit, l’ARENH est plafonné à 100 TWh. Lorsque les demandes excèdent la quantité prévue par l’Etat, les fournisseurs sont alors obligés d’aller se fournir ailleurs. Comme l’explique EDF, chaque fournisseur « compense le volume d’ARENH écrêté en achetant ce volume d’électricité et la part capacité manquante (l’ARENH intégrant la part capacité associée) à prix de marché. Le prix du contrat de fourniture est donc modifié pour tenir compte de ces achats complémentaires sur le volume écrêté. ».

Ils peuvent aller négocier des prix avec des producteurs d’énergies vertes ou passer par les marchés de gros. Bien souvent les prix y sont plus élevés. Dès lors, un écrêtement de l’ARENH se traduit la plupart du temps par une hausse des factures d’électricité. C’est pourquoi, de nombreux fournisseurs engagent l’Etat à relever le plafond de l’ARENH à 150 TWh. 

Selon les acteurs alternatifs du marché, relever le plafond leur permettrait d’obtenir 100% de leur demande et stabiliserait les prix. 

ARENH 2020 et Covid-19

Pour la première fois depuis le lancement du mécanisme, certains fournisseurs ont souhaité renoncer à l’ARENH en 2020 après avoir passé commande.

En effet, en lien avec l’épidémie de coronavirus, les prix de l’électricité se sont effondrés sur les marchés de gros. Total Direct Energie, Alpiq et Gazel ont fait jouer la « clause de force majeure » prévue par l’accord cadre pour renoncer à la livraison d’électricité nucléaire. EDF a d’abord refusé mais le Tribunal de Commerce de Paris en a décidé autrement. Le fournisseur historique est donc contraint de suspendre le contrat.

Reste à savoir ce que feront les fournisseurs en cas de remontée des prix à l’hiver sur les marchés. Ils pourraient alors devoir renégocier des tarifs avec EDF. 

Quels fournisseurs utilisent l’ARENH aujourd’hui ?

A l’heure actuelle, la quasi-totalité des fournisseurs s’approvisionnent en électricité via l’ARENH. Seuls deux fournisseurs n’y ont pas recours : Enercoop et Ilek.

Cela signifie que même les fournisseurs d’électricité verte s’approvisionnent en énergie nucléaire. C’est d’ailleurs parfaitement légal. Cela est rendu possible par le mécanisme des garanties d’origine (GO). En effet, les GO sont des documents électroniques visant à tracer l’énergie. Ils fonctionnent selon le principe suivant  : pour 1 MWh d’énergie consommé par le client d’une offre verte, 1 MWh d’énergie renouvelable est injecté sur le réseau d’électricité.

Les fournisseurs achètent donc d’un côté une certaine quantité d’énergie nucléaire et de l’autre les GO correspondantes au même volume.

Vers une révision de l’ARENH en 2025 ?

L’année 2025 approche et les autorités doivent penser à une réforme de l’ARENH. Pour cela, plusieurs propositions ont été faites.

Tout d’abord, celle du maintien d’un mécanisme relativement similaire. Le plafond et le montant pourraient être relevés et passer par exemple, à 150 TWh avec un prix du MWh fixé à 45 €.

Une autre solution pourrait être la mise en place d’un « corridor de prix ». Fixant un prix plafond et un prix plancher. Selon Reuters, « le gouvernement prévoit en outre un écart de 6 euros par MWh entre le plancher et le plafond du « corridor » de prix envisagé ». Il incluerait la production des centrales nucléaires en fonctionnement dont l’EPR de Flamanville. Dans ce scénario, sur le marché, si le prix spot du nucléaire dépasse celui du plafond, EDF devra rétrocéder la différence aux opérateurs alternatifs. A l’inverse, si le prix spot passe en dessous du plancher, les fournisseurs alternatifs devront s’acquitter de la différence à EDF.

Pour l’heure, rien n’a été décidé. Mais c’est probablement vers la seconde option que la France pourrait se tourner.