Jacques Percebois et Boris Solier

Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier (CREDEN)


Boris Solier, maître de conférences à l’Université de Montpellier, Expert Cyclope

À ce jour, trois grandes questions impliquant EDF demeurent en suspens : le futur statut du groupe, le

devenir du mécanisme ARENH et le financement du « nouveau » nucléaire. La mise en œuvre des

projets en discussion pourrait conduire à davantage de régulation au détriment du marché…

Le statut d’EDF : aigle à deux ou trois têtes ?

La relative compétitivité du nucléaire historique français continue de gêner la Commission européenne

qui voudrait que ce nucléaire devienne une « essential facility » au sens anglo-saxon, un peu comme

les réseaux : autrement dit, tout le monde devrait profiter de cet actif (l’opérateur historique comme

ses concurrents).

Le projet actuellement en débat consisterait à scinder EDF en trois composantes : EDF « bleue »

qui regrouperait le nucléaire et le réseau RTE au sein d’une entreprise totalement publique

(peut-être un EPIC ?), EDF « azur » qui gérerait les concessions hydrauliques (entité en partie

publique, les concessions hydrauliques devant être mises aux enchères au fur et à mesure de

leur renouvellement), et EDF « verte » (dont le capital pourrait ou non être partiellement ouvert)

qui comprendrait les activités ouvertes à la concurrence, à savoir la commercialisation du kWh,

les services annexes, la production renouvelable (hors hydraulique), les centrales à gaz mais aussi le réseau de distribution Enedis. Pour rappel, les centrales à charbon du parc électrique français doivent par ailleurs être arrêtées en 2022. Une variante consisterait à ne faire que deux « têtes » si EDF « azur » devenait une filiale d’EDF « bleue ».

L’aigle EDF deviendrait ainsi une sorte de société holding avec deux ou trois filiales.

Quel devenir pour l’ARENH ?

Pour réformer le mécanisme ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), la solution de base consisterait à accroître le volume de la production nucléaire pouvant être racheté par les concurrents d'EDF (de 100 TWh par an actuellement à 150 TWh par an, soit près de 40% de la production nucléaire annuelle d’EDF) mais en revalorisant en contrepartie son prix qui pourrait passer de 42 €/MWh à l'heure actuelle à 48 €/MWh (la presse a plusieurs fois mentionné une fourchette de 45 à 50 €/MWh pour tenir compte des coûts supplémentaires de maintenance du nucléaire historique).

Toutefois, les pouvoirs publics semblent s’orienter de plus en plus vers un système dans lequel l’ARENH serait généralisé à 100% de la production nucléaire, dans l’hypothèse où la scission d’EDF serait mise en œuvre. EDF « bleue » vendrait tout le nucléaire à un prix régulé et à tous les fournisseurs (et EDF « verte » achèterait ainsi, comme les autres, la production nucléaire audit prix régulé).

Il avait été envisagé dans un premier temps un mécanisme de « corridor » prévoyant une cession de la production nucléaire ARENH au prix du marché de gros mais avec un prix-plafond et un prix-plancher. Mais ce système complexe risquerait de soulever de nombreuses difficultés pratiques(1) et la solution d’un prix régulé unique semble être préférée.

Précisons que la CRE a annoncé le 30 novembre 2020 avoir « reçu pour l’année 2021 un total de demandes de 146,2 TWh d’électricité formulées par 81 fournisseurs(2) » (contre 147,0 TWh de demandes par 73 fournisseurs pour 2020). Le plafond étant fixé à 100 TWh, « chaque fournisseur concerné recevra une quantité d’ARENH égale à 68,39% de sa demande » en 2021.

Quel financement pour le nouveau nucléaire ?

Les pouvoirs publics envisagent le projet de lancer la construction de six nouveaux réacteurs nucléaires (3 paires de 2 réacteurs « EPR2 » dont la construction démarrerait entre 2024 et 2032). Ce programme coûterait de l’ordre de 47,2 milliards d’euros (en euros 2018), financé à concurrence de 54% par des subventions publiques et de 46% par EDF.

Mais pour être acceptable par Bruxelles, un tel schéma suppose que la réforme du statut d’EDF soit mise en œuvre(3). Pour rentabiliser l’opération du côté d’EDF, un mécanisme de type « contrats pour différences » serait mis en place à l’instar de ce qui est acté aujourd‘hui au Royaume-Uni pour la centrale d’Hinkley Point C.

Le prix de cession du nouveau nucléaire devrait évoluer entre un prix-plancher et un prix-plafond de façon à ce que le rendement du capital investi par EDF garantisse in fine un taux de rendement interne (TRI) compris entre 5,5% et 8,5%(4). Un mécanisme de « corridor » serait ainsi retenu pour le « nouveau » nucléaire à défaut de le mettre en œuvre pour le nucléaire « historique ».

La régulation deviendrait la norme…

De nombreuses questions restent toutefois toujours ouvertes, notamment au sujet de la mise aux enchères des concessions hydrauliques et de l’ouverture du capital d’EDF « verte ». Beaucoup craignent un démantèlement de l’opérateur historique, un contrôle de certaines activités rentables par des fonds étrangers (notamment chinois).

Une chose est sûre : la réforme du statut de l’entreprise, celle de l’ARENH et celle du financement du nouveau nucléaire sont étroitement liées. Ces réformes encore en discussion sont nécessaires pour le groupe EDF, pour relancer le nucléaire d’une part et lutter d’autre part contre le départ de nombreux clients (150 000 par mois)

Avec de telles réformes, la régulation deviendrait la norme puisque les prix du nucléaire (ARENH comme nouveau nucléaire) et ceux des renouvelables (électricité vendue à des prix garantis) échapperaient largement aux lois du marché. Seules les productions des centrales hydrauliques et thermiques fossiles seraient écoulées au prix de gros.

Peut-on encore parler d’un « marché » de l’électricité lorsque, comme c’est le cas en France, les deux tiers du prix TTC du kWh sont fixés hors marché (tarifs d’accès aux réseaux et taxes) si, en plus, les prix de près de 80% des kWh « sortie centrale » sont eux aussi régulés ?

parue le 02 décembre 2020

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