Espace client
Il était indispensable de fixer un plafond au volume d’ARENH : sans cette limite, EDF aurait été contrainte de céder l’ensemble de sa production nucléaire à ses concurrents, compromettant ainsi la soutenabilité économique de son modèle.
Lors des premières années de mise en œuvre du dispositif, la demande des fournisseurs alternatifs est demeurée très en deçà du seuil de 100 TWh.
Ce n’est que bien plus tard, dans un contexte de forte tension sur les marchés de gros, que ce plafond a été dépassé.
Les critiques formulées par certains acteurs, dénonçant une insuffisance structurelle de l’accès ARENH, occultent un point fondamental : rien ne les empêchait d’investir dans leurs propres capacités de production pour sécuriser leur approvisionnement.
L’écrêtement de l’ARENH est souvent imputé à la concurrence, alors qu’il découle avant tout d’un plafonnement structurel du mécanisme. L’idée d’un « abus d’ARENH » repose sur une lecture discutable d’une demande supposément excessive, malgré des cadrages réglementaires (CP1, CP2) offrant des justifications cohérentes. La CRE a d’ailleurs ajusté ses critères dès novembre 2023 pour limiter les sollicitations artificielles. La réduction stratégique du portefeuille clients, perçue par certains comme une faille exploitée, ne pose réellement problème qu’au quatrième trimestre. Enfin, une optimisation fondée sur une anticipation de marché à l’été 2022 est avancée, mais demeure hypothétique du fait de son niveau de risque élevé.
Or, ces investissements sont restés largement insuffisants.
Au lieu d’assumer les risques liés à la production, ces acteurs ont privilégié une stratégie opportuniste fondée sur l’accès régulé à une électricité compétitive, tout en laissant EDF supporter seule les aléas du système électrique national.
Si certains observateurs estiment qu’il ne devrait pas y avoir de plafond à la vente de l’électricité nucléaire à prix coûtant, la solution la plus pertinente serait de mettre en œuvre le plan Hercule.
Ce plan permettrait à EDF de vendre l’intégralité de sa production nucléaire au prix de revient, soit bien au-delà des 42 euros/MWh initialement fixés, avec un tarif probablement situé entre 60 et 70 euros/MWh, en fonction des coûts réels de production.
Cette révision du cadre de l’ARENH permettrait à EDF de vendre son énergie nucléaire à un prix juste, couvrant ainsi ses coûts de production et les investissements nécessaires pour maintenir son parc nucléaire en fonctionnement.
Dans ce contexte, les fournisseurs alternatifs seraient contraints de se concentrer sur le développement et la commercialisation d’énergies renouvelables (ENR), face à la revalorisation du prix du nucléaire.
L’accès restreint à l’énergie nucléaire à prix coûtant forcerait ces acteurs à innover et à investir dans des solutions alternatives, créant ainsi un véritable marché pour les énergies vertes. Cette dynamique pourrait stimuler le secteur des ENR, encourager la diversification des sources d’énergie et contribuer à la transition énergétique.
Ce modèle présenterait l’avantage de clarifier le rôle d’EDF dans la fourniture d’énergie nucléaire, tout en offrant aux acteurs privés la possibilité de se positionner sur le marché des ENR, apportant ainsi plus de compétitivité et de diversification dans l’offre énergétique.
Toutefois, une telle réorganisation aurait des implications sur les prix de l’électricité, avec des risques d’augmentation des coûts pour les consommateurs.
Cependant, à long terme, cette approche permettrait de mieux structurer le marché de l’énergie, d’encourager les investissements dans les énergies renouvelables et de favoriser une transition énergétique plus équilibrée et plus durable.
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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.