Les prix du gros de l’électricité sur le marché européen de l’électricité se sont envolés depuis septembre 2021, d’un niveau récurrent depuis plusieurs années de l’ordre de 50 €/MWh, jusqu’à plus de 250 €/MWh en décembre.
Cela provient du fait que, pour assurer aux citoyens européens une alimentation en électricité 100 % du temps, les réseaux sont interconnectés, et que la contrepartie incontournable de cette garantie de fourniture est que le prix s’aligne sur celui des dernières centrales qui doivent être couplées sur le réseau, en l’occurrence des centrales à gaz, dont le coût de production dépend à 95 % du prix du gaz, qui lui-même a été multiplié par 5 (de 25 €/MWh à plus de 120 €/MWh), sans compter l’augmentation du prix du CO2 qui atteint plus de 80 €/tCO2.
La France, qui dispose à plus de 80 % d’une fourniture stable, compétitive et décarbonée grâce aux parcs hydraulique et nucléaire construits après la guerre, puis en réponse au choc pétrolier de 1973, ne peut sortir du marché européen, car, bien qu’exportatrice nette sur l’année, elle n’est pas autosuffisante en hiver et doit faire appel aux importations d’électricité carbonées, notamment en provenance d’Allemagne.
Cette situation a mis en difficulté le gouvernement, qui s’est rapidement engagé à limiter la hausse à 4 % du tarif réglementé de vente aux particuliers et aux petits professionnels, sans pour autant apporter une solution aux industriels électro-intensifs, dont plusieurs ont réduit leur production en conséquence, et qui perdent en compétitivité.
La Commission de Régulation de l’Electricité (CRE) ayant chiffré les conséquences à une augmentation de 45 % du tarif réglementé au 1er février, les mesures à prendre ont donné lieu à une épreuve de force entre le gouvernement et EDF au sujet du relèvement du plafond de l’Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique (ARENH), principal élément de stabilisation des prix en France, la situation s’étant de plus aggravée en décembre avec la défaillance de plusieurs réacteurs nucléaires, qui sera prolongée en 2022.
De manque d’anticipation en mauvaise coordination sur les mesures à prendre, la situation financière d’EDF s’en trouve très fragilisée, alors qu’un mur d’investissement se profile pour assurer la maintenance et le renouvellement du parc nucléaire …
Analyse de la hausse des tarifs et des mesures gouvernementales
La CRE a publié le 18 janvier dernier sa délibération sur l’augmentation des Tarifs Régulés de Vente de l’Electricité (TRVE) aux particuliers et petits professionnels au 1er février 2022 : Proposition d’évolution des tarifs réglementés de vente d’électricité au 1er février 2022 – CRE
La CRE indique que, en raison de l’envolée des prix de marché de l’électricité, en raison des hausses du prix du gaz et du prix du CO2, mais aussi de la moindre disponibilité du parc nucléaire français en décembre 2021, la hausse des tarifs HT ressort à près de 45 %, soit + 57 €/MWh.
Elle prend acte de la décision du gouvernement de réduire la TICFE (Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Electricité) de 22,5 à 1 €/MWh, qui permettra de réduire la hausse du tarif TTC à 20 %.
Pour mémoire, la TICFE a été fusionnée en 2016 avec la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité), dont l’objet consiste principalement à collecter les fonds nécessaires pour subventionner les énergies renouvelables, à côté du soutien aux Zones Insulaires[[Sur la facture d’électricité, la TICFE figure toujours sous le nom CSPE, à ne pas confondre avec la taxe locale et départementale (TCFE). L’ensemble des taxes représente environ 33 % de la facture d’électricité, la TVA au taux normal s’appliquant à la part fourniture, mais aussi sur la TICFE et la TCFE.]].
La CRE constate également que, le gouvernement s’étant engagé devant les français à limiter la hausse à 4 % (engagement acté dans la loi de finances), la proposition tarifaire de la CRE sera refusée, et qu’un décret à venir fixera la hausse du TRVE au 1er février à 4 % TTC.
Cependant la hausse du prix HT, perçu par EDF, sera bien supérieure, de l’ordre de 19 %, compte-tenu de la diminution de la taxe TICFE. Cette hausse du prix HT profitera également aux autres fournisseurs d’électricité, qui prennent le tarif régulé de vente comme référence pour le marché de détail.
La CRE prend acte également de la hausse du plafond de l’ARENH[[L’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est le dispositif qui permet de faire bénéficier l’ensemble des consommateurs français de la production du parc nucléaire français à un prix stable et compétitif, quel que soit leur fournisseur d’électricité : EDF est tenu de vendre à ses concurrents, à un prix dénommé ARENH, une part de sa production nucléaire dans la limite d’un plafond initialement fixé à 100 TWh, sur une production de l’ordre de 380 à 400 TWh, avant fermeture de Fessenheim.
EDF est également tenu de vendre au prix ARENH de l’électricité nucléaire aux gestionnaires de réseaux – RTE, ENEDIS et distributeurs locaux – pour couvrir leurs pertes en ligne, soit un volume additionnel de l’ordre de 25 TWh.
Ce prix, fixé à 42 €/MWh en 2012, n’a pas évolué depuis, alors que dans la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) qui a institué ce dispositif, il devait être réexaminé chaque année : ce niveau de prix représente pour EDF une vente à perte, car il ne permet pas de financer les investissements nécessaires pour prolonger la durée de vie des réacteurs au-delà de 40 ans et de les adapter à l’évolution des dispositions de sûreté intervenues après Fukushima (programme de « grand carénage », s’élevant à 50 Md€). Selon les estimations établies par la CRE et la Cour des Comptes, le prix de l’ARENH devrait être réévalué à environ 50 €/MWh, ce qui est un minimum, car cela correspond à un amortissement des investissements du grand carénage sur 15 ans, alors qu’il y aura d’autres investissements à réaliser après les visites décennales à 50 ans, et que la possibilité d’aller jusqu’à 60 ans n’est pas certaine pour tous les réacteurs…
Une modification législative intervenue en 2019 permet au gouvernement de porter le plafond de l’ARENH à 150 TWh, et, bien que la CRE demande de façon récurrente dans ses avis la mise en œuvre de cette mesure, avec en contrepartie une revalorisation du prix de l’ARENH, aucune évolution n’était intervenue jusqu’à présent.
La mesure imposée à EDF, sans aucune anticipation, consiste à augmenter de 20 TWh le plafond, cette quantité supplémentaire étant rémunérée à 46,2 €/MWh.
]] de 20 TWh que le gouvernement a imposé à EDF, qui diminuera mécaniquement le rattrapage à effectuer sur 2023 (écart entre 20 % et 4 %), en renforçant la part d’électricité nucléaire dans la composante fourniture du TRVE, qui avait chuté à 62 % dans le calcul pour 2022 en raison de l’écrêtement à 100 TWh des demandes d’attribution des fournisseurs d’électricité, par rapport à un total s’élevant à 160 TWh.
Cela dit, il subsistera probablement un rattrapage 2022 à prendre en compte dans les tarifs en 2023, car l’augmentation du plafond de l’ARENH est très partielle.
On mesure en effet, en déchiffrant la délibération de la CRE, l’influence primordiale de l’écrêtement de l’ARENH à 100 TWh, qui représente environ 94 % de l’augmentation dans le calcul du tarif TRVE, soit près de 54 €/MWh[[Voir §1.4.1 extrait de la délibération de la CRE du 18 janvier 2022 :
« Coût du complément d’approvisionnement en énergie au marché
Le complément d’approvisionnement en énergie consécutif à l’écrêtement de l’ARENH (cf. partie 1.3) est approvisionné de façon lissée sur les marchés de gros entre le 2 décembre 2021 et le 23 décembre 2021. Le prix moyen du produit Calendaire Base 2022 sur cette période s’est élevé à 256,98 €/MWh. Le prix pour l’année 2021 (mois de décembre 2020) était de 48,2 €/MWh, soit une hausse pour les TRVE de 53,90 €/MWh, soit + 41,8 % HT ou un impact de + 33,23 % sur les TRVE TTC. »]].
L’Etat se donne le beau rôle, car sa contribution réelle est bien moindre que celle mise en avant dans sa communication
Le Ministre de l’Economie a indiqué que l’Etat prenait en charge la moitié de l’effort, soit 8 Md€ de réduction de la taxe TCIFE, collectée à son profit sur les factures d’électricité.
Il oublie de dire que, en contrepartie, l’Etat va faire en 2022 une économie substantielle sur le montant des subventions aux énergies renouvelables, qui sont en 2021 évaluées par la CRE à 4,8 Md€, dont 2,7 Md€ pour le solaire, 1,3 Md€ pour l’éolien et 0,8 Md€ pour les bioénergies et cogénérations gaz.
C’est en effet l’Etat qui indemnise EDF sur l’écart entre le prix d’achat de l’électricité d’origine renouvelable et le prix de marché, jusqu’à présent inférieur.
En 2022, avec un prix de marché que l’on peut anticiper supérieur en moyenne à 100 €/MWh, le montant des subventions aux ENR électriques, qui deviennent compétitives, va se réduire drastiquement : aucune subvention ne sera nécessaire pour la production éolienne, et celle relative à la production solaire sera très réduite, à l’exception notable des installations solaires titulaires d’un contrat d’achat conclu avant le moratoire du 9 décembre 2010, qui bénéficient d’un prix de rachat moyen exorbitant de 510 €/MWh, et représentent 40 % de la production (2 Md€ de subvention sur les 2,7 Md€).
Par ailleurs, le montant de la TVA évoluera peu, car, si le prix HT augmente de 19 %, en contrepartie la part de TVA qui est appliquée sur la TICFE (une taxe sur une autre taxe !!) disparaitra en quasi-totalité.
Au total, l’Etat va faire une économie de l’ordre de 2,5 Md€, qui vient compenser en partie l’effort qu’il consent sur la TCIFE.
Conséquences pour EDF : l’effet du déplafonnement de l’ARENH est moindre que celui de l’arrêt prolongé de 4 réacteurs nucléaires
Le Président d’EDF a dénoncé un « choc » à la suite des mesures gouvernementales, chiffré à une perte de 8 Md€ de son excédent brut d’exploitation (EBITDA), soit près de 50 %. En fait, pour arriver à ce montant, il faut également prendre en compte une réduction de l’ordre de 30 TWh de la production nucléaire d’EDF en 2022, sur une prévision initiale de 350 TWh, à la suite de défauts de corrosion sur 4, voire 5 réacteurs nucléaires parmi les plus récents (Cruas, Chooz, Penly).
L’augmentation, improvisée à la dernière minute du plafond de l’ARENH, ainsi que la perte de production nucléaire non prévue, provoquent un effet de ciseau, car EDF, qui avait finalisé en décembre ses ventes pour 2022 sur la base d’un plafond de 100 TWh pour l’ARENH et d’une production nucléaire de l’ordre de 350 TWh, se trouve contraint de racheter 50 TWh sur le marché au prix fort, dont 20 TWh revendus aux concurrents 46,2 €/MWh (prix ARENH légèrement réévalué par le gouvernement pour la quantité supplémentaire), et 30 TWh non produits, dont le prix de revient initial était de l’ordre de 50 €/MWh.
Il faut noter que 60 % des dégâts sont à imputer à l’indisponibilité des tranches nucléaires, et seulement 40 % à l’augmentation du plafond de l’ARENH : EDF n’est donc pas fondé à imputer la totalité de la responsabilité sur le gouvernement.
On peut aussi, à la lumière de cette situation, amèrement regretter la décision du gouvernement de fermer les 2 tranches de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2020, qui a délibérément privé la France de 12 TWh de production compétitive et décarbonée : cela aussi pèse sur le pouvoir d’achat des français.
Si le gouvernement avait été plus prévoyant en septembre dernier, en appliquant avec beaucoup plus d’anticipation la recommandation récurrente de la CRE préconisant une augmentation du plafond de l’ARENH à 150 TWh pour limiter l’augmentation des prix de l’électricité, avec une réévaluation du prix pour la totalité du volume à 50 €/MWh au minimum, EDF aurait pu en tenir compte dans sa politique de commercialisation et ne pas se retrouver ainsi dos au mur, pour ce qui concerne cette mesure.
Cela dit, EDF a manqué de prudence en décembre en commercialisant la totalité de sa production prévisible, dans un contexte qui était devenu très incertain depuis 3 mois. A tout le moins, on peut constater que le dialogue entre EDF et le gouvernement a manqué d’efficacité dans la coordination des mesures à prendre.
Pour ce qui concerne le rattrapage à venir, si l’on veut utiliser au maximum l’effet stabilisateur de la production nucléaire sur les prix de vente, il faudra examiner avec anticipation la possibilité d’appliquer la totalité de la mesure préconisée par la CRE pour 2023, en concertation avec EDF.
Par la même occasion, l’opportunité de supprimer l’application de la TVA sur les taxes pourrait être envisagée pour clarifier la situation, en recalibrant la TICFE en fonction de la réalité des subventions à verser pour les énergies renouvelables.
Enfin, certains effets positifs de l’augmentation des prix de marché pour EDF sont passés sous silence : marge commerciale améliorée pour une partie des quantités vendues, dont celle vendue au tarif réglementé (19 %), et effet positif de la position d’acheteur unique de la production éolienne sous obligation d’achat (25 TWh), qui, à 90 €/MWh, devient un sourcing compétitif.
Certains analystes financiers commencent à indiquer qu’EDF a probablement chargé volontairement la barque dans sa communication…
Conclusion
Faire vivre une concurrence saine dans le marché de l’électricité n’est pas simple, alors que beaucoup de fournisseurs n’ont pas investi dans des moyens de production (à l’exception notable de ENGIE et Total Energies par exemple), mais est incontournable dans le contexte européen, et le retour à la situation ante (monopole d’EDF et tarifs 100 % régulés), prôné par certains, n’est pas une solution dans le contexte européen, et compte-tenu de la dépendance de la France aux pays limitrophes en hiver pour son approvisionnement.
Cet article démontre que des solutions existent, à condition que chacun des acteurs décisifs, c’est-à-dire l’Etat et EDF, sortent des effets d’annonce idéologiques et se coordonnent en vue du bien commun.
Pour autant, il ne faut pas que l’Etat s’abrite à tort derrière de prétendues exigences de la Commission Européenne pour ne pas prendre les mesures nécessaires, ou pour démanteler EDF (le défunt projet Hercule) : la mesure principale proposée par la CRE est une simple application de la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité), promulguée en 2010 en accord avec l’UE, justement pour permettre une concurrence sur le marché français.
Pour l’avenir, il faudra que le gouvernement issu des prochaines élections négocie avec la Commission UE une solution pérenne avant la fin du dispositif ARENH en 2025, en intégrant le renouvellement du parc nucléaire à engager sans délai supplémentaire : une solution pourrait consister à prendre acte que la production nucléaire, de même que la gestion des réseaux d’électricité, ne rentre pas dans le champ de la concurrence, et de créer une filiale nucléaire régulée au sein du groupe EDF, à l’instar de ENEDIS pour les réseaux de distribution.
Cette filiale mettrait à disposition de tous les fournisseurs du marché français (EDF compris) l’électricité nucléaire produite, sous la supervision de la CRE (prix et répartition des volumes), et commercialiserait sur le marché européen le surplus de production.
Cette solution permet aussi d’engager le financement du nouveau parc nucléaire avec des risques, et donc un coût du capital, maîtrisés, en intégrant dans le prix une rémunération des actifs existants et en cours de construction (c’est la solution qu’EDF négocie avec le gouvernement anglais en vue de la construction de 2 EPR à Sizewell).
