Le compromis de la réforme des marchés européens de l’électricité est-il une victoire à la Pyrrhus ?

Cet article analyse les causes de la flambée des prix de l’électricité et en mesure les conséquences, puis donne une évaluation de l’adéquation des réponses apportées dans le projet de réforme des marchés de l’électricité approuvé par le Conseil européen le 17 octobre dernier, après un long bras de fer entre l’Allemagne et la France sur le sujet de la production nucléaire.

 

Des prix de l’électricité devenus fous, sans rapport avec les coûts de production

Depuis septembre 2021, les prix du gaz en Europe se sont envolés et sont devenus très volatiles. Le gaz étant une des sources de production d’électricité, cela affecte directement le prix spot de l’électricité, basé sur le coût marginal de la dernière centrale appelée pour assurer la sécurité d’approvisionnement, donc la plus chère. Ce phénomène se répercute sur les prix des marchés à terme.

La situation s’est aggravée en 2022 avec la guerre en Ukraine, et plus particulièrement en France, en raison de la chute de 25 % de la production nucléaire, déjà affectée par la fermeture de Fessenheim, puis par un défaut générique fin 2021, qui nous a fait passer pour la première fois en situation importatrice nette : les prix de marché de l’électricité ont atteint des valeurs de 250 à plus de 400 euros/MWh, contre 50 à 80 euros/MWh dans les années antérieures.

Ces prix sont sans aucune mesure le coût de production moyen du mix électrique du parc français, constitué pour l’essentiel de moyens de production décarbonés (nucléaire, hydraulique, éolien, solaire), dont les coûts sont stables et prévisibles, car ils dépendent essentiellement du coût de l’investissement, et peu ou pas du tout du coût d’un combustible :

Source	Production prévue en 2023 (TWh)	Coût en € / MWh
Nucléaire	315	58 (1)
Hydraulique	55	55  (mix fleuves et barrages – Stations de    Pompage)
Éolien	40	80  (mix terrestre et maritime)
Solaire	16 (2)	70 (mix parcs au sol et toitures)
Biomasse	10	110
Total	436	61,3 (coût moyen pondéré)

• Dans son rapport de juillet 2023, la CRE évalue le coût complet du parc nucléaire existant à 60,7 €/MWh en € 2022 pour la période 2026-2030, avec un coût moyen pondéré du capital (CMPC) avant impôts de 8,35 %. En fait, dans le cadre d’un prix régulé, minimisant les risques, le coût pondéré du capital (CMPC) pourrait être inférieur. Dans ce coût, l’impact de l’intégration de l’EPR Flamanville 3 (mise en service prévue en 2024) est évalué par la CRE à 2,5 €/MWh.
• En excluant 4 TWh vendus à 510 €/MWh en obligation d’achat (contrat avant moratoire de 2011)

 

Au total, on peut estimer que le parc de production décarboné français va produire en 2023 près de 90 % des besoins nationaux (495 TWh en intégrant les pertes réseau), à un coût moyen se situant dans une fourchette de 60 à 65 euros/MWh.

 

Des conséquences désastreuses pour les Français et les entreprises

Par voie de conséquence, dans le calcul du tarif régulé de vente d’électricité HT (TRVE) par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) pour 2023 (Délibération de la CRE du 19 janvier 2023 portant proposition des tarifs réglementés de vente d’électricité – CRE), le coût de fourniture ressort à 238 euros/MWh, dans un mix constitué de 45 % de nucléaire à 42 euros/MWh (ARENH), et de 55 % de prix de marché (398 euros/MWh), construit en vertu du principe de « contestabilité » visant à permettre à un fournisseur pur trader de faire une offre concurrentielle.

Deux remarques :

1. Ce coût de fourniture calculé par la CRE début 2021 était de 50 euros/MWh, dont 47 % d’ARENH, soit un coût moyen d’approvisionnement sur le marché de 55 euros/MWh : on mesure les dégâts !
2. Sans le plafonnement à 100 TWh du volume d’ARENH, la part de nucléaire serait de 67 %, le rôle modérateur du nucléaire n’est que partiellement utilisé : il vaudrait mieux déplafonner et relever le prix pour éviter qu’EDF vende à perte, comme la CRE l’avait demandé.

 

Les artisans (à l’instar des boulangers) et les entreprises n’ayant pas accès au TRVE sont directement exposés à cette multiplication par 4 à 5 du coût de fourniture, même en intégrant la part de nucléaire auquel ont accès leurs fournisseurs. Cela dégrade leur compétitivité, et menace parfois leur existence, malgré le dispositif « amortisseur » mis en place par le gouvernement dans la loi de finances 2023 pour les PME et les collectivités locales (compensation à 50 % au-delà de 180 euros/MWh) et les TPE (compensation supplémentaire à 100 % au-delà de 230 euros/MWh).

Les particuliers et les TPE qui ont accès au TRVE ont bénéficié du « bouclier tarifaire » mis en place par le gouvernement, limitant la hausse du tarif TTC à 5 % en février 2022. Mais leur pouvoir d’achat subit les conséquences d’une augmentation du tarif de 15 % en février 2023, suivie d’une deuxième augmentation de 10 % en août dernier, qui apparaît peu justifiée au regard des coûts de production d’EDF.

En effet, l’analyse des délibérations de la CRE (délibération de la CRE du 13 avril 2023 relative à l’évaluation des acomptes versés aux fournisseurs d’électricité dans le cadre du second guichet simplifié pour la compensation des pertes de recettes définies à l’article 181 de la loi de finances pour 2023 – CRE ; et délibération de la CRE du 13 juillet 2023 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2024, et à la réévaluation des charges de service public de l’énergie pour 2023 – CRE) permet de voir que l’écart à compenser entre le niveau du TRVE HT calculé par la CRE, et le niveau qui résulte du plafonnement de l’augmentation à 15 % est de 143 euros/MWh (!), ce qui signifie que le coût de fourniture implicite dans le TRVE effectivement appliqué en février 2023 est de 95 euros/MWh, toutes choses égales par ailleurs.

Ce niveau de 95 euros/MWh permet à EDF de redresser ses comptes : au 1^er semestre 2023, EDF, bien que pénalisé par la vente à perte d’une partie de sa production nucléaire (63 TWh sur un total de 158 TWh), a réalisé un EBITDA de 8,6 milliards d’euros sur ses activités de production et de vente d’électricité en France, représentant une marge opérationnelle moyenne de 40 euros/MWh pour 215 TWh de ventes totales.

Cela s’explique, car EDF bénéficie des mêmes compensations que ses concurrents dans le cadre du bouclier tarifaire, alors que son coût moyen de production est certainement inférieur au coût implicite de fourniture du TRVE (ventes 58 TWh), et EDF prend en compte le niveau des offres de ses concurrents pour déterminer ses offres sur le marché aux entreprises (ventes 64,7 TWh).  (Source présentations résultats S1 2023 EDF).

Sur ces bases, la CRE évalue le coût du dispositif de protection (bouclier et amortisseur) à 23,5 milliards d’euros en 2023 pour les contribuables, partiellement compensé à hauteur de 4,6 milliards  par les remboursements des producteurs ENR qui injectent sur le marché dans le cadre d’un « contrat pour différence », principalement les parcs éoliens.

Après l’augmentation de 10 % du TRVE appliquée en août, et compte tenu de l’augmentation du tarif d’acheminement de l’électricité, l’écart à compenser calculé par la CRE est ramené à environ 127 euros/MWh, correspondant à un coût implicite de fourniture de 111 euros/MWh.

Le mode de calcul du TRVE est devenu une mécanique inflationniste infernale, totalement décorrélée des coûts de production en France, et l’on peut s’interroger sur la pertinence du niveau de compensation dont bénéficient les fournisseurs et qui pèse sur nos impôts, dans le seul but d’assurer une concurrence artificielle.

 

Perspectives pour 2024

Le niveau des prix de marché à terme en France est en diminution depuis l’été 2023 :

Le prix de base à terme pour 2024 est revenu à 140 euros/MWh en raison du repli du prix du gaz, revenu à environ 50 euros/MWh, et du redressement de la production nucléaire d’EDF, qui diminue les risques de tensions sur l’approvisionnement. Le prix en période de pointe (peakload) est bien entendu supérieur, mais ne concerne qu’une part marginale du volume vendu.

Ce niveau de prix est similaire à celui qu’ont maintenu dès le début 2022 l’Espagne et le Portugal, en plafonnant le prix du gaz utilisé pour produire de l’électricité à 50 euros/MWh (avec une dérogation accordée par l’UE), ce qui leur a permis d’amortir la hausse des prix de l’électricité sur le marché.

Même si ce niveau de prix de marché se maintient durablement (ce qui n’est pas garanti), et permet d’envisager pour 2024 une stabilisation du TRVE tout en supprimant le bouclier tarifaire, il reste environ deux fois plus élevé que le coût moyen du mix électrique français, dominé par le nucléaire.

C’est pourquoi la France réclame depuis le printemps 2022 une réforme structurelle du fonctionnement du marché européen de l’électricité de l’UE, avec l’objectif de disposer d’un prix de l’électricité « qui reflète le coût de production de son mix énergétique », en découplant le prix de l’électricité de celui du gaz.

 

Le projet de réforme du marché européen de l’électricité 

Dans son document, la Commission européenne présente l’accélération du déploiement des sources de production ENR, en particulier l’éolien offshore, et des technologies de flexibilité, comme les meilleures solutions pour réduire de façon structurelle la demande en combustibles fossiles pour la production d’électricité, et ainsi réduire les prix.

Il est parfois fait référence de façon plus large aux « sources bas carbone », mais le nucléaire n’est jamais cité explicitement comme faisant partie de la solution, ce qui explique qu’il ait fallu aux 13 États membres comptant développer des projets nucléaires beaucoup d’insistance pour l’imposer en quelque sorte comme « passager clandestin » de la réforme, pouvant utiliser les instruments destinés à procurer un signal prix à long terme qui sont proposés.

En effet, quel que soit le moyen de production d’électricité bas carbone qui est projeté (à l’exception de la biomasse), son coût de production est déterminé essentiellement par le coût d’investissement, y compris le coût du financement de cet investissement, qui est fonction du niveau de risque encouru : risque marché pendant la durée de vie de l’actif (visibilité sur le prix de vente), et risque projet (coût et délai de construction avant mise en service, puis coût des investissements de maintenance).

Le débat s’est in fine cristallisé sur la possibilité pour la France d’inclure son parc historique de 56 réacteurs dans le dispositif, ce qui est motivé par les investissements très importants qui restent nécessaires pour prolonger la durée de vie au-delà de 40 ans (grand carénage), et au-delà jusqu’à 60 ans (ou plus), sous réserve que la sûreté soit garantie (la faisabilité dépend avant tout de la fiabilité de la cuve du réacteur, seul composant non remplaçable).

La fin de l’article analyse les caractéristiques des deux instruments du projet d’accord offrant une visibilité de prix dans le temps long, ainsi que leur adéquation pour financer le nucléaire, avant de regretter en conclusion qu’aucun instrument de prix régulé n’ait été demandé, ni défendu par la France.

 

Contrats d’achat à long terme

Il s’agit de contrats d’achat entre un producteur et un acheteur (fournisseur d’énergie, industriel), qui garantissent à l’acheteur une stabilité des prix à long terme, et, en contrepartie, apporte au producteur une garantie de débouché à un prix connu, qui lui permet d’engager l’investissement.

L’électricité produite est ainsi vendue hors marché, ce qui est particulièrement intéressant pour les parcs éoliens et solaires, dont la variabilité de production injectée sur le marché spot peut induire des perturbations de prix importantes.

Dans l’article 28 du projet, les États membres sont invités à promouvoir ce type d’accord, supprimer les barrières injustifiées, et sont autorisés à prendre des dispositions pour réduire les risques liés au défaut de l’acheteur dans ses obligations de long terme, et à faciliter l’agrégation de demandes (pool d’acheteurs).

EDF envisage ce type de montage pour la construction d’une partie des EPR2, avec un écho favorable par exemple de TotalEnergies. Mais pour un actif de très long terme dont la durée de construction est au mieux de 10 ans, et la durée d’exploitation de 60 ans, le niveau de risque ne permet pas un financement optimisé, donc un prix compétitif, à moins que l’acheteur (ou un pool d’acheteurs) participe à due concurrence à l’investissement, en échange d’un droit de tirage : la centrale de Fessenheim a été en partie financée de cette manière dans les années 1990, avec ENBW (17,5 %) et un consortium suisse (15 %).

 

Contrats pour différence (CFD)

Le texte de compromis validé en Conseil le 17 octobre dernier dispose dans son article 19b qu’un schéma direct de soutien des prix par un État membre, sous la forme exclusive d’un contrat pour différence bidirectionnel (CFD), peut s’appliquer aux sources d’électricité suivantes, sur la base du volontariat : éolien, solaire, hydraulique au fil de l’eau, géothermie, nucléaire.

Schématiquement, un CFD bidirectionnel fonctionne sur le principe suivant, la production étant écoulée sur le marché (le tarif cible peut être dédoublé avec un plafond et un plancher) :

Le prix minimum garanti, ainsi que le prix plafond destiné à prévenir une rémunération excessive doivent être déterminés en fonction du coût du nouvel investissement, de façon à assurer la viabilité économique à long terme de la centrale de production, tout en évitant toute surcompensation.

Le but est que les revenus des producteurs issus de nouveaux investissements qui bénéficient d’un support public deviennent indépendants des prix volatiles de productions fossiles qui fixent le prix spot.

L’article 30 dispose que, bien que cet instrument soit destiné à financer de nouvelles centrales, il pourra aussi concerner des centrales existantes, nécessitant des investissements de maintenance conséquents pour en accroitre la capacité ou prolonger la durée de vie.

La Commission devra s’assurer que la conception du CFD ne conduit pas à des distorsions de concurrence.

Ce type de contrat s’applique déjà aux nouveaux parcs éoliens et solaires en France issus des appels d’offre depuis 2016 : depuis fin 2021, la subvention versée aux producteurs s’est transformée en remboursements par les producteurs, le prix de marché dépassant les tarifs cibles issus des appels d’offre (de l’ordre de 60 euros/MWh). L’utilisation qui en est faite par l’État consiste à participer au financement du bouclier tarifaire et du dispositif amortisseur : 1,9 milliard d’euros en 2022 et 4,6 milliards prévus en 2023.

 

L’application des CFD au nucléaire n’est cependant pas la solution optimale

La première raison est que le CFD ne permet pas un financement optimisé, car seul le risque marché est pris en compte, alors que le risque projet reste intégralement à la charge de l’opérateur.

En conséquence, le coût moyen pondéré du capital (CMPC ou WACC en anglais) ressort à environ 10%, ce qui est par exemple le cas du financement des deux EPR de Hinkley Point en Grande Bretagne, un CFD conclu entre l’État britannique et EDF Energy (et son partenaire CGN) garantissant un prix de vente du MWh de 96 livres (115 euros) pendant 35 ans.

Pour la deuxième paire d’EPR à Sizewell, le schéma de financement en discussion entre l’État britannique et EDF Energy est un schéma de prix régulé, analogue à celui du financement des réseaux (coût opérationnel + financement de la base d’actifs). Ce schéma, qui transfère le risque projet sur la communauté des consommateurs, permet d’obtenir un financement avec un CMPC de l’ordre de 4 %, car le prix est revu régulièrement sur la base des coûts effectifs, ce qui garantit à l’opérateur le cash flow nécessaire pour investir. Ce schéma devrait permettre d’obtenir un coût du MWh de l’ordre de 60 livres (70 euros)

Voir un précédent article : « Financer le nucléaire sans argent public et sans démanteler EDF : une solution existe ! »

La deuxième raison est que le CFD appliqué au parc nucléaire français, en remplacement d’un prix « régulé » comme l’ARENH, va générer des flux financiers très élevés dans la durée entre l’opérateur et l’État (subvention / remboursement). En pratique, au lieu d’avoir à leur disposition un sourcing nucléaire pour assurer le ruban de base de leur approvisionnement à un prix connu d’avance et relativement stable, les fournisseurs vont s’approvisionner intégralement sur le marché (au-delà de leur propre production), charge à l’État de gérer un mécanisme de redistribution des écarts qui sera forcément imparfait et source de distorsions de concurrence, le tout sous le contrôle attentif de la Commission européenne.

 

Conclusion

L’État n’ayant pas demandé à la Commission d’inclure la possibilité d’un dispositif de prix régulé pour le nucléaire dans la réforme du marché européen, pourrait bien connaître une victoire à la Pyrrhus en ayant arraché la possibilité d’appliquer le mécanisme CFD aux investissements sur le parc nucléaire existant, et au renouvellement du parc, avec un haut niveau d’autosatisfaction.

Cela est probablement dû au « traumatisme de l’ARENH » subi par EDF en raison des défauts congénitaux de ce mécanisme qui n’ont pas été corrigés, et surtout au refus de l’État de mettre en œuvre une régulation effective du prix pour qu’EDF ne vende pas à perte avec des cash flows libres négatifs, la CRE ayant indiqué dans un rapport publié en 2020 que l’ARENH devrait être de l’ordre de 50 euros/MWh.

Il est très dommageable qu’à cause de l’impéritie des gouvernements depuis 2012, l’ARENH soit devenu un bouc émissaire de la crise des prix de l’énergie, alors qu’un véritable prix régulé du nucléaire pourrait constituer le socle pertinent d’une organisation du marché de l’électricité en France, sujet qui sera abordé dans un second article.