L’AFIEG souhaite réaffirmer que la question de la régulation du nucléaire ne peut s’élaborer en chambre et doit faire l’objet d’une étroite concertation avec les acteurs. Elle se félicite donc que la proposition d’une nouvelle régulation économique du nucléaire fasse l’objet de la présente consultation.

 

Par son ampleur et ses implications, cette réforme concerne en effet l’ensemble du système électrique et des acteurs du marché de l’électricité, y compris les consommateurs.

 

L’AFIEG se félicite du principe de cette nouvelle régulation selon lequel « 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 sur le plan concurrentiel en termes d’accès au productible électronucléaire régulé ».

 

Elle souhaite souligner l’importance pour les fournisseurs d’obtenir de la visibilité sur le calendrier d’élaboration et d’application de la nouvelle régulation proposée. La ministre Elisabeth Borne a récemment fait savoir que l’Etat français souhaite une application la plus rapide possible de la nouvelle régulation, dès accord avec la Commission européenne, et ce avant fin 2025, date à laquelle l’ARENH doit prendre fin. En cas de maintien du dispositif ARENH jusqu’à son terme, l’AFIEG estime que ce dernier pourrait continuer à être appliqué à la condition que ses paramètres soient revus et notamment (i) en procédant au relèvement du plafond de 100 TWh (afin de permettre à l’ensemble des consommateurs d’en bénéficier) une fois la nouvelle régulation établie et jusqu’à son entrée en vigueur et (ii) en établissant le prix sur le fondement de la méthodologie comptable attendue depuis fin 2013. Dans le cas d’une entrée en vigueur anticipée de la nouvelle régulation, l’AFIEG souhaite qu’une phase de transition suffisante soit assurée entre la finalisation de la nouvelle régulation et sa mise en œuvre afin d’assurer la visibilité nécessaire aux fournisseurs.

 

A l’horizon 2025, les enjeux sont de préserver un accès à la production nucléaire historique pour l’ensemble des consommateurs, tout en poursuivant le développement de la concurrence sur les marchés de détail en mettant les fournisseurs alternatifs sur un pied d’égalité avec l’opérateur historique. Ce dernier objectif, qui n’est pas visé explicitement par le SIEG proposé, est fondamental pour l’AFIEG.

 

Q1 : Partagez-vous ces constats sur la régulation économique du nucléaire actuelle ?

 

En premier lieu, l’AFIEG considère que le dispositif ARENH actuel a eu un effet positif sur le développement de la concurrence en France, sur le marché de la fourniture.

En revanche, le dispositif ARENH n’a pas été jusqu’à présent accompagné d’une réelle ouverture en matière de production, ni de co-investissement en base dans la perspective des investissements de prolongation du parc nucléaire, ou de la conclusion de contrats de gré-à-gré, modalité pourtant mise en avant voire même privilégiée dans le cadre de la loi NOME.

 

Par ailleurs, le mécanisme de l’ARENH a été négocié avec la Commission européenne dans un contexte où les concessions hydroélectriques allaient être mises prochainement en concurrence. En effet, la Commission Champsaur avait estimé qu’un processus concurrentiel était déjà à l’œuvre et s’amorcerait sur le volet hydroélectrique : « La régulation ne devrait porter que sur l’accès à de l’électricité en base aux conditions économiques du parc nucléaire historique d’EDF […]. Les autres moyens de production en base sont, en revanche, sur la voie d’un développement concurrentiel, que ce soit l’hydraulique[1], avec la mise en concurrence des renouvellements de concessions, ou le nouveau nucléaire, qui implique déjà des co-investissements dans une logique concurrentielle ». Cette position, que le Gouvernement fit sienne lors des débats législatifs[2], se heurte à la réalité des faits 10 ans après la mise en place de l’ARENH : aucun renouvellement n’a eu lieu.

 

En second lieu, le dispositif ARENH devait être paramétré d’une part en prix, selon les coûts réels du nucléaire sur la base d’une méthodologie comptable et, d’autre part, en volume selon le développement de la concurrence, ce que ne permet pas l’existence du plafond qui contredit l’objectif d’accompagnement de la concurrence inscrit dans la loi elle-même. Aujourd’hui, élaborer une méthodologie comptable, comme requis par la loi, pour évaluer les coûts du nucléaire doit constituer un prérequis qui doit intervenir avant même d’élaborer le mécanisme qui viendra remplacer le dispositif ARENH après 2025.

 

En troisième lieu, il est fait état dans la consultation d’une asymétrie générée par l’ARENH au détriment d’EDF. L’AFIEG considère qu’au contraire, la structuration du marché français actuel génère une asymétrie au détriment des fournisseurs alternatifs, principalement du fait qu’EDF Commerce n’est pas acheteur d’ARENH et donc n’est pas exposé aux surcoûts supportés par les fournisseurs alternatifs, ainsi que les ont identifiés la CRE comme l’Autorité de la concurrence à plusieurs reprises[3] : obligation d’anticipation du portefeuille client, compléments de prix, délais de paiement défavorables[4], garanties bancaires, etc. Cette asymétrie de fait serait précisément corrigée par la nouvelle régulation du nucléaire, ce qui constituerait une avancée importante.

 

En définitive, l’AFIEG porte une appréciation positive sur le dispositif ARENH, qui aurait cependant pu être plus robuste si son efficacité n’avait été limitée par une non-application de la loi en matière de prix, par l’absence d’ajustements pourtant requis par les régulateurs et par la mise en place d’un plafond non-révisable.

 

Q2 : Au regard des objectifs poursuivis mentionnés plus haut, une régulation économique vous paraît-elle nécessaire après 2025 ?

 

Deux idées-forces méritent d’être soulignées :

 

  • La production d’électricité de base sera encore quasi intégralement détenue par l’opérateur historique à l’horizon 2025 et même 2035.

 

La Commission européenne, dans sa décision de juin 2012 concernant l’ARENH, estimait qu’« aucun concurrent effectif ou potentiel […] ne pourrait, avant plusieurs décennies, se doter d’un parc de production à bas coûts représentant une fraction significative du parc constitué par les centrales nucléaires et hydrauliques d’EDF ». L’Autorité de la Concurrence a elle-même estimé que cette situation n’aura probablement pas changé à l’horizon de l’extinction du dispositif : les raisons en sont à la fois économiques et réglementaires (gel du renouvellement des concessions hydroélectriques et projet de prorogation pour travaux pour les principaux barrages au fil de l’eau auquel on peut ajouter un monopole de fait en matière d’exploitation des actifs nucléaires). Dès lors, et étant donné le caractère intégré d’EDF, sans régulation économique du nucléaire, la position dominante sur le marché de la fourniture serait confortée.

 

Le caractère « déterminant et discriminant » de la production de base pour la fourniture est amené à perdurer. La détention et l’exploitation du parc nucléaire historique par un unique opérateur qui a lui-même une position dominante sur le marché de la fourniture limite en effet la concurrence dans le domaine de la fourniture. En conséquence, l’électricité nucléaire demeure une ressource inégalable, non réplicable et indispensable pour exercer l’activité de fourniture d’électricité en France ; elle remplit à ce titre les caractéristiques d’une facilité essentielle, ce qui justifie pleinement un dispositif de régulation ad hoc.

 

Le volet concurrentiel, à savoir les conditions équivalentes pour les fournisseurs en termes d’accès à la ressource nucléaire historique, est étroitement lié à la protection des consommateurs qui doivent pouvoir continuer, quel que soit leur fournisseur, à bénéficier de la compétitivité du nucléaire déjà amorti.

 

  • Le projet de régulation économique du nucléaire existant proposé par l’Etat ne peut fonctionner qu’en assurant une séparation forte et claire des activités de production et de fourniture d’EDF : une séparation patrimoniale serait indispensable entre ces deux activités.

 

Cette exigence de séparation doit être une condition de la nouvelle régulation et non une conséquence qui serait de surcroît tributaire de négociations incertaines et uniquement bilatérales avec l’opérateur historique.

 

Q3 : Selon vous, quels effets une telle régulation est-elle susceptible d’avoir sur le fonctionnement des marchés ?

 

Concernant le marché de détail, cette régulation aurait pour effet vertueux (sous réserve de la séparation mentionnée ci-dessus) de mettre EDF Commerce à égalité avec les autres fournisseurs et de permettre ainsi une effectivité du principe d’équivalence que l’ARENH ne permet actuellement pas de garantir. En matière de trésorerie, sous réserve que les modalités temporelles du règlement financier tiennent compte des délais de facturation des fournisseurs, l’effet devrait également être favorable par rapport aux conditions de l’ARENH.

 

Concernant le marché de gros, des effets positifs sont probablement à attendre en matière de liquidité. La question de l’influence des bornes du corridor sur la formation des prix de gros devra toutefois être analysée au préalable puis périodiquement.

 

Les impacts financiers pour les acteurs de marché dépendront dans une large mesure des conditions exactes de mise en vente par EDF de sa production nucléaire. Une attention particulière devra être portée aux conditions de crédit qui seront appliquées, de sorte qu’elles n’excluent pas de fait certains acteurs du dispositif.

 

Q4 : Vous parait-il opportun au regard des objectifs poursuivis que la stabilité recherchée avec cette régulation maintienne sur le productible nucléaire une exposition partielle au prix de marché, et le cas échéant quelle serait l’amplitude pertinente pour le corridor en €/MWh ?

 

L’AFIEG s’interroge sur la pertinence de mettre en place un corridor de prix plutôt qu’un mécanisme fondé sur un prix fixe. L’AFIEG ne s’oppose toutefois pas au principe du corridor.

Si un tel corridor devait être mis en place, L’AFIEG estime que ses bornes doivent être déterminées par une approche par les coûts, selon une méthodologie précise, neutre et robuste, établie en accord avec la Commission européenne et concertée avec les acteurs. A cet égard, le rapport de la CRE qui devrait être remis au ministre avant l’été 2020 devra être rendu public.

 

Le prix plancher à vocation à constituer une sorte de filet de sécurité pour EDF, lui assurant un revenu minimum en période de prix de marché bas. Il doit donc à être fixé au niveau strict des coûts de production. Il est par ailleurs légitime que ces coûts, et donc le plancher, soient révisés régulièrement. Les clauses de non-surcompensation qui devront être mises en place dans le cadre du SIEG devront intégrer des indicateurs visant l’amélioration de la performance opérationnelle.

 

Le plafond a vocation à protéger les consommateurs finals tout en assurant l’absence de surcompensation pour EDF. Il devra donc être fixé à un niveau correspondant à la prise en compte des coûts de production auxquels s’ajoute une rémunération raisonnable du capital fondé sur une évaluation du coût moyen pondéré du capital tenant compte du caractère régulé de l’activité.

 

L’amplitude du corridor devra donc tenir compte de cette approche plutôt que d’être fixé de manière arbitraire, avec l’objectif d’éviter toute sur-rémunération pour le producteur EDF.

L’adéquation entre la valeur des bornes et la réalité des coûts devra faire l’objet d’une évaluation régulière dans le cadre du contrôle de l’absence de surcompensation, tel que prévu par l’encadrement « Almunia » en matière de SIEG

Le plafond du corridor revêtant un caractère optionnel pour les fournisseurs, l’AFIEG note l’absence à ce stade de visibilité sur la manière dont seront pris en compte les volumes qui sortiront de l’assiette du dispositif. À partir du moment où un fournisseur déciderait de ne pas bénéficier du règlement financier du producteur en cas de différence positive entre le prix de la vente du nucléaire et le prix plafond de la régulation, il en résulterait une rémunération additionnelle pour EDF qui devrait être prise en compte.

 

Q5 : Un mécanisme reposant sur des règlements financiers parallèles à la cession des volumes sur les marchés tel que présenté ci-dessus vous paraît-il plus pertinent qu’un dispositif d’allocation physique ?

 

Faire passer le règlement financier par des dispositifs fiscaux ou via les tarifs d’acheminement soulèverait des questions juridiques complexes. Dès lors, la proposition de faire passer le règlement financier par les fournisseurs semble pertinente.

 

Elle doit toutefois être conçue de sorte que la gestion de ce règlement ne pénalise pas l’activité normale des fournisseurs, et puisse s’accompagner de garde fous en termes de capacité à répercuter les versements dus et de protection contre le risque d’impayés.

 

Q6 : Dès lors que la régulation économique devrait garantir au-delà de 2025 la protection des consommateurs contre des hausses de prix qui seraient déconnectées de la réalité physique de l’approvisionnement électrique français en les faisant bénéficier de l’atout lié à l’investissement consenti dans le parc nucléaire existant, tout en donnant la capacité financière à EDF d’assurer l’exploitation et la maintenance de l’outil de production même dans des scénarios de prix bas, quelles autres dispositifs vous paraîtraient adaptés pour assurer cette double protection ?

 

La régulation proposée semble pouvoir répondre, pour la période postérieure à 2025, aux deux objectifs avancés par le Gouvernement (protection des consommateurs et financement du parc nucléaire) auxquels on ajoutera le développement de la concurrence. Pour ce faire, il est néanmoins primordial que des garde-fous et des règles précises soient mises en place :

 

  • Les activités de producteur et de fournisseur d’EDF doivent faire l’objet d’une séparation stricte et contrôlée par une entité indépendante. La question de la structuration d’EDF doit être traitée de manière conjointe à celle de la nouvelle régulation du nucléaire existant. Les fournisseurs doivent pouvoir avoir la capacité de faire des observations sur les principes guidant cette séparation.

 

  • La saisonnalité (modulation) de la production nucléaire devra absolument être prise en compte dans la nouvelle régulation. Par ailleurs, les garanties de capacité correspondantes devront également être mises en vente selon des principes similaires à la mise en vente du produit énergie, et la valeur correspondante issue des recettes des enchères de capacité devra être prise en compte dans le prix de référence afin d’être réplicable pour les fournisseurs.

 

  • L’ensemble des éléments de valorisation du nucléaire (modulation court-terme, services systèmes, mécanisme d’ajustement) devra être pris en compte dans une clause de révision périodique de l’absence de surcompensation d’EDF. Cette prise en compte devrait garder une incitation à l’exploitant à optimiser au mieux le fonctionnement de son parc, tout en garantissant que les revenus générés ne constituent pas une rémunération disproportionnée.

 

  • L’AFIEG considère que le projet d’EPR de Flamanville ne devrait pas être intégré dans le projet de régulation. En effet, il ne relève pas de la production nucléaire historique, son coût n’étant d’ailleurs pas encore déterminé et sa date de mise en service encore très incertaine. En tout état de cause, l’assiette de coûts prise en compte à ce titre ne saurait excéder une estimation raisonnable du budget de construction ; les dépassements de coûts doivent être imputés à l’exploitant, sous peine d’envoyer un signal très défavorable en termes d’incitation à la performance.

 

  • Les conséquences de cette régulation sur la conclusion de PPA renouvelables doivent faire l’objet d’une analyse approfondie, afin de s’assurer que l’intérêt de conclure de tels contrats, qui ont un effet positif pour la réalisation de la transition énergétique, ne soit pas obéré. Les modalités de détermination de l’assiette de contribution devront tenir compte de ce cas particulier.

 

  • La mise en œuvre de ce dispositif devra faire l’objet d’un retour d’expérience régulier, et ses paramètres devront pouvoir être ajustés de façon flexible.

 

  • Enfin, nous appelons le gouvernement à apporter des éclairages sur le futur mode de calcul des TRV dans le cadre de ce nouveau mécanisme.

 

[1] On notera par ailleurs, et en sus, que les actifs de productions hydroélectriques français sont pour une partie significative flexibles, et donc ne sont pas par essence des actifs de production en base.

[2] Troisième séance du mardi 8 juin 2010, Assemblée nationale.

[3] Autorité de la concurrence, avis du 5 mai 2010 ; CRE, délibération du 29 février 2012 ; CRE, Premier rapport sur le fonctionnement des marchés de détail de janvier 2013 et Rapport sur le fonctionnement des marchés de détail de janvier 2012-2013 : « Dans son premier rapport sur le fonctionnement des marchés de détail de janvier 2013, la CRE a proposé des pistes d’amélioration du dispositif ARENH, notamment sur les questions des délais de paiement et des garanties bancaires. Faisant suite aux propositions de la CRE, la DGEC a lancé une consultation des acteurs du secteur en vue de faire évoluer le décret précisant les modalités de fonctionnement du dispositif. »

Autorité de la Concurrence, Avis du 12 avril 2012 : « [L’ARENH] ne place pas les fournisseurs alternatifs dans les mêmes conditions qu’EDF »

[4] Rapport d’évaluation du dispositif ARENH 2011-2017, 18 janvier 2018

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