1) Rappel du contexte : l’imposition par l’Europe du Marché unique de l’électricité et les mesures françaises
Dans les années 1990, l’Union européenne a entrepris
d’étendre les règles de fonctionnement du marché intérieur au secteur
électrique. Avec l’adoption successive de quatre directives du Parlement et du
Conseil en 1996, 2003, 2009 et 2019, elle a ainsi cherché à ouvrir à la
concurrence les secteurs de la production et de la fourniture d’électricité et
à lever les barrières d’accès aux réseaux nationaux et aux interconnexions,
favorisant aussi les échanges transfrontaliers. Ces directives ont eu des conséquences
sur l’organisation du secteur électrique
: au sein d’EDF, les activités de transport et de distribution d’électricité
ont été séparées des activités de production et de fourniture et confiées à ses
filiales Réseau de transport d’électricité (RTE) et Enedis. Des fournisseurs
alternatifs (aux fournisseurs historiques, c’est-à-dire à distribution EDF et
aux entreprises locales de - ELD) sont apparus. Deux gros types de marché de
l’électricité se sont développés : les marchés de gros entre les producteurs et
les fournisseurs d’électricité ; les marchés de détail entre les fournisseurs
d’électricité et les clients finals.
En l’absence d’intervention publique, l’ouverture à la concurrence à l’échelle européenne se serait traduite par un approvisionnement de la clientèle française à des conditions de prix de gros de l’électricité susceptibles d’excéder nettement les coûts de production du parc français. La flambée des prix de gros de l’électricité en 2022, dans le sillage de ceux du gaz, illustre ce risque. Les pouvoirs publics ont dès lors cherché à faire bénéficier les clients français de l’avantage comparatif que constituaient les faibles coûts de production du parc nucléaire historique.
Cette politique nationale d’organisation des marchés et les dispositifs correspondants devaient néanmoins rester compatibles avec le droit de la concurrence et les règles du marché intérieur de l’électricité, elles-mêmes évolutives. Dans ce contexte, les autorités françaises ont adopté une « nouvelle organisation du marché de l’électricité » par la loi du 7 décembre 2010 du même nom (loi NOME)
Pour ce faire, la loi NOME a fait reposer l’intervention publique sur trois principaux dispositifs. Elle a ainsi mis en place une régulation au stade amont de la vente en gros de la production nucléaire, via l’instauration de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH). L’ARENH a accompagné à partir de 2011 la suppression définitive des tarifs réglementés pour les grandes et moyennes entreprises. Il devait permettre de garantir à tous les clients finals le bénéfice de la compétitivité du parc nucléaire, et de donner aux fournisseurs alternatifs les moyens de concurrencer EDF. Concomitamment, la loi a créé un dispositif spécifique visant à garantir la sécurité d’approvisionnement, en particulier lors des périodes de tension entre offre et demande : le mécanisme de capacité.
Enfin, elle a conforté la régulation des prix de détail pour les ménages et les petites entreprises en maintenant leur éligibilité aux tarifs réglementés de vente (TRV) que les opérateurs historiques (EDF et les entreprises locales de distribution) ont l’obligation d’offrir.
4) Bilan de la loi Nome
Après plus de dix années d’application de la loi NOME, les parts de marché des fournisseurs alternatifs ont fortement augmenté sur le marché de détail. Elles dépassent notamment 50% sur la clientèle professionnelle des grandes et moyennes entreprises, même si la place des opérateurs historiques reste très importante.
En revanche, le segment de la production demeure largement dominé par EDF, qui assure encore 85 % de la production nationale. Le caractère intégré d’EDF, qui utilise l’essentiel de sa production directement pour l’approvisionnement de ses propres clients finals, réduit la liquidité des échanges sur le marché de gros.
5) Dans quelle mesure le dispositif des tarifs réglementés de vente a-t-il contribué à faire bénéficier les clients finals de prix stables et compétitifs dans le cadre de l’ouverture des marchés à la concurrence ?
Tout d’abord, la Cour constate que le maintien des TRV a été apprécié par les consommateurs : Bien que le droit européen considère tout prix réglementé comme une entrave à la concurrence et limite de plus en plus les possibilités d’y recourir, la France a pu conserver jusqu’à présent des TRV, mais sur un champ désormais circonscrit aux ménages et à certaines petites entreprises. La France fait partie des pays européens affichant les plus fortes parts de ménages bénéficiant d’un tarif réglementé (67% fin 2021).
Mais le mécanisme infernal de l’ARENH remet en question le bénéfice des TRV : la Cour constate une érosion de la capacité des TRV, du fait de leur mode de calcul, à assurer aux consommateurs des prix stables neutralisant la volatilité des prix du marché de gros. Elle constate également que le risque que le niveau des TRV s’éloigne significativement des coûts de production d’EDF.
Là il faut s’accrocher un peu :
Etape 1) l’Europe exige la « contestabilité »des TRV :Ce principe fondé sur le droit européen signifie que les fournisseurs alternatifs doivent être en situation de proposer des tarifs au moins aussi attractifs.
Etape 2) Or les fournisseurs alternatifs, qui ont très peu investi dans la production (voir ci-après) sont de plus en plus dopés à l’ ARENH. Plus la demande d’ARENH excède le plafond de 100 TWh, plus les fournisseurs alternatifs doivent eux-mêmes se fournir à coût élevé
Etape 3) Pour assurer la « contestabilité » des TRV, la CRE, chargée de proposer chaque année l’évolution de ces tarifs, répercute le renchérissement des coûts d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs dans le calcul des TRV
Ce qui conduit la CRE a demander de façon insistante le relèvement de l’ARENH et le gouvernement à l’accorder.
Ainsi, en 2022 le gouvernement a contraint EDF à augmenter de 20% le quota annuel d'électricité vendu à prix réduit à ses concurrents, à 120 TWh (contre 100 TWh auparavant) pout tenter de limiter la hausse des prix.
Remarque :
ainsi se vérifie le théorème de Boiteux : Il ne s’agit pas « d’ouvrir la concurrence
pour faire baisser les prix mais bien d’augmenter les prix pour permettre la
concurrence »
Avec une perversité supplémentaire : Plus les producteurs alternatifs manquent à leurs engagements, plus les TRV augmentent et plus EDF se trouve sommé de les biberonner à l’ARENH.
6) Le bilan de
l’ARENH : « La mise en oeuvre
de l’ARENH ne s’est pas déroulée comme prévu »
La Cour euphémise à l’excés !
Un dispositif transitoire et un calcul approximatif des tarifs : L’ARENH est dès l’origine un dispositif transitoire, qui arrive à échéance fin 2025. Il devait accompagner le développement de la concurrence à la fois sur l’amont et sur l’aval du secteur, c’est-à-dire sur le segment de la production d’électricité, et notamment sur les moyens produisant « en base », et sur le segment de la fourniture d’électricité aux clients.
Aucun accord n’a pu être trouvé entre l’État et la Commission européenne sur une méthode de calcul du prix de l’ARENH. La décision de la Commission approuvant le dispositif en a figé de fait les paramètres de volume (plafond à 100 TWh – hors mesure exceptionnelle de 20 TWh dans le cadre du « bouclier tarifaire » de 2022) et de prix (42 €/MWh) depuis 2012, sans que ce niveau de prix n’ait jamais été fondé sur les coûts de production du parc nucléaire.
La Cour est même plus sévère : « Le prix de l’ARENH n’a jamais pu être fixé
selon les modalités prévues par la loi. »
Les 20 TWh supplémentaires mis à disposition en 2022 ont toutefois été proposés à un prix réévalué à 46,2 €/MWh.
Les parts de marché des fournisseurs alternatifs ont crû significativement et atteignaient fin 2021, 28 % de la consommation des ménages et plus de 52 % de la consommation des grands et moyens sites professionnels.
En revanche les conditions d’un développement de la concurrence sur la production électrique « en base » n’ont jamais pu être réunies. EDF est resté largement dominant sur ce segment depuis 2011, et la part du nucléaire dans le mix électrique a peu baissé en 10 ans : elle est passée de l’ordre de 75 % de la production à environ 70 %.
La Cour considère que l’ARENH a couvert les coûts de production d’EDF sur la période…mais par des biais louches le dispositif de l’ARENH ne permet pas de garantir la couverture des coûts
« La Cour constate que bien que l’ARENH ait limité les revenus du producteur et ait permis une redistribution des bénéfices de la compétitivité du parc, les revenus estimés de la filière nucléaire historique ont excédé ses coûts complets sur la période 2011-2021. La rémunération de cette filière est toutefois dépendante de paramètres difficilement pilotables, y compris les effets de l’écrêtement, ce qui ne permet pas au dispositif de l’ARENH de garantir la couverture des coûts ».
En fait, sur l’ensemble de la période 2011-2021,
l’écrêtement de l’ARENH ( et la rémunération de mécanisme de capacité du
nucléaire a permis de pallier l’absence de révision de son prix….)
Sauf que justement , le ministère a décidé d’augmenter le
plafond…. Donc il y aura moins d’écrêtement et les coûts ne seront plus
couverts !
Enfin, la Cour est bien obligée de constater « qu’en l’absence d’ARENH, les revenus
du nucléaire, sur l’ensemble de la période 2011-2021, auraient probablement été
supérieurs : ils auraient excédé les coûts
comptables d’environ 7 Md€ sur la période. L’ARENH a ainsi limité les
revenus du producteur nucléaire »
NB : et aussi ses capacités d’investissements. En
gros, avec l’ARENH on a fait cadeau aux distributeurs alternatifs d’un EPR 2
fictif….
7) Les
mécanismes de capacités : rémunération contestée pour le nucléaire
Enfin la Cour des Comptes critique la rémunération des mécanismes de capacité ( rémunération de capacités gardées en réserve pour éviter l’effondrement du réseau).
« Certaines filières couvrent déjà leurs coûts complets par la vente de leur production, dans les conditions courantes de prix sur le marché de l’énergie ou grâce à des mécanismes de soutien public spécifiques, et n’ont pas besoin de rémunération capacitaire pour rester en fonctionnement. C’est notamment le cas des énergies renouvelables subventionnées (éolien et photovoltaïque), des principales concessions hydro-électriques et du parc nucléaire historique dans son ensemble…
« La Cour constate que la rémunération capacitaire dont bénéficie le parc nucléaire ne détermine pas sa participation effective à la sécurité d’approvisionnement… Ces constats conduisent à s’interroger sur la pertinence d’une rémunération capacitaire pour le parc nucléaire au regard des objectifs de sécurité d’approvisionnement «
8) Vers une
nouvelle régulation : c’est demandé par la société et c’est urgent ! !
En tout état de cause, seul le maintien d’une forme de régulation permettrait de viser un objectif deprix de détail reflétant la stabilité et la compétitivité relative du parc de production nucléaire historique. À cet égard, il faut relever qu’aucune des parties prenantes françaises concernées par le fonctionnement du secteur électrique n’appelle aujourd’hui à un abandon de toute régulation pour s’appuyer sur les seuls mécanismes de marché. »
En termes de calendrier, l’arrivée à échéance des autorisations européennes relatives à l’ARENH, fin 2025, et au mécanisme de capacité, fin 2026, ainsi que la perspective d’un nouveau rapport d’évaluation des TRV à remettre à la Commission européenne en 2025, supposent que les pouvoirs publics aient défini d’ici fin 2023 la nouvelle configuration des outils de l’intervention publique sur les marchés de l’électricité
C’est donc sans attendre qu’une réflexion globale doit être conduite sur une refonte de l’intervention publique, pour que les évolutions nécessaires interviennent de façon cohérente et articulée, à la fois en termes de calendrier et sur le fond, sur la base d’une vision clarifiée des objectifs poursuivis.
Le contexte actuel semble par ailleurs favoriser la recherche de modes d’organisation des marchés assurant une protection des consommateurs contre des prix excessivement volatils et éloignés des fondamentaux de coûts de production nationaux.
9) Avec des
marges de régulation nationale de plus en plus réduites – la Commission prend
de plus en plus le pouvoir !
La nouvelle directive de 2019 limite dans le temps et en
termes de bénéficiaires la possibilité d’interventions publiques sur les prix
de détail. Ces interventions, quand elles ne visent pas des publics
vulnérables, doivent constituer des
transitions vers une fixation des prix par le seul marché. La directive
impose par ailleurs certaines contraintes en termes de méthodes et de niveau de
fixation de prix régulés, ce dernier devant notamment permettre « une
concurrence tarifaire effective
Le Traité de Lisbonne, entré en vigueur au 1er décembre
2009, a fait de la politique énergétique une compétence « partagée » : les
États-membres sont compétents pour tout
ce que l'Union n'a pas décidé de régler
Les États-membres conservent le droit de déterminer leur
mix de production énergétique, même si, en vertu de l’article 191, l’UE peut, en matière d’environnement,
adopter des mesures « affectant sensiblement le choix d'un État membre
entre différentes sources d'énergie et la structure générale de son
approvisionnement énergétique »
Les tarifs réglementés sont considérés comme une entrave
à la réalisation d’un marché de l’électricité concurrentiel tel que prévu par
la directive 2009/72/CE. Toutefois, la Commission européenne avait considéré en
2012 que les tarifs réglementés au bénéfice des clients professionnels (tarifs
jaune et vert) étaient justifiés à titre transitoire, en accompagnement des
premières années d’ouverture à la concurrence, pour « éviter qu’EDF fasse des
bénéfices exceptionnels en utilisant une tarification excessive de la part d’un
opérateur susceptible de conserver une part considérable du marché de détail »
10) Une Nouvelle régulation, mais pour quel but ? la stabilité des prix ?
Les pouvoirs publics, à travers la consultation ouverte par le ministère de la transition écologique sur le sujet d’une nouvelle régulation du nucléaire en janvier 2020 ont proposé des objectifs différemment énoncés, consistant à faire bénéficier les consommateurs « pour une partie de leur approvisionnement en base, des conditions stables de la production électrique décarbonée et pilotable du parc nucléaire existant qu’ils ont contribué à financer ».
Ainsi formulé, la protection des clients finals ne paraît plus concerner directement la compétitivité relative du coût de production du parc nucléaire par rapport aux prix du marché de gros, mais plutôt la stabilité que confèreraient des prix fondés sur les coûts de production du parc nucléaire
11) Une nouvelle régulation mais comment ? Scenario 1 :suppression de l’ARENH
Une première option, réclamée par certains acteurs du secteur, consisterait à ne pas proposer de nouvelle régulation sur le marché de gros à l’issue de l’ARENH.
˗ Si le libre jeu de la concurrence sur la fourniture aboutissait, par la simple exploitation par EDF intégré de son accès direct à la production du parc nucléaire à évincer la plupart des fournisseurs concurrents, un monopole de fait serait recréé. Cette situation pourrait justifier l’existence de tarifs réglementés pour la protection des petits consommateurs au motif d’empêcher une tarification excessive par l’opérateur dominant, et leur assurer ainsi des prix à marges maîtrisée par rapport au coût de production, mais laisserait les autres clients, industriels notamment, sans garantie de pouvoir bénéficier de la compétitivité du parc de production d’EDF.
- Si, en revanche, le maintien de fournisseurs alternatifs était organisé grâce à une séparation des activités de production nucléaire et de commercialisation d’EDF, ou si EDF continuait à répliquer dans ses offres les conditions d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs, les rentes de rareté ne concerneraient qu’EDF producteur et aucun fournisseur ne serait alors en mesure de proposer des tarifs de vente fondés sur les coûts de production.
12) Une nouvelle régulation mais comment ? Scenario 2 :ARENH à 100%
L’autre option consisterait à proposer une régulation du nucléaire qui prendrait le relais de l’ARENH, mais concernerait toute la production nucléaire historique, moyennant éventuellement l’exclusion des quantités faisant l’objet de contrats spécifiques, qui concernent notamment les entreprises électro-intensives.
Sa mise en oeuvre s’accompagnerait mécaniquement d’une séparation, a minima comptable, des
activités de production et de commercialisation d’EDF. En effet, quel que
soit le choix retenu pour la mise en oeuvre de la régulation, la séparation
comptable serait nécessaire pour, d’une part, garantir un accès équitable du
produit régulé au fournisseur EDF et aux autres fournisseurs alternatifs et,
d’autre part, identifier les recettes effectivement perçues par la production
nucléaire. Néanmoins, d’autres aspects de la protection des petits
consommateurs seraient à traiter, par exemple au moyen d’encadrements non
tarifaires de l’activité de fourniture »
Ce projet de régulation aurait effectivement eu le mérite
de clarifier le rôle de la production nucléaire historique, de dépasser les
difficultés aujourd’hui posées par l’atteinte du plafond de l’ARENH, et de
sécuriser le financement du parc électronucléaire. Il soulève néanmoins un
certain nombre de difficultés, ou a minima appelle à prendre certaines
précautions quant à sa conception définitive.
14a) Les problèmes à résoudre dans ce scénario : le périmètre des bénéficiaires de la régulation
Le périmètre des bénéficiaires concernés est déterminant : limiter le champ de la régulation à l’approvisionnement des ménages et des très petites entreprises, comme semble y pousser la Commission européenne ne répondrait plus à l’enjeu de mettre la compétitivité relative du parc actuel de production au service de l’économie française dans son ensemble.
La Commission semble considérer désormais qu’un objectif de maintien ou de stabilité des prix au bénéfice des consommateurs finals n’est acceptable que pour les consommateurs résidentiels ou les microentreprises….Si le champ de la régulation devait exclure la plupart des clients professionnels, cela pourrait par ailleurs remettre en cause la possibilité d’offrir une réelle concurrence sur ce segment
Si la clause de destination implicite, qui conditionne aujourd’hui le bénéfice de l’ARENH à l’approvisionnement des clients établis en France, n’était pas maintenue dans le cadre d’une nouvelle régulation, la redistribution de l’avantage compétitif du parc nucléaire historique s’effectuerait à l’échelle de tous les consommateurs européens, ce qui, comme l’indiquait déjà la Commission Champsaur en 2009, poserait un problème au regard de l’acceptabilité sociale des choix énergétiques nationaux
14b) Le périmètre des bénéficiaires des TRV :
une nouvelle
restriction du champ des TRV, par exemple aux seuls consommateurs vulnérables,
appellerait la mise en place de mesures non-tarifaires visant à protéger les
consommateurs qui ne seraient plus éligibles à ces tarifs de toute insécurité
contractuelle et à les éclairer dans le choix des offres.
À ce titre, la question de la lisibilité des offres de marché, et de leur comparabilité à des références de prix qui reflèteraient les conditions d’approvisionnement disponibles, des coûts commerciaux maîtrisés et une marge raisonnable, devrait être traitée.
La désignation de fournisseurs de dernier recours214 devrait être envisagée
Le Gouvernement doit en tout état de cause produire cette année un rapport d’évaluation des TRV, notamment pour justifier leur maintien ou leur évolution. Le même exercice devra être conduit d’ici 2025.
14c) Rigueur et transparence sur la fixation du prix de régulation
Les difficultés que l’absence de détermination du prix de l’ARENH ont engendrées conduisent tout d’abord la Cour à rappeler le besoin de rigueur et de transparence associé à la fixation du prix de régulation. La Cour a déjà recommandé que, dans l’éventualité d’une nouvelle régulation du nucléaire, une méthodologie d’établissement des coûts, nécessaire à la fixation du prix de régulation, soit définie et publiée. L’établissement d’une telle méthodologie constitue un préalable à la mise en oeuvre d’une telle régulation.
14d) Le périmètre de la production concernée et la question de l’intégration de l’EPR de Flamanville
Le périmètre de la production concernée est essentiel. Le projet de consultation propose aujourd’hui de couvrir la totalité des centrales du parc nucléaire existant, y compris Flamanville 3…À tout le moins, la signification de cette incorporation, c’est-à-dire la couverture de la majorité des coûts de l’EPR par une moindre restitution de la compétitivité du parc historique aux consommateurs, devrait être clairement expliquée. Toutefois, si les pouvoirs publics affirmaient qu’un des objectifs de la nouvelle régulation reste la transmission aux consommateurs de la compétitivité du parc nucléaire, la Cour recommanderait de traiter de façon séparée la production de l’EPR de Flamanville
14 e) Les incitations à la performance: La Cour recommande que des incitations à la performance soient intégrées à la régulation par le biais d’un taux de disponibilité cible et, le cas échéant, d’un indicateur du placement de la production aux moments où sa valeur pour le système électrique est la plus grande (
14f) Séparation comptable des fonctions de production et de commercialisation
Le projet de nouvelle régulation précisait qu’EDF, en tant que fournisseur d’électricité, aurait « les mêmes droits et obligations que les autres fournisseurs d’électricité […] au regard de cette régulation, et serait placé sur un strict pied d’égalité au plan concurrentiel en termes d’accès au productible électronucléaire régulé »
Dans l’hypothèse d’un SIEG , seule une séparation comptable serait exigée. Les discussions entre les autorités françaises et la Commission européenne ont pourtant en bonne partie porté sur le degré de séparation juridique à assurer entre ces activités. De leur côté, les organisations syndicales ont exprimé de vives oppositions sur ce point précis de la réorganisation éventuelle d’EDF.
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