Nouvelle régulation du nucléaire existant : quelques idées de réponses à la consultation

EPR de Flamanville, Crédit EDF

Si vous êtes lecteur d’Ener’Focus, il y a de fortes chances que vous soyez directement concerné par la future régulation du nucléaire existant, soit en termes plus simples “l’après ARENH”. Vous avez sûrement lu avec attention la consultation, récemment publiée par la DGEC sur la question et considérez peut-être (vous ou votre entreprise) y répondre. 

 

Le but de cet article est d’exposer les principaux éléments, ainsi que les points d’ombre, de la proposition de régulation contenue dans la consultation. Nous tenterons aussi d’identifier ses faiblesses potentielles. Mes connaissances en matière d’analyse juridique (et politique) étant plutôt limitées, l'exercice se bornera à des considérations économiques. 

 

Pourquoi l’ARENH? 

 

Avant de s’intéresser à la future régulation du nucléaire historique, essayons de nous rappeler pourquoi nous avons une régulation du nucléaire historique. Il est tout d’abord important de se souvenir que la particularité de notre beau pays par rapport à ses voisins a toujours été son parc nucléaire imposant. 

 

Le parc nucléaire français, construit majoritairement dans les années 80, produit de l’électricité à bas coût car l’investissement initial qui a permis son développement est désormais amorti. Ce coût de production est généralement inférieur aux prix de gros de marché, qui sont sensibles aux prix des combustibles fossiles (gaz et charbon). Cette différence génère un profit important pour l’opérateur de ces centrales amorties que l’on appelle la rente nucléaire. Dans un contexte de libéralisation du secteur de l'énergie à qui doit revenir cette rente nucléaire? A EDF? Au gouvernement, son actionnaire majoritaire? Ou aux consommateurs d’électricité qui ont rentabilisé l’investissement dans le parc nucléaire via les tarifs fixés par EDF (alors en monopole) dans les années 80-90?

 

Si on laisse de côté les problématiques d'équité envers les consommateurs français, laisser le bénéfice de la rente nucléaire à EDF pourrait entraîner des distorsions dans le marché de détail. En tant qu’entreprise intégrée (production et fourniture), il serait facile pour EDF de pratiquer des prix de détail inférieurs à ses concurrents, tout en restant non compétitif sur le segment de la fourniture “pure”. Cette situation empêchant de fait l’entrée de nouveaux fournisseurs. 

 

L’opération d’actifs nucléaires est extrêmement complexe et la main d’oeuvre qualifiée est rare. C’est un obstacle à la mise en œuvre d’une politique de dé-investissement, qui ont été menées par ailleurs en Europe et qui ont vu les anciens monopoles nationaux vendre une partie de leur actifs de production. La solution la plus évidente est de scinder EDF.  Si l’on sépare l’activité de production nucléaire de l’activité de fourniture, le problème de concurrence sur le marché de détail disparaît. Cependant, cette décision est difficile politiquement, le destin d’EDF étant influencé par d’autre considérations que celle de la simplicité.  

 

L’ARENH fût donc introduit comme une solution de compromis. EDF n’est pas démantelé et continu à être l'opérateur du parc historique mais il doit revendre une partie de sa production à  un prix fixe, plus ou moins lié à son coût de production (plus une poignée d’euros).

 

La nouvelle régulation du nucléaire 

 

Le mécanisme ARENH approuvé par la CE doit finir en 2025. Entre-temps, le compromis s’est (rapidement) transformé en discorde. EDF n’est pas content de vendre à perte (par rapport aux prix de marché pas par rapport à son coût de production) 100 TWh d’ARENH et les fournisseurs alternatifs ne sont pas contents que les volumes alloués soit plafonnés à 100 TWh. 

 

Le gouvernement actuel a proposé un projet de scission d’EDF (le projet Hercule) mais celui-ci s’est vite  heurté à une forte résistance au sein de l’entreprise et son destin est incertain. Si celui-ci est finalement mené à bien cela risque de prendre plus que les 5 ans qui nous sépare de la fin de l'ARENH et la création d’une régulation du nucléaire qui fonctionne avec un EDF intégré est donc nécessaire.

 

Le document mis en consultation esquisse les grandes lignes d’un projet de répartition de la rente nucléaire après la fin de l’ARENH. En substance, un nouveau mécanisme serait mis en place et imposerait deux obligations de service public à EDF.

 

La première étant de vendre sur les marchés de gros, l’ensemble de la production des réacteurs existants (y compris l’EPR de Flamanville). Le volume mis en vente serait décidé quelques années en avance sur la base de la disponibilité anticipée à ce moment et ne serait pas modifiée en cas de changement du niveau de disponibilité par la suite. Ces volumes seraient ensuite vendus en intégralité sur les marchés à terme sous la forme de contrats financiers (contrat baseloasd CAL), puis physiquement sur les marchés spot, selon une stratégie d’offre pré-définie et validée par la CRE.

 

La seconde obligation forcerait EDF, dans le cas où la valorisation moyenne sur les marchés de gros de la production nucléaire serait supérieure à un prix “plafond”, de rétrocéder les revenus perçus au-delà de ce plafond aux divers fournisseurs alternatifs. Cette rétrocession représenterait donc un manque à gagner pour EDF équivalent à la différence entre le prix de marché moyen et le prix plafond. Cette rétrocession sera versée aux fournisseurs actifs sur le marché français (branche fourniture d’EDF et alternatifs) au prorata de la taille de leur portefeuille, selon des règles plus ou moins équivalentes au calcul actuel des droits ARENH.
 

En contrepartie de ce plafond de revenu et afin d’assurer un revenu minimum permettant de couvrir la maintenance et l’investissement dans le parc de production nucléaire, dans le cas où la valorisation moyenne sur les marchés de gros de la production nucléaire serait inférieure à un prix “plancher”, EDF recevrait une compensation égale à la différence entre le prix de marché et le prix plafond. Cette compensation sera payée par les fournisseurs actifs sur le marché français (branche fourniture d’EDF et alternatifs) au prorata de la taille de leur portefeuille.
 

Les niveaux de prix plancher et plafond seraient fixés ex-ante à partir d’une méthodologie mise en œuvre sous le contrôle de la CRE. Les prix plancher et le plafond créeraient alors un corridor protégeant les consommateurs des hausses de prix tout en garantissant une rémunération minimale aux actifs nucléaires couvert par la régulation (assise sur leur coûts complets et plus une rémunération minimale). Un écart entre prix plafond et plancher de l’ordre de 6€/MWh est pour l’instant envisagé.  

 

Ce nouveau mécanisme est différent de l’ARENH à plusieurs niveaux. D’un, il est purement financier, il n’y a pas de livraison physique “hors-marché” entre EDF et les fournisseurs. Le nouveau mécanisme qui agit  comme une sorte de “complément de rémunération”, n’ôte pas de liquidité aux marchés de gros, comme le faisait l’ARENH. De plus, les fournisseurs ne perdent pas leur incitation à se sourcer au meilleur prix sur le marché, en effet, ils peuvent espérer un gain s’ils arrivent à acheter à meilleur prix que la moyenne arithmétique des prix à terme (qui constituerait le prix de référence de vente de la production nucléaire). Sur ces points le nouveau mécanisme est donc plutôt supérieur à l’ARENH.  

 

De deux, il porte sur l'ensemble de la production nucléaire existante et non pas seulement 100 TWh. Enfin, il est moins avantageux pour le consommateur que l’ARENH (et ça quelque soit le tunnel de prix), en effet il n’est pas possible dans ce mécanisme de choisir le minimum entre le prix plancher et le prix de marché. En cas de forte baisse des prix sur les marchés de gros,  les consommateurs risquent donc de payer leur électricité plus chère que leurs voisins européens. Et contrairement à ce qui est insinué dans l’appel à contribution, il n’existe aucune raison valable (un consensus des analystes sur le long-terme est aussi valable que l’observation des vols d’hirondelles, j’ai été moi même analyste je sais de quoi je parle...) de penser que les prix de gros vont évoluer tendanciellement à la hausse sur le long terme. 

Mécanisme de la compensation entre EDF et les fournisseurs

Les zones d’ombre 

 

Bien sûr, les grands absents de la consultation sont les prix plancher et plafond. Il est important de rappeler que si le tunnel de prix est supérieur la plupart du temps au niveau des prix sur les marchés de gros, le mécanisme devient inintéressant pour les consommateurs et contribue à subventionner le nucléaire. Si on contraire le tunnel est inférieur au niveau des prix de marché la plupart du temps, le mécanisme est intéressant pour le consommateur. Par ailleurs, puisqu'il est difficile de connaître l’évolution des prix de gros dans le futur, il serait difficile de décider, même si les prix du tunnel avaient été communiqués, de l’intérêt ou non du mécanisme pour les consommateurs et le producteur nucléaire.  

 

Outre le niveau des prix, il manque aussi la méthode exacte selon laquelle ceux-ci seront établis et révisés. Le prix minimal devrait être plus ou moins basé sur les coûts complets (plus ou moins une poignée d’euros) du parc nucléaire actuel, incluant l’EPR de Flamanville, et le prix plafond égale au prix plancher + 6 euros (la question à 1 million étant : pourquoi pas 6 et pas 7 ou 5?). Mais comment celui-ci évoluera dans le temps? En fonction seulement du niveau des coûts d'investissement et de maintenance du parc ou est-ce qu’une indexation partielle sur le marché sera utilisée? Une indexation plus ou moins importante sur les prix du marché de gros permettrait en effet de diminuer l’incertitude sur la “compétitivité” du mécanisme discuté au paragraphe précédent (mais cela diminue aussi la protection accordée à EDF).  

 

Le déroulé exact du mécanisme est aussi laissé à la libre imagination du lecteur.  Quel sera le calendrier de versement des compensations entre EDF et les fournisseurs durant l’année de livraison? Est-ce que la compensation sera versée dans son entièreté en début ou en fin d’année, ou fractionnée en plusieurs versements? Quel garanties seront demandées par EDF aux fournisseurs pour s’assurer du paiement de la compensation en cas de prix de marché inférieur au prix plancher? Autant de questions qui peuvent affecter significativement les cash-flows des fournisseurs. 

 

Enfin, quelles seront les modalités de participation des fournisseurs? Est-ce que la participation au mécanisme sera obligatoire? C’est ce qui est plus ou moins suggéré dans la consultation mais on peut facilement imaginer que certains fournisseurs ou consommateurs verts ne souhaiteront pas participer à un mécanisme qui ipso facto protège le parc nucléaire français. Pourtant une participation optionnelle peut introduire des effets d’aubaines que ce dispositif cherche justement à éviter.


 

Les points sujets à controverse

 

L’idée de ce mécanisme de tunnel n’est pas tout à fait nouvelle, cela fait plusieurs années qu’EDF y réfléchit et l’ébruite dans certains couloirs. Ce mécanisme semble à première lecture faire d’une pierre trois coups en résolvant la question de la compétition sur le marché de détail tout en couvrant les coûts de production du nucléaire et en transférant la rente nucléaire aux consommateurs. 

 

Toutefois ce mécanisme a plusieurs faiblesses qui laissent à penser que cette idée sera retoquée ou profondément remaniée, soit par les acteurs, soit par la commission européenne, dont l’aval est nécessaire. La principale est pour moi un point déjà évoqué auparavant : rien n’assure la compétitivité de ce mécanisme face au prix de marché. Si le prix plancher est basé uniquement sur le coût de revient du nucléaire (note l’ARENH n'intègre pas le coût de l’EPR de Flamanville mais le prix plancher le ferait, il serait donc mécaniquement plus élevé que l’ARENH), le mécanisme proposé risque de générer de fortes désoptimisations du parc de production. Imaginez un scénario où les prix de marchés restent durablement plus bas que le prix plancher. Dans ce cas, en l’absence de prix plancher EDF aura intérêt à limiter la production de ses centrales, voir même d’en fermer certaines. Par contre  avec un prix plancher lui garantissant une rentabilité minimum, EDF a intérêt à maximiser, dans tous les cas de figure, sa production, contribuant encore à la baisse des prix sur le marché de gros européens. Autre conséquence négative, les entreprises électro-intensives françaises pourraient aussi perdre en compétitivité par rapport à leur voisins européens quand les prix de marché sont bas. 

 

Alors même que les capacité renouvelables s’orientent, enfin, vers une sortie à moyen terme des mécanismes de soutien (et des distorsions de marché qui vont de pair avec toute intervention publique), le dispositif proposé revient à protéger des fluctuations du marché une technologie mature. Le parc nucléaire subit depuis quelques années ce qu’on appelle le Grand Carénage. EDF réinvesti dans chacune de ces centrales afin d’en étendre le fonctionnement durant 10 ans. Au vu de son coût et des prix de marché actuels, cet investissement sera certainement profitable. En 2030 (donc environ  5 ans après le démarrage du nouveau dispositif), si EDF souhaite encore prolonger la vie de ces centrales un nouvel investissement devra être réalisé. Dans le cas où EDF bénéficie d’un prix plancher garanti pour sa production, l’investissement sera réalisé dans tous les cas, car le prix plancher évoluera avec le nouveau coût de production du parc, quelque soit le prix de marché à ce moment là, au détriment de capacités de production plus compétitives.  

 

L’autre problème est comment ce mécanisme sera intégré dans les contrats de fourniture. En effet, pour  intégrer, sans risque, le prix plancher ou plafond dans les contrat de fourniture de ses clients le fournisseur doit répliquer le prix de vente moyen du nucléaire sur les marchés dans sa stratégie d’achat. Hors ce prix de vente sera calculé sur une moyenne des prix à terme sur deux ans, il faut donc que les fournisseurs achètent de l’électricité jusqu’à deux ans en avance pour des consommateurs qui renouvellent leur contrats généralement bien moins d’un an en avance. Au risque donc de devoir acheter/vendre les volumes manquants/excédentaires à des prix moins avantageux que la moyenne. Pour les portefeuilles composés de résidentiels et petits professionnels, ce n’est pas trop grave puisqu’ils sont nombreux et que leur entrées-sorties dans un portefeuille peuvent être facilement considérées de manière statistique. Par contre, pour les consommateurs d’électricité de taille plus importante, dont le gain ou la perte fait plus significativement changer le volume du portefeuille d’un fournisseur, cela fait courir un risque beaucoup plus important à ce dernier. Et qui dit risque plus important pour les fournisseurs, dit généralement prime de risque plus importante pour le consommateur. 

 

Il faut aussi se souvenir que la CE avait accepté à contre-coeur l’ARENH comme un mécanisme permettant de favoriser la concurrence sur le marché de détail (pour rappel la CE aime la concurrence). Elle ne reconnaît pas le besoin de distribuer la rente nucléaire aux consommateurs français (ce qui peut-être assimilé à du dumping fiscal) via un prix plafond et va certainement percevoir le prix plancher comme une aide d’état au nucléaire. Elle est donc peu encline à accepter le mécanisme tel que présenté. Pour elle, la solution la plus élégante consisterait certainement  à forcer EDF à vendre l’énergie nucléaire à tous sur les marchés de façon indiscriminée sans mécanisme de compensation, avec si possible une séparation effective ou du moins comptable entre EDF production et fourniture. 

 

Et c’est en réalité certainement la meilleure solution à la fois pour les différents acteurs du marché et pour les consommateurs car elle introduit bien moins de risques réglementaires indésirables dans le secteur de l’énergie. Si l’activité nucléaire est séparée comptablement et contrôlée par le régulateur, la redistribution de la rente nucléaire peut être assez simple. En effet, on peut imaginer qu’une partie des bénéfices générés par la production nucléaire soit directement redistribués ex-post aux consommateurs d'électricité sous une forme ou une autre (un crédit d’impôt sur la CSPE par exemple). 

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