Réforme de la "Régulation économique du nucléaire existant"

Le gouvernement envisage de remplacer l'ARENH par un "corridor" (prix plancher-prix plafond) entrainant de fait une recomposition totale du marché de l'électricité et la scission d'EDF (Hercule). Ce projet de nouvelle régulation du nucléaire fait l'objet d'une consultation du public à laquelle tout citoyen peut répondre. Voici la réponse que j'ai adressée au Ministère ce 23 février 2020.

Cette consultation concerne le remplacement du dispositif "ARENH" par un système de "corridor" avec un prix plancher et un prix plafond sur le bourse de l'électricité. Si les éléments apportés peuvent apparaitre comme "techniques", le document de consultation du Ministère de la transition écologique et solidaire ainsi que cet article de presse permettent de comprendre ce dont il s'agit.

Pour avoir travaillé sur ces questions pendant près de six ans comme membre du Comité Central d'Entreprise d'EDF puis Secrétaire de ce même comité et Président de sa Commission économique, j'ai décidé de déposer une contribution personnelle dont vous retrouverez la retranscription sur ce billet de blog. Le document original est accessible ici.

Q1 : partagez-vous ces constats sur la régulation économique du nucléaire actuelle ?

Il est nécessaire de revenir sur les origines de la régulation économique du nucléaire actuelle. Elle est le fruit d’une histoire complexe, qui traduit assez bien les contradictions internes du législateur.

Premièrement, les engagements de la France pour une ouverture totale du marché à la concurrence, sur le marché de gros et le marché de détail, aboutissant à la mise en place d’une bourse sur le marché de gros de l’électricité, régie par l’offre et la demande, dont les prix ne peuvent être a priori définis ou administrés. Or, l’incertitude des marchés a nécessairement un impact sur les prix de détail ayant conduit l’Etat à vouloir non pas mettre fin à ce système libéralisé, mais à tenter d’en neutraliser les effets sur le consommateur.

Deuxièmement, la transformation d’EDF en société anonyme puis l’ouverture de son capital en 2005, aurait dû en toute logique conduire à privilégier systématiquement l’intérêt social de l’entreprise et de ses actionnaires. Il va de soi que la propriété d’un parc de production thermique, nucléaire et hydraulique, ainsi que d’une base de 35 millions de clients a été un élément déterminant dans la valorisation de l’entreprise.

Troisièmement, le souci louable de protéger les consommateurs, de favoriser la stabilité des prix, d’éviter à devoir assumer les conséquences politiques de certaines augmentations de prix. Cela a conduit à deux décisions assez surprenantes dans le contexte de libéralisation évoqué aux deux points précédents : d’une part la signature d’un contrat de service public interdisant les augmentations tarifaires supérieures à l’inflation jusqu’en 2010, et d’autre part la mise en place du TARTAM, tarif réglementé transitoire d’ajustement de marché, financé par EDF et la Compagnie Nationale du Rhône.

Ainsi, la volonté de libéralisation du marché de l’électricité aura été en contradiction avec un certain nombre d’autres objectifs économiques et sociaux ayant donné lieu à une multitude de « corrections » ou « montages » assez complexes dont l’efficacité économique reste à démontrer.

En 2010, la loi NOME vise à mettre fin aux contentieux avec la Commission européenne portant sur le TARTAM et les tarifs réglementés de vente. Il s’agit d’assurer la compétitivité des fournisseurs sur le marché de détail qui dépendaient totalement des prix sur le marché de gros en les « subventionnant » dans leur approvisionnement, au travers d’une garantie d’accès à 100 TWh produits par EDF à un prix fixé à 40€/MWh puis 42€/MWh.

Rappelons que la production électronucléaire d’EDF n’étant pas nécessairement de 400 TWh et que les gestionnaires de réseau ont accès à l’ARENH au titre de la couverture des pertes sans s’imputer sur le plafond de 100 TWh. Ainsi, l’ARENH représente aujourd’hui près du tiers de la production nucléaire d’EDF.

Ce dispositif comporte originellement plusieurs écueils qui se retrouvent dès l’exposé des motifs de la loi NOME :

  • Il s’agit de « mettre en place une nouvelle organisation du marché de l’électricité conciliant une forte régulation et un encouragement au développement de la concurrence ». Ces deux objectifs peuvent être contradictoires, faisant de la concurrence un simulacre étant donné qu’elle repose sur une régulation favorable aux concurrents d’EDF.
  • Il s’agit de « préserver, pour l'ensemble des consommateurs, le bénéfice de l’investissement réalisé dans le développement du nucléaire par des prix et des tarifs reflétant de manière cohérente la réalité industrielle du parc de production ». Alors que l’investissement a été réalisé par EDF exclusivement et qu’il s’agit d’en accorder le bénéfice à tous les fournisseurs d’électricité. De plus, la fixation du prix de l’ARENH ne tient pas compte de la réalité industrielle du parc de production.
  • Il s’agit « d’assurer le financement du parc de production existant et favoriser les investissements en responsabilisant les fournisseurs en les encourageant à développer des offres de maîtrise de la demande en électricité notamment lors des pointes de consommation et à investir dans les moyens de production nécessaires. » alors qu’aucune centrale n’a été mise en service depuis 2010, à l’exception de quelques cycles combinés gaz décidés avant la loi NOME : Toul (Poweo, 2012), Fos sur Mer (Engie, 2010), Montoir (Engie, 2011), Bayet (Direct energie, 2012). Les autres centrales ayant été mises en service exclusivement par EDF.

La loi NOME n’avait dès l’origine aucune garantie d’atteindre ces objectifs dans la mesure où les concurrents d’EDF n’ont aucun intérêt à construire leurs propres centrales et que l’Etat leur garantissait un accès à la production d’EDF à un prix de 42€/MWh et ce de manière optionnelle, sans aucune contrepartie, et sans aucun engagement de long terme.

Les conditions d’émergence de ce dispositif extraordinairement favorable ont été critiquées dès 2010. Nous pouvons également relever l’intervention d’Henri Proglio au Sénat, le 24 juin 2014 qui résumait le dispositif de la manière suivante : « On nous a forcé à accepter une loi qui nous fasse subventionner la concurrence. C’est-à-dire qu’au fond […] on vend 25% de la production électronucléaire à nos concurrents à un prix significativement inférieur à son coût de revient. […] Je dis simplement qu’on a accepté 42€ parce que c’était le niveau du TARTAM à l’époque. […] Je me suis battu comme un chien pour avoir 42€ qui était bien sûr inférieur au coût économique. On ne peut pas nous reprocher aujourd’hui que le coût économique est supérieur. […]. 42 était une convention, un prix de cession, favorable, c’est-à-dire qu’on subventionnait la concurrence pour qu’elle puisse venir nous piquer des parts de marché, c’est original. […] Dans la mission de service public il y a aussi le fait de subventionner les concurrents, c’est comme ça. »

Le Président de la CRE, Jean-François Carenco est intervenu de manière assez cocasse sur les conditions d’émergence du prix de 42€/MWh : « Pourquoi 42 ? Parce que pas 43 voilà. A un moment donné il y a une décision qui a beaucoup de technique, et puis un mec dit c’est comme ça » (Audition à l’Assemblée Nationale, le 4 avril 2019)

La Commission européenne, dans sa décision du 12/06/2012 (Aide d’état n° SA.21918) relevait que « Les premiers résultats des guichets d'achat d'électricité au travers de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique montrent une demande voisine de 60 TWh. […] Ces premiers résultats témoignent d'une ouverture progressive permettant une concurrence qui n'aurait pu se développer sans les engagements souscrits par la France en ce qui concerne l'accès à l'énergie nucléaire historique, qui peut atteindre jusqu'à 25% environ de la production d'EDF. Aucun fournisseur alternatif n'aurait pu disposer de moyens de production de la même ampleur que ceux de l'opérateur historique dans un délai aussi court »

Si l’ARENH visait à prendre le relais du TARTAM et de permettre une concurrence sur le marché de détail de l’électricité, il ne comportait aucune obligation pour les opérateurs en bénéficiant, notamment le développement de leur propre parc de production. Ainsi, le principe de l’extinction en 2025, dans un contexte où aucun fournisseur ne s’est doté d’un parc de production, et n’était nullement incité à le faire, repose les mêmes questions qu’il y a dix ans.

L’ARENH est un échec hormis si l’on considère que l’objectif était de maintenir un simulacre de concurrence sur le marché de détail, alors même que ce segment ne représente «  qu’une petite partie de la chaîne de valeur de l’électricité – évaluée à environ 5 % par les experts » comme le rappelle Jean-Bernard Levy, PDG d’EDF à l’Assemblée Nationale le 30 avril 2019. Le produit électricité est peu différenciant (la qualité de l’électricité est strictement la même quel que soit le fournisseur d’électricité), la concurrence sur ce petit segment peut apparaître comme strictement cosmétique afin de satisfaire les engagements souscrits au niveau de l’Union Européenne.

S’agissant du prix de l’ARENH, le montant de 42€/MWh a été défini de manière à ne tenir compte que des coûts entre 2010 et 2025, sans rémunérer l’investissement initial. Ce prix n’a jamais été réévalué depuis 2011 en dépit des investissements importants à réaliser pour le Grand Carénage ainsi que le renouvellement du parc de production en France.

Ce gel du prix de l’ARENH a été très clairement interprété comme une volonté de la France de le faire diminuer en termes réels par la Commission Européenne : «L'engagement supplémentaire de la France concernant le gel du prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique jusqu'à l'entrée en vigueur du décret fixant la méthode de calcul de ce prix et donc sa réduction prévisible en termes réels, devrait accélérer ce mouvement vers un marché plus concurrentiel. » (Décision du 12/06/2012- Aide d’état n° SA.21918). La France n’a jamais trouvé de compromis avec la Commission Européenne concernant une méthodologie de calcul, conduisant à un prix fortement déprécié depuis 2011, étant rappelé que lors de la mise en place du marché de capacité, il a été décidé que le certificat de capacité était attaché au MWh cédé dans le cadre de l’ARENH. Il en découle qu’EDF n’est pas non plus rémunérée pour la capacité cédée.

Bien que ce prix soit nettement insuffisant pour couvrir le coût économique des centrales d’EDF, s’est ajouté le problème de l’optionalité qui a doublement pénalisé EDF :

  • D’un côté lorsque les prix de marché sont supérieurs à 41 ou 42€/MWh les fournisseurs s’approvisionnent au prix de l’ARENH
  • De l’autre, lorsque les prix de marché sont inférieurs à 41 ou 42€/MWh, les fournisseurs s’approvisionnent au prix de marché

Le seuil de 41€ pour le déclenchement du recours à l’ARENH est retenu pour la raison évoquée infra : le certificat de capacité ayant une valeur de l’ordre de 1€/MWh et « attaché » au MWh ARENH, il influe sur la décision de recours à l’ARENH.

Ces prix nettement insuffisants, la perte de clients organisée pour EDF, un système électrique qui repose toujours sur l’opérateur historique qui porte l’essentiel des investissements en France dans le secteur de l’électricité, conduit de fait à une situation financière tendue pour l’entreprise. Il était tout à fait logique que l’endettement d’EDF croisse puisque les prix n’ont pas été conçus pour permettre de rémunérer le capital investi et par conséquent les investissements du parc de production après 2025 d’EDF. L’entreprise subit donc une situation qui relève en grande partie de la responsabilité de l’Etat, au travers de la régulation asymétrique qu’il a mise en œuvre.

S’est ajouté à cette subvention aux concurrents d’EDF le problème du passage au tarif par empilement prévu par la loi NOME, obligeant EDF à fixer ses tarifs réglementés à partir des coûts théoriques d’un concurrent. En effet, le tarif réglementé tient compte des prix de marché, d’un droit ARENH théorique et des effets éventuels de l’écrêtement (atteinte du plafond de 100 TWh), alors même qu’EDF recourt très peu au marché et absolument pas à l’ARENH. Elle est une entreprise intégrée qui est à la fois producteur et commercialisateur. Cette formule, tout aussi incroyable, prive EDF de sa capacité à faire valoir son électricité auprès de ses propres clients et subit des décisions tarifaires résultant d’un calcul qui ne tient jamais compte de ses coûts de production qui peuvent accélérer la perte de clients sur le marché de détail.

Le document de consultation n’évoque absolument pas le rôle indirect de l’ARENH dans le tarif par empilement, ses conséquences pour le consommateur, et surtout l’avenir des tarifs réglementés de vente si le dispositif ARENH venait à disparaitre ou être remplacé.

Ainsi, les constats du document de consultation semblent pertinents mais très incomplets. L’ARENH est née d’une volonté d’organiser le marché de l’électricité de manière différente. Il est donc nécessaire de faire un diagnostic plus large sur le fonctionnement des marchés et les objectifs que la France se fixe.

 

Q2 : Au regard des objectifs poursuivis mentionnés plus haut, une régulation économique vous paraît-elle nécessaire après 2025 ?

Le constat que les prix de marché en France sont déterminés par les fossiles et notamment le coût des commodités et du CO2 est une réalité. Les cours de bourse sont très incertains sur le long terme comme l’a montrée l’évolution ces dix dernières années pour les produit calendaires, allant du simple au double, alors qu’il s’agit du même produit et qui a des coûts de production qui n’évoluent pas dans de telles proportions et qui ne sont d’ailleurs pas aussi flexibles (part très élevée des coûts fixes dans le nucléaire, l’hydraulique, l’éolien et le solaire).

Si le document évoque un prix « tendanciellement à la hausse », rien ne permet de l’affirmer aujourd’hui, les observateurs s’étant allègrement trompés en 2010, au moment de la loi NOME, puisqu’ils promettaient que les prix seraient suffisamment élevés pour que 42€/MWh soit un plancher bien en dessous des prix de marché. Or, nous avons vécu deux années ou les prix étaient sous ce seuil.

De plus, le phénomène de missing money des centrales fonctionnant en pointe, ne bénéficiant pas de rente infra-marginale, reste posé et n’est pas évoqué par le document de consultation. Le marché de capacité n’a que partiellement réglé cette question à ce stade. En particulier si la marginalité des tranches charbon-gaz et surtout des TAC fioul venait à s’accroitre.

Par ailleurs, le développement des énergies renouvelables intermittentes peut, par leur massification, intensifier les périodes de prix bas (ou très élevés) en fonction du facteur de charge instantané des éoliennes et du solaire. Les phénomènes de prix négatifs sur le marché spot pourraient se multiplier.

Au fur et à mesure du développement des énergies renouvelables, la durée de marginalité des filières fossiles (gaz et fioul) pourrait devenir très faible et au contraire amener à une baisse des prix sur le marché de gros sur longue période, affirmation à tempérer avec les fluctuations instantanées évoquées plus haut.

A terme, une pénétration très forte des énergies renouvelables pourrait d’ailleurs pénaliser la compétitivité du nucléaire (phénomène de missing money à l’instar des centrales à charbon ou au gaz). Le nucléaire devra s’adapter aux variations des ENR éoliennes et solaires. Si ces dernières restent compétitives grâce à l’avantage exorbitant qui leur aura été accordé, le nucléaire aura mécaniquement dégradé son facteur de charge, et donc, dans le cadre d’une industrie de coût fixe, sa rentabilité. Sauf à engager la fermeture de centrales nucléaires et le développement de cycles combinés au gaz, plus carbonés, aux coûts fixes plus faibles, pour assurer marginalement la réponse aux besoins du système électrique français.

L’affirmation « les consommateurs et les contribuables en France ont déjà porté en partie les investissements nécessaires à la décarbonation du mix électrique. » est éminemment contestable et semble pourtant au cœur de tout le document de consultation. L’investissement initial a été porté par des emprunts et les fonds propres d’Electricité de France (EDF), et nullement par les contribuables.

En définitive, considérer que tous les investissements passés, actuels, voire futurs d’EDF sont un bien collectif est une manière habile de justifier le détournement de ses actifs au profit des fournisseurs concurrents d’EDF sur le marché de détail, qui, eux n’auront jamais pris part, d’une manière ou d’une autre, à ces investissements. 

D’autant plus dans un contexte où l’ouverture du marché a déjà quinze ans, ce qui aurait pu permettre aux concurrents de construire et de commencer à amortir sur le long terme un moyen de production. Nier cette réalité revient à affirmer qu’EDF seule portera, ad vitam æternam, les investissements lourds sur le long terme, tout en en faisant bénéficier du fruit de l’investissement  ses propres concurrents, qui n’auront nullement porté le risque.

Dans l’hypothèse où l’ARENH serait supprimée et où le marché fonctionnerait « à plein » à partir de 2025, et en admettant la perspective de prix de marché « tendanciellement à la hausse », EDF bénéficierait à plein de la compétitivité de son parc électronucléaire à ce moment-là. EDF pourrait faire bénéficier  ses clients, et donc tous les citoyens qui le souhaitent, de prix de l’électricité bas, au moins jusqu’à l’extinction du parc historique à l’horizon 2040-2050.

Mais les concurrents d’EDF ne disposeraient pas de moyens de production et ne pourraient plus concurrencer EDF sur le marché de détail, et subiraient un effet de ciseau tarifaire, qui pourrait donner lieu à un nouveau contentieux avec la Commission Européenne. Ainsi, sur ce seul critère, on ne peut qu’en conclure que la présente consultation vise donc davantage à faire perdurer la concurrence sur le marché de détail qu’à protéger les intérêts économiques et industriels d’EDF.

Dans la mesure où les centrales d’EDF sont presque totalement amorties, EDF est capable de faire face au marché à partir de 2025 en restant compétitif – surtout si l’on admet la perspective de prix de marché « tendanciellement à la hausse ». En revanche, la régulation économique semble indispensable pour le nouveau nucléaire. En effet, l’absence de visibilité sur les prix de gros sur toute la durée de vie de l’actif, en particulier puisqu’EDF n’a pas été correctement rémunérée pour ses investissements passés, empêche toute décision d’investissement que ce soit pour EDF ou n’importe quel autre acteur du marché.

Ainsi, le choix du Ministère de faire évoluer la régulation du nucléaire existant et de ne pas évoquer la question du nouveau nucléaire interroge sur la réalité des motivations de l’Etat. S’agit-il vraiment de protéger un actif décarboné ou, au contraire, de défendre les intérêts des concurrents d’EDF afin qu’ils puissent continuer à bénéficier d’un détournement des investissements de l’opérateur historique ?

Cela corrobore la vision de Marcel Boiteux, ancien Président d’EDF qui indiquait dans un papier dans la revue Futuribles en 2007 : « Le fait est, en tout cas, que le chemin est étroit pour les concurrents. Leur vraie chance réside dans l’obligation où se trouve EDF de s’ingénier par tous les moyens à les maintenir discrètement en vie, du moins les plus compétents, pour éviter d’encourir à Bruxelles l’accusation d’abus de position dominante, et la punition d’avoir à se démanteler un peu plus. »

Comme à la question précédente, le maintien d’une régulation du nucléaire doit nécessairement être élargi à un bilan plus large de la dérégulation « baroque » du marché de l’électricité depuis vingt ans. L’atteinte des objectifs économiques, industriels et sociaux de l’Etat, le maintien de la sécurité d’approvisionnement et la capacité des opérateurs à investir. La focalisation sur le dispositif ARENH est peut être soucieuse de mettre fin à une régulation devenue obsolète, mais risque avant tout de remplacer une « rustine » par une autre « rustine »

Par ailleurs, le projet proposé entérine un vrai choix politique : priver durablement EDF de l’intégralité du bénéfice nucléaire existant, l’empêchant de financer son nouveau nucléaire. Ainsi, il paraitrait cocasse d’un côté d’empêcher de disposer des ressources suffisantes, et, de l’autre, de la contraindre de recourir à l’endettement pour le renouvellement du parc nucléaire en France. Il s’agit ici d’une asphyxie soigneusement organisée d’EDF, et il parait hors de propos de lui en reprocher les conséquences à moyen terme.

 

Q3 : Selon vous, quels effets une telle régulation est-elle susceptible d’avoir sur le fonctionnement des marchés ?

Les objectifs sont contestables et ont fait l’objet d’un commentaire à la question précédente. La proposition de la présente consultation renforce le propos d’Henri Proglio rapporté à la Question 1. On inscrit clairement comme mission de service public pour EDF de mettre à disposition de l’électricité à ses concurrents à un prix prédéfini. Et ce, sans contribution à l’investissement, ni partage du risque.

Toutefois, plusieurs questions se posent. Seuls les actifs nucléaires d’EDF sont concernés par une telle régulation. C’est-à-dire que le ruban commercialisé devrait mécaniquement se réduire au fur et à mesure de la fermeture des tranches nucléaires (-84 TWh à l’horizon 2035) et rendant cette régulation totalement obsolète à l’horizon 2040-2050. Ainsi, le gouvernement inscrit un projet qui ne règle pas de problèmes de long terme pour l’industrie électrique mais seulement un projet qui vise à soutenir artificiellement le marché de détail sur une période de 10 à 20 ans.

Les prix de détail vont donc mécaniquement augmenter au fur et à mesure de la fin de la redistribution de la rente, sans règlement de long terme à la question des investissements et de la modération tarifaire. De plus, le projet vise à plafonner les revenus d’EDF et continue de ne pas lui permettre de bénéficier à plein de son parc de production, dont il est pourtant propriétaire, et détenu par une société commerciale cotée en bourse.

Dans ce modèle, EDF n’aura plus le droit d’être à la fois grossiste et détaillant et sera contraint de verser la quasi-totalité de sa production sur le marché de gros. Alors que Total (2 GW), la CNR (4 GW), la SHEM (0,8 GW) et Gazel Energy (3 GW) peuvent librement disposer de leurs capacités de production. Il en est de même pour les capacités d’énergies renouvelables éoliennes et solaires (23 GW aujourd’hui) qui seront installées puisqu’EDF n’est plus nécessairement l’acheteur obligé, et qu’il dispose par ailleurs déjà de l’obligation de mettre sur le marché la part quasi-certaine de sa production sous obligation d’achat.

Pourquoi EDF serait privé de sa capacité d’être à la fois producteur et commercialisateur intégré, sans que la même exigence soit formulée à Engie (CNR-SHEM), qui dispose pourtant d’un parc de production tout aussi compétitif que le nucléaire historique, ou à Total et Gazel Energy ? Cette asymétrie peut interroger.

L’on est ainsi pas surpris que EPEX Spot, opérateur boursier, s’exprime favorablement sur dispositif proposé par le gouvernement comme le rapporte Montelnews le 20 février 2020 : « Tant que la réforme de l’Arenh va dans le sens de baser davantage [le prix] sur le marché, nous sommes d'accord avec cela », a poursuivi M. Vogel, estimant que le tarif Arenh avait nui à la liquidité du marché français de l'électricité. 

En effet, le projet vise à exposer davantage le consommateur au prix de marché et mettre l’intégralité de la production sur le marché de gros, améliorant sa liquidité. Il n’est pas étonnant qu’une bourse de l’électricité n’apprécie pas la commercialisation de volumes d’électricité « hors marché » comme c’était le cas avec l’ARENH ou encore les clients finals d’EDF.

Par ailleurs, le fait d’inscrire Flamanville 3 dans le périmètre cédé est incohérent avec toutes les justifications précédentes du document de consultation sur le juste retour d’un actif « que les consommateurs ont contribué à financer » (affirmation contestable par ailleurs cf. Q2).  En effet, l’EPR de Flamanville a été financé par EDF SA, hors période du monopole, sur ses fonds propres, dans un marché qui était déjà ouvert à la concurrence.

De plus, cela revient à plafonner les revenus de l’EPR de Flamanville alors même qu’il est établi qu’il aura un coût plus élevé que le reste du parc.

S’agissant des prix, il est impossible d’en tirer une conclusion sur la soutenabilité de ce dernier pour le projet industriel d’EDF tant que le plancher et le plafond du corridor ne sont pas connus. S’il est certain qu’EDF sera couverte contre les phénomènes de prix bas (si et seulement si le plancher du corridor est plus élevé que son coût de production), rien ne permet de s’assurer que les prix de marché ne « colleront » pas en permanence au plancher ou au plafond.

Vu du consommateur particulier et petit professionnel bénéficiant des tarifs bleus (tarif par empilement), le ruban « ARENH » pris en compte dans les tarifs réglementés est historiquement de 70% de sa consommation (sur la base normative de 400 TWh). Avec une production de 300 TWh (cas vraisemblable en 2030-2035), le ruban passe à 52% de l’approvisionnement du client final, avec 200 TWh (50% de nucléaire « théorique »), 35%. A l’issue de la fermeture de la dernière tranche, le consommateur n’aura aucune couverture par le corridor. Ainsi, le consommateur va être tendanciellement soumis au prix de marché sans dispositif de protection.

Le phénomène d’écrêtement en cours sur le tarif réglementé permettrait de ne pas avoir de pénalisation supplémentaire pour le consommateur, autre que le positionnement du plancher du corridor s’il est plus élevé que 42€/MWh.

Ce dispositif ne paraît donc pas durable puisque ses effets vont s’éteindre tendanciellement et ne règle pas l’investissement sur les nouveaux moyens de production.

 

Q4 : Vous parait-il opportun au regard des objectifs poursuivis que la stabilité recherchée avec cette régulation maintienne sur le productible nucléaire une exposition partielle au prix de marché, et le cas échéant quel serait l’amplitude pertinente pour le corridor en €/MWh ?

En tenant compte des réserves émises précédemment, le modèle proposé expose sur le long terme les consommateurs aux prix de marché.  L’objectif de stabilité n’est donc pas atteint à long terme, en particulier car l’on ne peut pas préjuger des évolutions des prix de marché.

De plus, le niveau du corridor reste à ce stade inconnu. Le risque que le prix de marché soit significativement en dessous du plancher n’est pas à exclure. La détermination du corridor devrait tenir compte avant tout du coût économique des centrales nucléaires, incluant un loyer économique depuis leur mise en service afin de rémunérer le capital initialement investi, permettant ainsi de mettre fin au défaut historique du dispositif ARENH.

Le plancher du corridor devrait donc en toute logique se rapprocher le plus possible du coût courant économique, qui est de l’ordre de 50€/MWh avec une amplitude la plus restreinte possible pour ne pas générer une sous-rémunération de l’investissement d’EDF. Et ainsi éviter d’altérer sa capacité à investir à l’avenir.

Le choix d’un prix fixe et non d’un corridor, permettant d’assurer la juste rémunération d’EDF n’est pas argumenté par le document de consultation, ce qui ne manque pas d’interroger. Ce prix fixe aurait d’ailleurs l’intérêt de protéger encore davantage le consommateur final par une stabilité des prix d’une année sur l’autre, d’autant plus qu’il va déjà être pénalisé par la diminution du ruban disponible au fil du temps.

A ce stade, rien ne permet d’affirmer que la formule du « corridor » est pertinente, au regard du document de consultation.

 

Q5 : Un mécanisme reposant sur des règlements financiers parallèles à la cession des volumes sur les marchés tel que présenté ci-dessus vous paraît-il plus pertinent qu’un dispositif d’allocation physique?

En tenant compte des réserves émises dans les Q1 à 4, le propos tenu à la page 10, visant à permettre le « couplage des marchés » est une critique historique faite au dispositif ARENH. L’on comprend donc aisément pourquoi les transactions se feront à prix de marché et que les remboursements liés au plancher et plafond se feront a posteriori. La production nucléaire d’EDF ne serait donc plus mise à disposition des seuls consommateurs français  (qui sont pourtant le prétexte de tout le dispositif) via un système de guichet hors-marché mais au profit de l’ensemble du marché européen ce qui est une revendication historique de la Commission Européenne que l’Etat est en train de satisfaire.

Bien qu’ils ne bénéficient pas du corridor, les acteurs européens auront accès au nucléaire français à des niveaux significativement plus élevés qu’aujourd’hui, sans pour autant garantir la bonne rémunération du capital investi par EDF.

Un dispositif d’allocation physique permettrait de garantir que les volumes d’électricité nucléaire et leur compétitivité bénéficierait en priorité aux consommateurs français. Ce qui serait cohérent avec les objectifs affichés par le Ministère.

 

Q6 : Dès lors que la régulation économique devrait garantir au-delà de 2025 la protection des consommateurs contre des hausses de prix qui seraient déconnectées de la réalité physique de l’approvisionnement électrique français en les faisant bénéficier de l’atout lié à l’investissement consenti dans le parc nucléaire existant, tout en donnant la capacité financière à EDF d’assurer l’exploitation et la maintenance de l’outil de production même dans des scénarios de prix bas, quelles autres dispositifs vous paraîtraient adaptés pour assurer cette double protection ?

Il est à ce stade inexact d’affirmer que la protection des consommateurs serait assurée, pour deux raisons :

  1. Elle dépend du positionnement et de l’amplitude du corridor.
  2. Aucun dispositif n’est prévu pour garantir que la rente nucléaire reversée par EDF à ses concurrents sera bien rétrocédée au consommateur final.

Ce dernier point est essentiel. Aujourd’hui, l’ensemble des consommateurs finaux bénéficie du prix bas de l’ARENH uniquement parce que les concurrents d’EDF alignent leurs offres sur celles de l’opérateur historique – tarifs réglementés pour les petits consommateurs et offres de marché calées sur l’ARENH pour les gros. Or, le projet présenté par le gouvernement a justement pour finalité de priver EDF de sa base commerciale, en séparant la production et la fourniture, et en subventionnant les fournisseurs concurrents. A long terme, les pertes de parts de marché d’EDF auront un effet prévisible : les offres d’EDF ne seront plus la référence du marché, sur laquelle les concurrents alignent leurs prix. Ce processus sera en outre favorisé par la diversification croissante des offres, qui va atténuer la comparabilité des prix : électricité « verte », tarifs de plus en plus horo-saisonnalisés à la faveur du déploiement de Linky, fourniture d’énergie associée à des services (gestion de l’énergie …).

De plus, le consommateur français est exclu partiellement du bénéfice du nucléaire existant puisqu’une partie des volumes sera exportée via le couplage des bourses d’électricité, conformément à ce qui est indiqué aux pages 10 et 11 du document de consultation.

D’ailleurs, rien ne permet d’établir que le modèle proposé permettrait de donner à EDF la capacité d’assurer l’exploitation et la maintenance de l’outil de production. Ce dernier point dépend essentiellement du positionnement et de l’amplitude du corridor. Le projet vise d’ailleurs à priver EDF de sa base clients à partir de la filialisation des activités commerciales, la privant d’un atout commercial majeur.  Enfin, rien ne permet d’affirmer qu’EDF serait en capacité de gérer le renouvellement du parc nucléaire à terme, puisqu’aucune ressource financière n’est garantie par le dispositif en l’état.

La libéralisation du marché de l’électricité a été une grossière erreur, soutenue par plusieurs gouvernements successifs et personne aujourd’hui ne semble dispose à en faire le bilan avant de poursuivre un tel processus.

Dans ce contexte, si elles ne semblent pas souhaitable a priori, d’autres solutions moins pénalisantes que le « corridor » sont envisageables pour, non pas priver EDF de son parc de production, mais procéder à un partage des risques équitable avec les concurrents d’EDF qui souhaiteraient s’implanter en France :

  • Le maintien de l’ARENH à hauteur de 100 TWh en réévaluant son prix tout en affichant auprès des fournisseurs alternatifs une extinction progressive sur 10 ans afin de les engager à construire leurs propres moyens de production ou conclure des partenariats long terme avec les producteurs existants.
  • La mise en place d’un « ticket d’entrée », une somme d’argent à verser afin d’avoir un droit d’accès au corridor. Cela apporte une recette immédiate à EDF pour financer son projet industriel de long terme et procède à un partage équitable des risques.
  • La mise en place de contrats de long terme par un co-investissement sur les centrales futures : versement d’une quote-part des OPEX et CAPEX annuellement en contrepartie d’un droit en une fraction de la production issue de la centrale à l’image des contrats d’allocation de production conclus avec ENBW, Electrabel, Luminus sur le parc historique.

En définitive, la meilleure solution consisterait en l’abandon pur et simple de l’ouverture à la concurrence sur le marché de l’électricité français, conduisant à des désoptimisations importantes (filialisations d’Enedis et RTE), des coûts de transaction significatifs, et empêchant l’investissement et la planification de long terme. L’opérateur public pourrait être l’acheteur unique de l’électricité non détenue par EDF aujourd’hui, notamment les ENR. Les surplus d’électricité pouvant être mis en bourse à destination de nos partenaires européens.

 

Conclusion

Le dispositif soumis à consultation semble une nouvelle « rustine » sur le marché de l’électricité et n’est vraisemblablement pas durable en raison de la fermeture progressive du parc nucléaire historique, soit par application de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), soit en raison de l’arrivée en fin de vie de composants qui ne pourraient y être remplacés.

Le besoin de réguler les errements de la bourse de l’électricité est un objectif qui peut être allègrement partagé. Toutefois, il masque des intentions moins louables qui ne sont pas d’intérêt public.

Dans le modèle proposé, les prix de l’électricité augmenteront tendanciellement au fur et à mesure de l’extinction des actifs nucléaires, car les consommateurs seront progressivement soumis au prix de marché sur la totalité de leur consommation. Il ne s’agit donc pas d’une proposition de long terme.

Le secteur de l’électricité subit une libéralisation à marche forcée qui peine à réconcilier les objectifs des politiques publiques : planifier et réaliser l’investissement, maintenir des prix bas et stables tout en respectant l’impératif de stimulation de la concurrence. A défaut d’une concurrence effective sur le marché de gros, l’Etat choisit une concurrence portée par le marché de détail, qui ne représente que 5% de la chaine de valeur. Cette stimulation est permise pour l’essentiel grâce à un détournement des actifs d’EDF au profit de ses propres concurrents, générant chez elle un manque à gagner ne permettant pas de financer son projet industriel.

La question déterminante après 2025 n’est pas le maintien d’une subvention déguisée pour les concurrents d’EDF, mais bel et bien la capacité de financement du renouvellement du parc électrique français, qu’il soit nucléaire ou non d’ailleurs. 

Comme l’indiquait récemment Jacques Percebois, économiste, dans une tribune :

« Ainsi la dimension « régulation » du marché de l’électricité se renforce avec ce système puisque cela revient à créer 100% d’ARENH… Cela prouve qu’il est difficile de s’appuyer sur des mécanismes de marché de court terme pour financer des investissements de très long terme. La part régulée du prix du kWh TTC payé par le consommateur final va encore croître puisque les péages d’accès aux réseaux de transport et de distribution et les taxes échappent déjà à une stricte logique de marché. Encore un effort et on s’apercevra que les monopoles (publics) intégrés et régulés ont des vertus… »

Il semble indispensable aujourd’hui de procéder à un bilan de la dérégulation du secteur de l’électricité avant d’engager une fuite en avant qui pourrait générer le démantèlement pur et simple d’EDF, ne serait-ce qu’au travers de la séparation de l’EDF producteur et de l’EDF fournisseur explicitement indiquée dans le document de consultation.

Le grand absent de cette consultation est bien évidemment « Hercule », projet de filialisation de la Direction commerciale d’EDF (le fournisseur), d’EDF en Outre-Mer et en Corse, et l’apport de Dalkia, EDF Renouvelables et Enedis, le gestionnaire du réseau public d’électricité, dans une entité dont 35% du capital serait privatisé. Le Président de la République et le Président d’EDF ayant clairement inscrit ce projet comme un objectif, étroitement lié à l’aboutissement du dossier « régulation » qui est l’objet de la présente consultation. Ainsi, le partage de la rente nucléaire se voit doublé par un partage des profits des activités régulées dont les revenus sont totalement garantis par l’Etat (EDF Outre-Mer et Corse, EDF Renouvelables, Enedis) au profit des marchés financiers.

Il reste à ajouter les contreparties significatives que pourrait demander la Commission Européenne alors même qu’aucun contentieux n’est en cours et que l’Etat français n’était nullement obligé de rediscuter l’ensemble de l’organisation du marché intérieur de l’électricité.

Nous arriverons à une situation éminemment paradoxale où tout le système électrique reposera sur la garantie publique – encore faut-il avoir confiance dans l’Etat pour gérer ce système dans l’intérêt général – sans pour autant être un service public.

En effet, d’un côté la production pilotable décarbonée sera portée par EDF mais mise à disposition de tous les fournisseurs privés qui n’auront jamais investi. De l’autre la production des énergies renouvelables intermittentes qui bénéficie d’une double garantie, en premier lieu par la subvention publique - 6 milliards d’euros par an aujourd’hui – et en second lieu par le relais que prendra la production pilotable pour palier à l’intermittence des énergies renouvelables, au risque de dégrader le facteur de charge et donc la compétitivité du nucléaire.

Personne ne peut affirmer aujourd’hui que ces projets sont porteurs d’amélioration du service public, de baisse des prix et de protection de l’investissement public et des entreprises de service public.

 


Annexes

 1. Note du contrôle général économique et financier, 2013

cgef

 

2. Dominique FINON (CIRED, CNRS) « La complexité des marchés électriques : les limites de la libéralisation des industries électriques », Décembre 2015

 « Sans revenir aux monopoles de service public, il devient impératif d’aménager les marchés électriques en donnant aux gouvernements le pouvoir de planifier le développement des parcs électriques et de passer des contrats de long terme à prix garantis avec les investisseurs, ou d’instaurer des arrangements de long terme comme les tarifs d’achat, pour limiter leurs risques, faire baisser les coûts d’emprunt et leur permettre de s’engager vraiment dans des investissements lourds en capital à grande échelle. Le gouvernement britannique vient d’en décider ainsi. Mais dans l’Union européenne, on en est encore loin. La réflexion à ce niveau est entravée par la culture de marché et le respect strict des règles des Traités européens qui permettent à la Commission européenne d’interdire de telles évolutions, car les arrangements de long terme à prix garantis sont considérés comme des «aides d‘Etat » susceptibles de fausser la concurrence, et à ce titre condamnable.

Finalement on pourrait regretter l’époque du planificateur et des ingénieurs économistes. Malgré les excès technocratiques de ces derniers, on savait organiser de façon rationnelle la programmation des investissements lourds et la rentabilité « juste et raisonnable » des capitaux qui sont investis dans l’industrie électrique. On ne s’y adonnait pas au culte aveugle de l’efficacité du Marché et de la Concurrence, alors que cette industrie est si complexe à organiser sur des bases marchandes »

 

 3. Jacques PERCEBOIS, « Ouverture à la concurrence et régulation des industries de réseaux : le cas du gaz et de l’électricité », Économie publique/Public economics [En ligne], 12 | 2003/1

« Ne faudrait-il pas remplacer le système des bourses obligatoires ou facultatives par un système « d’acheteur unique » ? Dans ce cas, le gestionnaire du réseau (RTE en France) ne serait pas seulement l’opérateur en charge de dispatching et de l’équilibre du réseau de transport; il appellerait les centrales selon le « merit order » en étant le seul acheteur de tous les vendeurs potentiels. Il pourrait ainsi mieux « planifier » les programmes d’investissements de capacité. La renationalisation déguisée de certaines entreprises énergétiques en difficultés (comme British Energy par exemple) ne prouve-t-elle pas que l’État « brancardier » ne saurait se désintéresser d’activités aussi stratégiques que la production d’électricité, surtout lorsqu’elle est nucléaire ? Plus généralement cela pose la question du rôle de l’État face à de telles industries : les investissements à faible rentabilité financière mais à forte rentabilité socio-économique, comme c’est souvent le cas avec les services publics, peuvent-ils être durablement confiés à des opérateurs privés ? Si oui quel doit être le rôle d’un État-régulateur efficace ? »

 

4. Marcel BOITEUX, intervention dans le documentaire « EDF, les apprentis sorciers », réalisé par Gilles BALBASTRE 2006.

« Pour des boites qui vont être obligées de construire des centrales… une centrale ça dure entre quarante et soixante ans une boite privée peut pas amortir, il faut qu’ils amortissent sur vingt-cinq ans au maximum ou à vingt ans. Donc ils sont obligé d’avoir des prix très élevés pour pouvoir faire cet amortissement en cours »

 

5. François SOULT, intervention dans le documentaire « EDF, les apprentis sorciers », réalisé par Gilles BALBASTRE 2006.

« A long terme le marché ne va pas être capable d’indiquer aux producteurs qu’il faut faire des investissements à temps pour éviter de faire face à des ruptures. Parce qu’un investissement en électricité, entre le moment où la décision est prise et le moment où il est réalisé, il faut des années et des années »

 

6. Marcel BOITEUX, Les ambiguïtés de la concurrence. Électricité de France et la libéralisation du marché de l'électricité. Revue Futuribles n°331, 2007.

« A vrai dire, Bruxelles a une autre raison de demander qu’on supprime les tarifs régulés, et autres tarifs de transition, c’est que, face à EDF, aucun concurrent ne peut survivre en pratiquant des prix aussi bas. S’il est producteur, il lui est impossible de prospérer sans la « rente nucléaire », sauf à se spécialiser dans les outils de pointe et/ou la chasse – giboyeuse– aux subventions. S’il est pur commerçant, et achète en gros au prix du marché, il n’a d’espoir de revendre au détail qu’aux clients qui, ayant quitté EDF, avaient opté eux-mêmes pour les prix du marché (et s’en mordent les doigts). Avec la suppression des tarifs régulés que demande Bruxelles, il ne s’agit donc plus, comme on pouvait le croire initialement, d’ouvrir la concurrence pour faire baisser les prix, mais d’élever les prix pour permettre la concurrence. Le fait est, en tout cas, que le chemin est étroit pour les concurrents. Leur vraie chance réside dans l’obligation où se trouve EDF de s’ingénier par tous les moyens à les maintenir discrètement en vie, du moins les plus compétents, pour éviter d’encourir à Bruxelles l’accusation d’abus de position dominante, et la punition d’avoir à se démanteler un peu plus. »

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