Conditions d'utilisation de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique

4  PROPOSITIONS POUR
MIEUX PRÉVENIR ET RÉPRIMER LA FRAUDE À L'ARENH

I. CORRIGER LES « EFFETS DE BORD » DE LA MÉTHODOLOGIE DE L'ARENH

En premier lieu, les rapporteurs sont convaincus de la nécessité de corriger les « effets de bord » de la méthodologie de l'Arenh, qui est perfectible aux yeux de la quasi-totalité des personnes auditionnées.

Si l'Arenh doit s'achever d'ici le 31 décembre 2025, il reste deux guichets à couvrir, au titre de 2024 et de 2025. Par ailleurs, on ne peut pas exclure qu'il soit prolongé à titre provisoire, dans l'attente du prochain dispositif de régulation.

C'est pourquoi l'ajustement de sa méthodologie est, non seulement utile, mais plus encore, urgente.

Pour ce faire, plusieurs ajustements sont souhaitables.

Tout d'abord, il est crucial d'offrir davantage de visibilité sur le prix et le niveau de l'Arenh. Si la loi « Pouvoir d'achat » de 2022 a prévu un relèvement de ce prix à 49,5 € / MWh, elle a réservé son application dans un délai d'un mois suivant la réception par le Gouvernement de la réponse de la Commission européenne permettant de considérer ce relèvement comme étant conforme au droit de l'Union européenne. De plus, si cette même loi a abaissé son plafond légal à 120 TWh, celui-ci s'est établi jusqu'à 150 TWh en 2019.

Dans ce contexte, les rapporteurs estiment important que le Gouvernement relève à 49,5 € / MWh le prix de l'Arenh, mentionné à l'article L. 336-16 du code de l'énergie, et ne modifie pas le plafond légal de 120 TWh, prévu à l'article L. 336-2 du même code.

Il peut et doit solliciter la Commission européenne au sujet du prix : or, le groupe EDF a indiqué que « l'État français n'a, à notre connaissance, pas sollicité la Commission sur ce point » et la FNME - CGT qu'« aujourd'hui ce n'est toujours pas mis en application. »

Cet ajustement est une urgence, au regard de la situation financière du groupe EDF, dont l'endettement est passé de 43 Mds€ fin 2021 à 64,5 Mds€ fin 2022 (+ 50 % en un an), selon les résultats annuels pour 2022 publiés en 2023^89(*).

C'est également une urgence, compte tenu de l'état de la production du parc nucléaire, qui s'est établie à 279 TWh en 2022, contre 361 TWh en 2021 (- 23 % en un an), avec une disponibilité minimale de 22 GW en 2022, contre 36 GW en 2021 (- 39 % en un an)^90(*), selon le bilan électrique de RTE^91(*).

Le graphique ci-après, issu des travaux de RTE, rappelle cette évolution :

Autre ajustement souhaité, les rapporteurs retiennent l'intérêt d'envisager de redéfinir le coefficient de bouclage, qui représente la part de la production d'électricité nucléaire dans la consommation électrique totale.

C'est pourquoi le groupe EDF a indiqué : « Ce coefficient n'a pas été revu depuis 2011 alors même que les prévisions de production d'électricité du parc avoisinaient à l'époque les 400 TWh et que la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim n'était pas envisagée. La révision de ce coefficient réduirait le volume des droits des fournisseurs et donc de leurs demandes. Il en résulterait les mêmes quantités livrées aux fournisseurs mais avec un écrêtement moindre. Ceci augmenterait la visibilité des prix et réduirait les risques pour tous les clients, pour les fournisseurs et pour EDF. Ceci aurait notamment pour effet de stabiliser le calcul des TRVE en baissant la part marché liée à l'écrêtement au profit de la part marché lissée sur une période plus longue. »

Si l'ensemble des acteurs auditionnés ne soutiennent pas une hausse du prix, une baisse du plafond et une révision du coefficient de bouclage de l'Arenh, qui sont demandés par le groupe EDF, la plupart de ces acteurs plaident en revanche pour davantage de visibilité.

Ainsi, l'Anode, l'Afieg, Engie, Eni, Green Yellow, Ohm Énergie, TotalÉnergies et Vattenfall sont désireux de disposer d'un prix et d'un volume d'Arenh clairs, d'ici 2025. Engie propose même de prolonger l'Arenh d'un an. Quant à l'Anode, l'Afieg, Mint Énergie, Eni, TotalÉnergies, Vattenfall et l'UFC-Que Choisir, ils souhaitent un dispositif proche de l'Arenh après 2025^92(*).

Ces propositions ne sont pas partagées par la FNEM-FO et Sud Énergie, qui demandent une sortie de l'Arenh. De leur côté, la Confédération française démocratique du travail - Fédération Chimie Énergie (CFDT-FCE)^93(*) et la CLCV^94(*) proposent des dispositifs alternatifs.

Si les rapporteurs estiment qu'il est trop tôt pour trancher entre ces différentes hypothèses, ils considèrent en revanche crucial de prévenir le risque de saisonnalité, en envisageant de modifier la période de calcul de l'Arenh, définie par l'arrêté du 17 mai 2011^95(*),96(*).

En effet, en calculant l'Arenh sur les heures de faibles consommation d'électricité, concentrées sur les mois d'avril à octobre, cet arrêté peut générer des comportements opportunistes ; les fournisseurs peuvent être incités à maximiser leur portefeuille de clients sur cette période, afin de bénéficier de droits à l'Arenh, puis à s'en séparer, pour revendre ces droits sur les marchés.

La CRE, EDF^97(*) et l'Afieg, Eni, Omh Énergie, TotalÉnergies et Vattenfall ont plaidé pour modifier cette période de calcul.

Cependant, il faut bien évaluer l'impact d'une telle modification avant d'y procéder, car elle présente des avantages - en réduisant les arbitrages saisonniers - mais aussi des inconvénients - en induisant des effets distributifs, au bénéfice des ménages et au détriment des industriels, comme l'a indiqué la CRE : « La concentration des heures de calcul des droits Arenh sur un nombre réduit de mois peut inciter certains acteurs à procéder à des arbitrages entre l'approvisionnement de consommateurs ou la revente d'Arenh sur les marchés pendant la période hivernale. Une extension de la période de calcul des droits Arenh sur une période plus large permettrait, par exemple, de limiter ces incitations. Cette mesure entrainerait néanmoins des effets redistributifs de la valeur de l'Arenh entre segments de consommateurs (moins pour les industriels et plus pour les ménages), qui devront être pris en compte si cette mesure était mise en oeuvre. »

Dans ce contexte, la CRE a aussi évoqué l'éventualité de remplacer le volume de l'Arenh par un taux, plus favorable aux industriels : « Une autre proposition, qui est en cours de réflexion, serait, pour les consommateurs industriels, de ne pas attribuer les quantités d'Arenh en fonction d'un volume défini à l'avance, mais plutôt de définir un taux d'Arenh chaque année dans leur approvisionnement qui ferait varier à la hausse ou à la baisse le volume d'Arenh. Ce serait pour les industriels un gage de visibilité important et dans l'optique où le taux d'Arenh serait défini plusieurs mois en amont, cela leur permettrait de mieux anticiper leur couverture complémentaire. La proposition est encore en instruction pour déterminer toutes ses conséquences économiques et juridiques. »

Autre évolution attendue, les rapporteurs estiment utile de modifier l'allocation du produit du CP1, qui vise à reprendre les gains réalisés par un fournisseur ayant demandé une quantité d'Arenh excédentaire par rapport à son portefeuille de clients. Actuellement, ce produit est reversé à l'ensemble des fournisseurs alternatifs, tandis que celui du CP2 revient à l'État. Son montant s'est élevé à 161,7 M€ en 2021, selon la DGEC et à 1,6 Md en 2022, selon la CRE.

Cette situation n'est pas optimale : d'une part, le caractère peu dissuasif du dispositif peut être source d'effets d'aubaine pour les fournisseurs alternatifs évaluant mal leur quantité d'Arenh par rapport à leur portefeuille de clients ; d'autre part, son caractère complexe ne garantit pas que le bénéfice soit reversé par ces fournisseurs aux consommateurs.

Dans sa délibération du 29 juin 2023^98(*), compte tenu du montant exceptionnel du CP1 au titre de 2022, la CRE a d'ailleurs invité à revoir les modalités contractuelles liant les fournisseurs aux consommateurs pour permettre une bonne répercussion du CP1 vers ces derniers : « La CRE invite les fournisseurs, dans le cadre de leur relation commerciale, à rechercher des modalités contractuelles adaptées avec leurs clients concernés, au cas par cas et en fonction de ce contexte ».

Dans ce contexte, les rapporteurs appellent à ce que l'allocation du CP1, prévue à l'article L. 336-5 du code de l'énergie, revienne aux consommateurs.

À l'occasion de son audition, EDF a ainsi fait l'analyse suivante^99(*) : « Lorsque la demande d'un fournisseur alternatif s'avère supérieure à ses droits effectifs, celui-ci doit rembourser les gains indus tirés de la revente de ces volumes en excès, c'est ce que l'on appelle le complément de prix " CP1 ". Les montants de CP1 sont ensuite reversés à l'ensemble des fournisseurs alternatifs et non pas à l'État. Ces montants ne correspondent pourtant pas à un préjudice subi par les fournisseurs (les sur-demandes conduisent à augmenter le taux d'écrêtement mais ce dernier est en principe répercuté aux clients) mais à un préjudice subi par les clients. De plus, en pratique, ces montants sont peu susceptibles d'être restitués aux clients et pourraient ainsi constituer un effet d'aubaine pour les fournisseurs alternatifs, amplifié par les niveaux de prix actuellement très élevés, de l'ordre du milliard d'euros s'agissant des CP1 qui seront calculés en 2023 au titre de 2022. En effet, les montants touchés individuellement par le fournisseur ne sont pas publics et aucune trame contractuelle liant les fournisseurs à leurs clients n'en prévoit sa restitution. Pour limiter cet effet d'aubaine et rendre possible une éventuelle utilisation de ces montants à des fins de protection des consommateurs, la loi pourrait être modifiée afin que le CP1 soit reversé intégralement à l'État, plutôt qu'aux fournisseurs alternatifs. »

C'est également l'analyse faite par la FNME-CGT, qui a indiqué : « Enfin, le résultat de consommation montre que l'ARENH a été sursouscrite. Autrement dit, les fournisseurs ont demandé un volume supérieur à leurs droits réels en Arenh calculés sur la base de la consommation constatée de leurs clients. À ce titre, ils sont redevables d'un complément de prix CP1 qui est reversé aux fournisseurs alternatifs ” vertueux ”. Nous exigeons que ce complément de prix soit restitué d'une manière ou d'un autre (effet de rattrapage) aux consommateurs car la formule du TRVE (part écrêtement) a été biaisée en aboutissant à un prix vers le haut. Quand les fournisseurs sont redevables d'un montant au titre du complément de prix CP2 (surestimation excessive de son besoin en Arenh), c'est restitué à EDF dans la limite des montants effectivement recouvrés. Nous trouvons que la sanction est mal calibrée et on doit s'interroger sur son droit à l'Arenh pour l'année suivante. »

Les rapporteurs entendent aussi faire évoluer le niveau du produit du CP2, qui vise à pénaliser un fournisseur alternatif dont la marge d'erreur excède 10 %. Actuellement, ce produit est plafonné à 20 € / MWh, alors que le CP1 ne fait l'objet d'aucun plafonnement. Pour la DGEC, le montant du CP2 s'est élevé à 18,6 M€ en 2021 et, pour la CRE, à 21,9 M€ en 2022.

Ici encore, le caractère peu dissuasif du dispositif peut être source d'effet d'aubaine : tout d'abord, le plafond peut conduire à ce que la pénalité soit très inférieure au montant de l'erreur ; ensuite, ce plafond apparaît d'autant moins adapté, en période de forte hausse du prix de l'électricité.

Pour rappel, en 2022, le prix moyen de l'électricité en France a été de 275,9 € / MWh, contre 109,2 € MWh en 2021 (+ 153 %), avec des pics de 369 € en mars, 612 € en août et 399 € en décembre, selon le bilan électrique de RTE^100(*).

Le graphique ci-après, tiré des travaux de RTE, rappelle cette évolution :

Dans ce contexte, les rapporteurs souhaitent que le plafond de 20 € / MWh, issu de la délibération de la CRE du 7 octobre 2021^101(*), soit relevé ou supprimé, au moins à titre temporaire, face à la crise du prix de l'électricité.

Ce faisant, les rapporteurs font leur l'observation de TotalEnergies, qui a indiqué : « TotalÉnergies soutient également une révision des modalités de calcul des compléments de prix (CP), et notamment un déplafonnement du CP2, actuellement toujours fixé à 20 euros/MWh. »

Face à une matière très technique et très fluctuante, les rapporteurs estiment essentiel de disposer d'une évaluation exhaustive de l'impact du relèvement exceptionnel du plafond de l'Arenh de 2022.

En effet, au cours de leurs travaux, les rapporteurs se sont trouvés dans l'incapacité de disposer d'éléments chiffrés consolidés : la DGEC a décliné sa compétence au profit de celle de la CRE ou de RTE^102(*) ; si la CRE a transmis la liste des signataires de l'accord-cadre et des bénéficiaires de l'Arenh, elle n'a pu communiquer davantage de chiffres, qui constituent, selon elle, des données commerciales confidentielles ; enfin, une même confidentialité a été opposée par le groupe EDF^103(*) et la plupart des fournisseurs alternatifs.

Si les rapporteurs ne contestent pas la protection des données commerciales confidentielles, et saluent la transmission de données utiles par la présidente de la CRE, ils considèrent que la représentation nationale doit pouvoir disposer d'une évaluation exhaustive. Cette évaluation pourrait être réalisée par la CRE avec, le cas échéant, un appui du ministère de la transition énergétique (MTE). Elle devrait permettre d'apprécier cet impact sur les consommateurs, résidentiels comme industriels, le groupe EDF et les fournisseurs alternatifs.

Enfin, les rapporteurs estiment fondamental de défendre l'énergie nucléaire, dans le cadre de la réforme du marché européen de l'électricité.

Sans préjuger de l'organisation qui résultera de cette réforme, l'énergie nucléaire doit bénéficier d'une neutralité technologique par rapport aux énergies renouvelables, en particulier dans les outils de financement de long-terme, tels que les CfD.

L'intérêt des CfD, dans le cadre d'une future régulation du nucléaire, a été relevé par la CRE, la DGEC, EDF, RTE, l'Anode, l'Afieg, Engie, Eni, la FNME-CGT et la CFDT-FCE^104(*). Dans ce contexte, la CLCV a fait part du besoin de consultation du public.

En tout état de cause, de tels outils de financements doivent conserver un caractère national, en demeurant de la compétence des États membres, et volontaire, en respectant la latitude des fournisseurs d'électricité.

La CRE a rappelé aux rapporteurs la nécessité de substituer un nouveau dispositif de régulation à l'Arenh après 2025 : « L'Arenh s'arrête fin 2025, et si aucun mécanisme alternatif n'est trouvé, les consommateurs français seront totalement exposés aux prix de gros à partir de 2026. Il revient aux autorités françaises, Gouvernement et Parlement, de décider si elles souhaitent donner une suite à l'Arenh et dans ce cas de mettre en place une nouvelle régulation du nucléaire existant à partir de 2026. Cette nouvelle régulation devra d'inscrire dans les travaux européens sur la réforme du marché européen de l'électricité. Dans sa réponse à la consultation publique de la Commission européenne sur [cette] réforme, la CRE a indiqué plusieurs pistes de réflexion (CfD, contrats de long terme) l'objectif étant de disposer d'un cadre qui permette de faire bénéficier l'ensemble des consommateurs français des coûts du parc nucléaire et autres sources d'électricité décarbonées. »

EDF s'est exprimée en ces termes sur l'intérêt des CfD^105(*) : « Les CfDs [...] sont un moyen de sécuriser de nouveaux investissements. EDF considère que leur définition doit rester suffisamment large afin de prendre en compte le cycle de vie des différents actifs : à cet égard les propositions des législateurs européens apparaissent en l'état trop restrictives pour les investissements nécessaires à l'extension de la durée de vie des installations [ou à] l'inclusion des futures innovations [...] Par ailleurs, les CfDs doivent se conclure sur une base volontaire des parties prenantes. Enfin, des CfDs bilatéraux bien conçus doivent inciter les producteurs à adapter leur programme de production en fonction des conditions d'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité. »

Au total, le groupe a indiqué que^106(*) : « À compter de 2026, EDF appelle de ses voeux une valorisation de son parc de production nucléaire existant dans un cadre reposant notamment sur le développement de contrats de long terme, librement négociés entre EDF et ses cocontractants. Ce type de contrats doit se développer [...] pour apporter de la visibilité à la fois aux consommateurs, en stabilisant le montant de leurs factures, et aux producteurs, en instaurant un cadre propice aux investissements de long terme. En tout état de cause, les conditions de revenus du nucléaire existant devront permettre la couverture des coûts d'exploitation du parc existant, le remboursement et la rémunération du capital engagé, ainsi que le financement des investissements de prolongation et de renouvellement de l'outil industriel. »

Tout comme le groupe EDF, la CFDT-FCE a fait part de son intérêt pour les CfD : « Le mécanisme qui émerge dans les cadre de la réflexion sur le market design à l'initiative de la Commission Européenne laisse imaginer que l'Arenh sera remplacé par des CfD avec un corridor de prix. La CFDT adhère à cette idée avec surtout un enjeu fort sur la fixation du prix du CfD protecteur du consommateur mais apte à assurer une juste rémunération des producteurs. »

Dans le même esprit, la FNME-CGT a indiqué sa préférence pour les CfD aux PPA : « Nous sommes par ailleurs extrêmement inquiets par la réforme du marché européen proposée par la commission. La réforme va favoriser les contrats de type PPA entre producteurs et fournisseurs ou gros consommateurs à la maille européenne. [...] C'est pour cela que dans ce cadre, la FNME-CGT préfère les CfD laissant à l'État un moyen d'agir. »

Concernant Eni, elle a appelé à privilégier un prix unique dans les CfD : « La proposition de 2019 du Gouvernement qui visait à mettre en place un contrat pour différence est une option intéressante sous réserve que les modalités de mise en oeuvre respectent les prérequis cités ci-dessus. La définition de deux références de prix (plafond et plancher) est un facteur de complexité inutile. Le dispositif fonctionnerait tout aussi bien avec une seule référence de prix. »

Quant à la DGEC, elle a rappelé que la réforme est en cours : « Le Gouvernement appelle depuis 2021 à une réforme structurelle du marché européen de l'électricité. Dans ce cadre, la Commission européenne a lancé une consultation publique, achevée en février 2023 et à laquelle la France a répondu, et a publié une proposition de règlement le 14 mars 2023. Le Gouvernement participe activement à ces réflexions dans l'objectif de pouvoir faire converger le prix payé par le consommateur du coût de long terme de production et non plus du prix des combustibles fossiles, extrêmement volatile. Cela permettrait par ailleurs d'améliorer la prévisibilité des producteurs quant à leurs revenus. »

Recommandation n° 1 : Corriger les « effets de bord » de la méthodologie de l'Arenh, en :

- Relevant le prix de l'Arenh à 49,5 € par MWh et ne modifiant pas le plafond légal de 120 TWh (articles L. 336-2 et L. 337-16 du code de l'énergie) ;

- Tenant compte de la production nucléaire, en envisageant la révision du coefficient de bouclage (Arrêté du 11 mai 2011) ;

- Prévenant le risque de saisonnalité, en envisageant l'élargissement de la période de calcul, voire le remplacement du volume par un taux (Arrêté du 11 mai 2011) ;

- Reversant le produit du « CP1 » aux consommateurs (article L. 336-5 du code de l'énergie) ;

- Déplafonnant le niveau du « CP2 », actuellement limité à 20 € /MWh (même article) ;

- Faisant évaluer, par la CRE et le MTE, l'impact exhaustif de « l'Arenh + » sur les consommateurs, résidentiels comme industriels, le groupe EDF et les fournisseurs alternatifs ;

- Intégrant le nucléaire dans les outils de financement de long terme, dans le cadre de la réforme du marché européen de l'électricité.

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* ⁸⁹ Le document est consultable ci-contre.

* ⁹⁰ Et une disponibilité maximale d'environ 50 GW, dans les deux cas.

* ⁹¹ Le document est consultable ci-contre.

* ⁹² Se posera aussi la question de l'évolution du mécanisme de capacité, selon RTE et TotalÉnergies.

* ⁹³ Proche du dispositif de CfD.

* ⁹⁴ Où les droits à l'Arenh seraient perçus directement par les consommateurs, sans fournisseur.

* ⁹⁵ Arrêté du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique.

* ⁹⁶ A l'inverse, l'Anode a proposé de tenir compte de la modulation toute l'année du parc nucléaire, Iberdrola un calcul mensuel, plutôt qu'annuel et Méga Énergie un calcul semestriel, plutôt qu'annuel.

* ⁹⁷ EDF a ajouté avoir formulé des propositions en ce sens, lors du Conseil supérieur de l'énergie (CSE) du 8 septembre 2022.

* ⁹⁸ Délibération n°2023-176 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 29 juin 2023 portant décision sur le calcul du complément de prix Arenh sur l'année 2022.

* ⁹⁹ A l'inverse, l'Anode a appelé à une symétrisation du CP1.

* ¹⁰⁰ Le document est consultable ci-contre.

* ¹⁰¹ Délibération n°2021-313 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 7 octobre 2021 portant décision sur la méthode de calcul du complément de prix Arenh.

* ¹⁰² Voire de la Caisse des dépôts et consignations (CDC).

* ¹⁰³ En application de l'article L. 336-3 du code de l'énergie, les échanges d'information sont organisés, dans le cadre de l'Arenh, de sorte qu'EDF ne puisse pas avoir accès à des positions individuelles.

* ¹⁰⁴ A l'inverse, Green Yellow a relevé le risque financier pour l'État.

* ¹⁰⁵ En mai 2023.

* ¹⁰⁶ En mars 2023.