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Le dispositif de l’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) n’a pas contraint EDF à vendre son électricité à perte.
En revanche, il a occasionné un important manque à gagner, dans la mesure où les volumes d’électricité cédés à un prix administré l’ont été à un niveau sensiblement inférieur à celui qu’aurait permis une vente sur le marché de gros.
Cette situation a privé l’entreprise de recettes potentielles substantielles, en particulier lors des périodes où les prix de marché se sont envolés.
Il convient toutefois de signaler une exception notable : en 2016, les cours de l’électricité sur le marché spot se sont établis à un niveau inférieur au tarif ARENH, rendant ce dernier momentanément plus avantageux.
Le mécanisme de l’ARENH n’a pas été structurellement défavorable à EDF du point de vue de la couverture des charges liées au tarif réglementé de vente (TRV).
Grâce au jeu de l’écrêtement, qui intervient lorsque la demande excède le plafond ARENH, EDF a pu commercialiser sur le marché de gros les volumes non attribués à un prix supérieur au tarif régulé de 42 €/MWh.
Ce complément de valorisation, bien documenté par la Cour des comptes, a permis de compenser une partie des pertes de revenu associées à l’obligation de cession à prix régulé.
Pour autant, il serait inexact de considérer que l’entreprise n’a subi aucun manque à gagner.
Si EDF avait été en mesure de vendre l’intégralité de sa production nucléaire au prix du marché, ses recettes auraient été sensiblement plus élevées, notamment lors des périodes de forte tension sur les marchés de gros.
Le dispositif de l’ARENH, en dépit des atténuations qu’offre l’écrêtement, a donc mécaniquement limité la pleine valorisation d’un parc nucléaire largement amorti, restreignant ainsi les marges financières de l’opérateur historique. »
ARENH : entre manque à gagner et coût d’opportunité, une clarification nécessaire de l’impact financier des 20 TWh supplémentaires sur EDF.
Ce n’est pas une perte, mais bien un manque à gagner, en effet.
Le regret de quelque chose que l’on n’a jamais obtenu est moindre que celui d’une chose que l’on possédait et que l’on a perdue.
Cela dit, une zone d’ombre subsiste quant au coût réel des 20 TWh supplémentaires accordés dans le cadre de l’ARENH.
Pour revenir à ces 20 TWh, il semble qu’EDF ait dû racheter sur le marché spot de l’électricité qu’elle avait déjà contractuellement vendue à terme, afin de satisfaire les obligations résultant du relèvement exceptionnel du plafond ARENH. Toutefois, je ne me souviens plus précisément quel était le différentiel de prix entre ces deux transactions. Ce point a d’ailleurs donné lieu à une controverse, probablement documentée dans un rapport de la Cour des comptes.
Il y a néanmoins un point essentiel à éclaircir.
EDF soutient avoir été contrainte de racheter de l’électricité pour honorer la livraison de ces 20 TWh additionnels, mais cela n’a jamais été clairement détaillé :
- Quelle proportion de ces volumes a réellement été couverte par des achats sur le marché ?
- À quel prix ces achats ont-ils été effectués ?
- Et surtout, cette opération a-t-elle véritablement généré un préjudice financier, ou s’agit-il d’un coût d’opportunité, compensé par la rémunération réglementée de l’ARENH ?
La distinction entre perte réelle et manque à gagner mérite d’être précisément établie, notamment pour évaluer l’impact financier de l’ARENH sur le bilan d’EDF.
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Finis rerum.
Direction des Études Économiques.
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Par Alexis Vessat, docteur en économie de l’énergie, expert en systèmes énergétiques européens.