ARENH 2023 : dispositif et conséquences sur le prix de l'électricité

Avec l'ouverture du marché de l'électricité à la concurrence, il est apparu essentiel d'encadrer l'accès à l'énergie nucléaire en France. EDF étant le premier producteur d'électricité nucléaire, un dispositif législatif a été mis en place pour garantir que tous les fournisseurs puissent y avoir accès. C'est pour cela qu'en 2010, dans le cadre de la loi Nome, l'ARENH (Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire Historique) a été créé.

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Dernières actualités de l'ARENH dans la crise énergétique

Le volume d'ARENH baissé à/fixé à 100 TWh en 2023

Lors d'une conférence de presse tenue ce 27 octobre 2022, le ministre de l'Économie et la Première ministre ont informé qu'à partir de 2023, le volume d'ARENH disponible pour les concurrents d'EDF serait diminué à 100 TWh au lieu de 120 en 2022.

Son prix reviendrait également à 42€ par MWh, contre 46,5€ en 2022. Compte tenu du fait qu'EDF produit entre 300 et 330 TWh d'électricité par an, l'ARENH représente 1/3 de sa production totale.

Février 2022 : relève du plafond de l'ARENH

Dans un contexte dans lequel les prix de l'électricité ne cessent d'augmenter en 2022, le gouvernement a dû prendre des mesures pour limiter leur impact sur le budget des Français. Pour rappel, sans le bouclier tarifaire la hausse du prix de l'électricité en février 2022 aurait dû être de 44,5% HT contre 4% HT avec le bouclier.

Parmi les décisions prises par le gouvernement, une révision de l'ARENH a été évoquée. Le gouvernement a pris la décision d'augmenter le plafond de l'ARENH, c'est-à-dire de l'énergie nucléaire vendue par EDF aux fournisseurs alternatifs, de 20% le faisant passer de 100 TWh à 120 TWh. EDF se retrouve obligé de revendre à ses concurrents un volume plus grand d'électricité à prix fixe et non plus indexé sur le prix du marché ou sur le volume de production.

Le prix de vente fait également l'objet de changement. Le prix du MWh d'électricité nucléaire distribué via l’ARENH passe de 42€ (son prix depuis 2012) à 46,50 € le MWh en 2022.

Comment fonctionne l'ARENH ?

Les trois piliers du dispositif de l'ARENH

Le dispositif de l'ARENH s'appuie sur trois piliers :

1. Un volume d'achat d'électricité aux conditions de l'ARENH pour chaque fournisseur pour assurer l'égalité dans les coûts d'approvisionnement ;
2. Un prix de l'ARENH reflétant les conditions économiques de production de l'électricité des centrales nucléaires ;
3. Une architecture nouvelle des tarifs réglementés : ils seront progressivement établis par addition des coûts d'approvisionnement en électricité, du prix de l'ARENH et du coût du complément de la fourniture intégrant la garantie de capacité, des coûts d'acheminement, des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération raisonnable.

Comment les volumes d'achat d'électricité aux conditions ARENH sont-ils calculés pour chaque fournisseur (méthode d'allocation des droits)?

Tous les opérateurs fournissant des clients finaux peuvent bénéficier, depuis le 1er juillet 2011, de l'ARENH, dans la limite d'un plafond de 100 TWh à répartir entre les différents fournisseurs alternatifs. Ce volume représente environ 25 % de la production du parc nucléaire historique.

L'exercice du droit à l'ARENH passe par la signature d'un accord-cadre entre chaque fournisseur demandeur et EDF, qui sert de cadre aux ventes effectuées. Dans le cas où ce plafond est atteint, les volumes entre les fournisseurs (allocation des droits) sont répartis par la Commission de Régulation de l'Energie de manière à permettre le développement de la concurrence sur l'ensemble des segments du marché de détail. Les fournisseurs doivent donc acheter le reste de l'énergie nécessaire sur le marché de gros, c'est ce que l'on appelle l'écrêtement.

Ainsi, la Commission de Régulation de l'Energie (la CRE) a donné un avis favorable sur la méthode d'allocation des droits, après s'être assurée qu'elle respectait bien le double principe prévu par le code de l'énergie :

• Les volumes de l'ARENH doivent être représentatifs de la part de la production nucléaire historique dans la consommation totale d'électricité en France (environ 78%)
• La répartition de l'ARENH entre les fournisseurs doit être effectuée selon les consommations de leurs clients pendant les heures de faible consommation nationale.

Les fournisseurs qui souhaitent exercer leur droit à l'ARENH en font donc la demande auprès de la CRE, en transmettant les prévisions de consommation de leurs clients pendant les heures de faible consommation nationale. Les prévisions détaillées, tout comme les droits calculés pour chaque fournisseur ne sont connues que de la CRE et du fournisseur.

La CRE fait évoluer le calcul des coûts d'approvisionnement Le taux d'écrêtement ne pouvant être connu des fournisseurs qu'un mois avant la fin de l'année, ceux-ci sont contraints d'acheter l'énergie du marché de gros au prix du mois de décembre. Or, le mois de décembre 2021 a montré les limites de ce fonctionnement : le marché de l'énergie a connu une explosion des prix ce mois-là. En conséquence, la CRE a décidé d'opter pour un lissage des prix sur trois mois. Autrement dit, plutôt que de payer le tarif à risque du mois de décembre, les fournisseurs se verront proposer une moyenne du prix de gros sur les trois derniers mois de l'année, d'octobre à décembre.
Selon la CRE, d'autres paramètres de l'ARENH devraient être amenés à évoluer dans les prochains mois, comme le plafond, le prix ou encore le coefficient de bouclage. Elle précise qu'il est nécessaire d'apporter de la visibilité sur le marché de l'énergie suffisamment tôt, avant le commencement de l'année 2023.

Quel niveau de prix a été retenu pour l'ARENH ?

L'article L337-14 du code de l'énergie dispose que le prix de l'ARENH doit être représentatif des conditions économiques de production d'électricité par les centrales nucléaires sur la durée du dispositif, c'est-à-dire jusqu'en 2025.

Ce prix tient compte de l'addition :

• D'une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l'activité ;
• Des coûts d'exploitation ;
• Des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l'extension de la durée de l'autorisation d'exploitation ;
• Des coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d'installations nucléaires de base.

Sur la période 2011-2025, le prix de l'ARENH devra donc refléter les coûts complets du parc nucléaire historique. À compter du 1er janvier 2012, le prix de l'ARENH a été fixé par décision ministérielle à 42€/MWh hors taxe.

Une analyse réalisée par la CRE, qui inclut les coûts que la Commission estime pertinents pour refléter les conditions économiques de production de l'électricité nucléaire historique, a conduit à définir un prix de l'ARENH compris dans une fourchette de 36 à 39€/MWh.

L'écart entre cette fourchette et le prix de 42 €/MWh est justifié par le Gouvernement par une prise en compte anticipée des investissements indispensables à la mise en sécurité des centrales nucléaires, le niveau et le calendrier des investissements étant particulièrement incertains suite à l'accident intervenu dans la centrale nucléaire japonaise de Fukushima. L'État a ainsi clairement tranché en faveur d'EDF, alors que ses concurrents souhaitaient bénéficier d'un prix moins élevé (GDF demandait ainsi un niveau de prix de l'ordre de 35€/MWh). La question de la viabilité de l'ARENH avec un tarif fixe de 42 € par MWh a toutefois été posée, au vu des évolutions récentes des cours de l'électricité en Europe.

De plus, la loi NOME a programmé la disparition des tarifs réglementés de vente de l’électricité à destination des professionnels de taille moyenne et importante : les tarifs réglementés jaune et vert ont en effet disparu le 1er janvier 2016.

Bilan de l'ARENH

Sur le segment des grands consommateurs d'électricité, particulièrement attentifs au prix de l'énergie, le dispositif a eu un impact sensible. Ainsi, la part de marché des fournisseurs alternatifs sur ce segment est passée de 25,5 % à 29,6 % en volume entre mai et septembre 2011, soit une augmentation de 16 % (+ 7,2 TWh). Sur le long terme toutefois, les conclusions sont plus nuancées.

Le dernier rapport de la CRE concernant l'ARENH rapporte un bilan relativement mitigé. Si entre 2011 et 2014, l'ARENH a certainement permis aux fournisseurs de développer leurs propres sources d'approvisionnement : sur cette période, EDF a livré entre 60 et 70 TWh d'ARENH par an. La CRE considère que dans les conditions de l'époque, l'ARENH a certainement contribué à l'essor de la concurrence sur le marché de détail de l'énergie. On a ainsi pu voir Engie (ex-GDF Suez) développer 7,1 GW de capacité installée en France, ou E.ON arriver à 3,2 GW de capacité. En 2015 et 2016, les volumes livrés par l'ARENH chutent lourdement, alors que la concurrence, poussée par les faibles prix sur les marchés de gros européens, est en pleine expansion. Le dispositif ne prévoyait en effet pas que les prix de marché de l'électricité puissent tomber plus bas que ceux de l'ARENH. En 2016 et 2017, les marchés sont soudainement devenus plus volatils, poussant des fournisseurs alternatifs à réaliser des arbitrages au cours de l'année : cela contrevenait au concept et au principe de base de l'ARENH, qui perdait d'une certaine manière de son intérêt. Désormais, les capacités de production des autres fournisseurs avaient encore augmenté : Direct Energie possède ainsi environ 800 MW de capacité de production renouvelable, tandis que les centrales à gaz combiné leur profèrent une capacité de 800 à 1200 MW.

*La contestabilité est le droit offert aux fournisseurs d'électricité et de gaz de proposer aux consommateurs des offres plus compétitives que celles dont ils bénéficient.

Dans le cadre de la suppression des tarifs réglementés jaune et vert, les clients professionnels concernés sont dans l'obligation de souscrire une offre de marché.

L'ARENH en 2018-2019

En prévision de l'année 2019, la CRE a reçu un total de demandes de 132,93 TWh dans le cadre du mécanisme de l'ARENH. La limite légale étant fixée à 100 TWh par an, au prix fixe de 42 € le MWh, toutes les demandes ne seront pas suivies d'effet : les allocations seront attribuées au prorata des demandes des fournisseurs, hors EDF et ses filiales. En effet, avec le grand nombre de fournisseurs d'énergie en France, le nombre de demandes augmente - diminuant de fait l'accès aux tarifs de l'ARENH. De cette problématique découle une importante conséquence pour les tarifs régulés sur le marché de l'énergie : la CRE proposera une évolution des tarifs réglementés en février prochain, vraisemblablement en hausse. Certains médias annoncent une hausse d'entre 3 et 4 %, elle-même suivie d'une nouvelle évolution défavorable aux consommateurs en 2020. La CRE pose par ailleurs la question de la viabilité du dispositif de l'ARENH : une réforme des tarifs d'accès est donc non seulement annoncée politiquement, mais aussi soutenue par la Commission de Régulation des Énergies.

Qu'est-ce que la loi NOME ?

La loi portant Nouvelle organisation du marché de l’électricité (dit loi « NOME »), promulguée le 7 décembre 2010, est entrée en vigueur le 1^er juillet de l’année suivante. Dernière des grandes lois intervenues pour adapter l’organisation du secteur de l’énergie français à son ouverture à la concurrence, la loi NOME a entendu corriger les imperfections constatées, s’agissant de l’organisation du marché de l’électricité français.

Une de ces dispositions phare est la création d’un Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) à destination des fournisseurs alternatifs. Ce mécanisme permet aux fournisseurs alternatifs de s’approvisionner en électricité dans des conditions économiques équivalentes à celles supportées par EDF. Il rend la concurrence possible sur un marché de l’électricité dont le secteur de la production se caractérise par une concentration très importante.

Toutefois, ce mécanisme est limité aussi bien dans le temps (il prendra fin en 2025) qu’en termes de quantités (jusqu’à un quart de la production du parc nucléaire historique, c’est-à-dire 100 TWh). La loi NOME et l’ARENH traduisent un marché de l’électricité en transition.

Génèse de la Nome

La loi portant nouvelle organisation des marchés de l’électricité s’inscrit dans la continuité des travaux de la commission Champsaur. La Commission européenne avait engagé en 2008 des poursuites contre la France. Elle lui reprochait de ne pas avoir « transposé » dans son droit national toutes les dispositions des directives européennes ouvrant le marché de l’énergie à la concurrence. Une commission composée de manière équilibrée et présidée par le haut fonctionnaire Paul Champsaur a donc été constituée.

Les travaux de cette Commission ont abouti à deux lois :

1. Une loi du 7 juin 2010 ; cette loi a créé un principe de réversibilité : ce principe permet aux consommateurs résidentiels qui ont quitté les tarifs réglementés de l'électricité pour une offre de marché d’y revenir à tout moment ;
2. La loi dite “NOME” du 7 décembre 2010 portant nouvelle réglementation du marché de l’électricité français a sensiblement modifié l’organisation du marché de l’électricité français.

Pourquoi la NOME est-elle importante ?

La loi NOME assure un fonctionnement du marché plus concurrentiel

Dans le contexte d’un marché de la production d’électricité très concentré, la loi NOME s’est attachée à améliorer les conditions d’exercice de l’activité des fournisseurs alternatifs.

La loi NOME a créé un accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH). Les fournisseurs alternatifs ont la possibilité d’acheter à EDF jusqu’à 100 TWh de l’électricité produite à partir de son parc nucléaire historique d’électricité. Lors des débats préliminaires à l’adoption de la loi NOME, le prix du MWh d’électricité acheté dans le cadre de la loi NOME a été débattu. Les fournisseurs alternatifs le souhaitaient autour de 38€/MWh. Il a été finalement fixé à 40€/MWh au 1er janvier 2011. Les premières livraisons dans le cadre du dispositif ont eu lieu le 1ᵉʳ juillet 2011. Le 1ᵉʳ janvier 2012, le prix de l’ARENH a été fixé à 42€/MWh. Le prix de l’ARENH reste donc assez élevé. De plus, le plafond de l’ARENH est bas. Or, en 2012, 60,8 TWh d’électricité ont été achetés dans ce cadre.
La loi NOME a pour objectif de permettre une ouverture effective du marché, dans la mesure où EDF, opérateur historique, se trouve en situation de quasi-monopole sur le secteur de la production d'électricité en France. En effet, comme l'a estimé la Commission européenne à la suite d'une procédure d'enquête au titre des aides d'État, le fait qu'il existe des tarifs réglementés et que les fournisseurs alternatifs ne puissent pas accéder à des sources d'électricité économiquement aussi intéressantes que le parc nucléaire utilisé par EDF, sont des obstacles à la naissance d'une vraie concurrence.

En parallèle, la loi NOME confirme la notion de service public chère à la France

Les fournisseurs alternatifs se sont vus imposer des obligations. La loi NOME crée en effet une obligation de capacité. Cette disposition fait obligation à tout fournisseur de se trouver en situation de répondre à la demande en électricité de son parc de clients.

Afin de satisfaire cette obligation, les fournisseurs alternatifs peuvent :

• Disposer de capacités de production de pointe en propre ;
• Disposer de capacités de production de pointe virtuelles ;
• Disposer de capacités d’effacement : autrement dit, être en mesure de demander à certains consommateurs d’électricité de renoncer, avec un préavis très bref, à une consommation d’électricité.

Par ailleurs, la loi NOME a confirmé que les tarifs réglementés de vente de l’électricité aux consommateurs résidentiels et aux petits consommateurs non résidentiels ne disparaitraient pas.

Enfin, la loi NOME a fait évoluer l’organisation de la Commission de Régulation de l’Energie. Elle comporte désormais 5 membres (un président et deux membres nommés par le président de la République et deux autres membres nommés respectivement par le président de l’Assemblée nationale et du Sénat). En outre, les prérogatives de la CRE ont été étendues puisque cette autorité administrative indépendante s’est vue renforcer dans son rôle de régulateur des marchés de l’énergie.

Bilan de la loi NOME

L’entrée en vigueur de la loi NOME a entraîné l’extinction des poursuites de la Commission européenne contre la France. L’organe exécutif de l’Union européenne a donc par exemple accepté que les tarifs réglementés à destination des particuliers et des petits consommateurs professionnels soient maintenus en échange de la disparition des tarifs réglementés concernant les moyens et gros professionnels.

De manière plus générale, la loi NOME a rendu possible l’existence d’une concurrence sur le marché de l’électricité. Au 30 juin 2013, 17% des quantités d’électricité fournies l’étaient ainsi par un fournisseur alternatif (c’est-à-dire autre qu’EDF). Toutefois, la concurrence sur le marché de l’électricité reste bien moindre que sur le marché du gaz naturel en raison des conditions encore difficiles d’exercice pour les fournisseurs alternatifs (Antargaz, Eni). Le prix de l’ARENH reste par exemple relativement élevé et ne permet pas l’existence d’une concurrence plus importante. A titre de comparaison, au 30 juin 2013, 36% des quantités de gaz étaient livrées par un fournisseur alternatif.