Stefan Ambec et Claude Crampes
Pour la première fois depuis sa création par la loi NOME en 2010, le dispositif donnant aux fournisseurs d'électricité un accès à l'énergie produite par les centrales nucléaires d'EDF atteint son plafond légal de 100 térawattheures annuels pour 2019. Cette demande record laisse augurer de fortes tensions sur les marchés de gros de l'électricité.
Comment introduire de la concurrence dans une industrie dominée par un opérateur historique? La réponse radicale consiste à découper le dit opérateur en morceaux qui seront vendus à des exploitants indépendants. Deux exemples emblématiques en sont la Standard Oil (1911) pour l'industrie pétrolière et AT&T (1983) pour le téléphone. Mais lorsque l'opérateur historique utilise une technologie considérée comme sensible pour la sécurité nationale, la solution du découpage n'est pas politiquement acceptable. C'est le cas des centrales nucléaires détenues par EDF. Il est difficilement envisageable d'éparpiller la propriété de tels actifs. Mais on peut en partager le flux de production. Cette solution fut retenue par la Commission européenne en février 2001 quand elle autorisa la prise de contrôle par EDF de l'opérateur allemand EnBW, à condition que EDF mette en vente une partie de sa production d'électricité sur le marché de gros français pendant une durée minimale de 5 ans sous la forme de droits de tirage dont le prix d'exercice reflétait le coût variable de ses centrales.[1] Ce dispositif de mise à disposition d'électricité dans le but d'atténuer les effets de la concentration des marchés a été jugé encourageant par la Commission européenne.[2] Il est donc logique que la Commission Champsaur chargée par le gouvernement français en 2008 de proposer des solutions pour aller plus avant dans la libéralisation du marché de l'électricité ait avancé l'idée de l'Accès Régulé à l'Electricité Nucléaire Historique (ARENH), dispositif instauré par la loi NOME en 2010.[3]
Aux termes de la loi, depuis le 1er juillet 2011 et jusqu'au 31 décembre 2025, les fournisseurs concurrents d'EDF peuvent acquérir de l'électricité produite par les centrales nucléaires d'EDF situées sur le territoire national et mises en service avant le 8 décembre 2010 (c'est le H de l'ARENH). Le total des volumes d'ARENH vendus annuellement ne doit pas excéder 100 TWh (hors fourniture des pertes aux gestionnaires de réseau), soit environ 25% de la production du parc nucléaire historique. Les quantités souscrites sont assises sur les prévisions, faites par les fournisseurs, de la consommation de leurs clients résidant en France pour l'année qui suit. Ce dispositif est aussi verrouillé du côté du prix puisque tous les souscripteurs paient leurs achats à un tarif régulé, aujourd'hui 42 euros/MWh. L'objectif est donc de mettre tous les fournisseurs sur un pied d'égalité avec EDF quand ils achètent de l'énergie électrique en gros pour la revendre au détail.
Les règles communes qui régissent les échanges au sein de l'Union européenne donnent le droit d'y commercer librement. Il y a donc un risque de voir les volumes souscrits au titre de l'ARENH détournés vers d'autres usages que la vente aux consommateurs figurant dans le portefeuille des acquéreurs. Pour éviter les comportements opportunistes et limiter les erreurs de prévision, les textes dérogent au droit commun en instaurant des pénalités, deux compléments de prix calculés sur la base des prix observés sur les marchés de gros. Le premier complément régularise l'écart constaté par rapport au prix de marché en cas de revente de volumes d'ARENH sur le marché de gros. Il est restitué à EDF puisque ce détournement d'usage est contraire à l'esprit même du mécanisme de régulation. Le second constitue une pénalité contractuelle en cas de demande excessive d'un fournisseur. Il est ventilé entre les souscripteurs. Nous y revenons plus loin.
Ces deux compléments sont supposés neutraliser erreurs et opportunisme de la part des fournisseurs. Mais il reste de la place pour des choix stratégiques puisque pour la seconde pénalité une marge d'erreur de 10% est tolérée. Par ailleurs, il n'est pas impossible que le fournisseur pénalisé répercute le complément de prix sur la facture de certains de ses clients, une façon de partager les risques.
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Le tableau ci-dessous donne l'évolution des demandes d'ARENH (en TWh) depuis l'ouverture du dispositif.[4]
L'effondrement de 2015 et 2016 s'explique par la chute des prix sur les bourses de l'électricité où les fournisseurs ont pu faire leurs emplettes à un prix très inférieur à 42 euros. Depuis 2017, les souscriptions d'ARENH sont reparties à la hausse en même temps que la remontée des prix sur les marchés de gros. Pour l'année 2019, la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) dit avoir reçu un total de demande de 132,93 TWh (communiqué du 29 novembre 2018). Puisque le plafond législatif fixe à 100 TWh par an la quantité à céder, la CRE les a répartis au prorata des demandes de souscription.
Cette répartition de la pénurie est tout sauf efficace. En effet, on peut s'attendre à ce que les fournisseurs intègrent la règle de rationnement proportionnel dans leurs demandes futures et donc gonflent leurs souscriptions dès lors qu'ils anticipent des hausses de prix sur les autres sources d'approvisionnement. L'allocation des droits de tirage pourrait être améliorée en organisant un système à deux tours tel que i) rien n'est changé si la demande totale n'atteint pas le plafond des 100 TWh, sinon ii) la CRE organise une enchère permettant de révéler la disposition à payer des souscripteurs, l'excédent de recettes ainsi généré étant affecté au gré du législateur.
Considérons l'exemple suivant emprunté au rapport 2018 de la CRE: deux fournisseurs, A et B, ont un portefeuille de clients donnant à chacun un droit théorique de 60TWh. S'ils souscrivent "honnêtement" à l'ARENH, comme la somme de leurs demandes dépasse 100TWh, ils sont rationnés au prorata de leur demande et chacun reçoit donc 100*(60/(60+60))=50TWh. Mais si A anticipe ce rationnement alors que B s'en tient à sa politique de vérité, en annonçant un besoin de 90TWh le fournisseur A obtient 100*(90/(90+60))=60TWh, ce qui ne laisse que 40TWh à B. Comme la quantité reçue par A correspond bien à son droit théorique, il n'encourt aucune pénalité (pas de dépassement de 10%) et B se trouve lésé. Du moins, c'est le point de vue de la CRE qui cherche un mécanisme permettant de rétablir B dans ses droits. En fait, tant qu'on ignore combien sont prêts à payer les deux protagonistes, il est impossible de savoir si leur comportement est bon ou mauvais en termes d'efficacité économique. Si par exemple A compte vendre à ses clients à un prix de 44 euros/MWh (hors transport et taxes) et B au prix de 43 euros, il est efficace de rationner B et de satisfaire l'intégralité de la demande de A. Un tour d'enchère dans lequel les candidats annonceraient la quantité maximale qu'ils demandent et le prix qu'ils sont prêts à consentir mettrait ce mécanisme en œuvre. Le prix d'équilibre concurrentiel de l'ARENH s'établirait autour de 43 euros, à l'intersection de la demande agrégée décroissante par paliers et de l'offre fixe de 100TWh. Avec cette allocation, toute différence entre le prix d'équilibre et les 42 euros réglementaires constitue un bénéfice substantiel puisqu'il faut la multiplier par 100 millions de mégawattheures. Gageons que les pouvoirs publics ne manqueraient pas d'idées pour l'utiliser.
Un innovateur institutionnel attend toujours beaucoup de ses créations. En faisant de l'ARENH un dispositif limité et transitoire, le législateur pensait inciter les fournisseurs alternatifs à se procurer des moyens d'approvisionnement en complément de la production sortant des centrales nucléaires installées. Les faits montrent qu'il n'en est rien. De façon opportuniste, les fournisseurs profitent de cette manne sans qu'on observe de grands projets d'investissement en actifs de production, en dehors des énergies renouvelables subventionnées. Peut-être à l'approche de l'échéance de 2025 verra-t-on se développer cette forme douce d'investissement que sont les contrats d'approvisionnement liant EDF et les fournisseurs qui ne détiennent pas d'actifs de production.
[1] Ce système était identifié sous le terme de Virtual Power Plants (VPP); voir https://www.ausubel.com/auction-papers/ausubel-cramton-vpp-auctions.pdf. Aujourd'hui on parle plutôt de VPP pour désigner l'agrégation de petites centrales hétérogènes gérées par un opérateur unique.
[2] "Energy sector competition inquiry" (10 janvier 2007) https://europa.eu/rapid/press-release_MEMO-07-15_fr.htm?locale=en
[3] Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité (dite loi « NOME »).
[4] source CRE " Evaluation du dispositif ARENH entre 2011 et 2017", https://www.cre.fr/Documents/Publications/Rapports-thematiques/Rapport-ARENH
Stefan Ambec et Claude Crampes
