[Questions à...] La régulation du nucléaire à l’épreuve de la flambée des prix sur les marchés de gros – questions à Guillaume Dezobry, Maitre de conférences en droit public à l’Université d’Amiens, Avocat associé FIDAL et Marjolaine Germain-Letaleur, Avocate FIDAL

Mots-clés : ARENH • EDF • régulation • électricité • nucléaire

L’affolement des prix de l’énergie en période pré-électorale a placé le Gouvernement dans une décision délicate vis-à-vis de l’opinion publique, ce qui l’a notamment obligé à muscler le dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (« ARENH »), qui permet aux fournisseurs alternatifs d’accéder, à un prix régulé, à l’électricité produite par les centrales nucléaires historiques d’EDF en service pour un volume de 100 térawattheure (TWh) pour un prix de 42 euros le mégawattheure (MWh). Concrètement, le Gouvernement vient de forcer EDF à revendre 20 TWh supplémentaires à ses concurrents à un prix de 46,20 euros depuis janvier 2022, ce qui aura pour effet indirect de limiter la hausse des prix pour les particuliers et les petites entreprises à 4 % (au lieu des 20 à 30 % prévus par un marché non régulé), la différence étant supportée par les finances de l’entreprise publique, déjà massivement endettée et devant faire face au futur renouvellement de son parc nucléaire. Pour revenir sur la genèse et les effets de ce dispositif, Lexbase Public a interrogé Guillaume Dezobry, Maitre de conférences en droit public à l’Université d’Amiens, Avocat associé du cabinet FIDAL et Marjolaine Germain-Letaleur, Avocate au sein de ce même cabinet*.

Lexbase : Pouvez-vous nous rappeler la genèse et l'objectif du dispositif de l'ARENH ? A-t-il prouvé son efficacité jusqu'ici ?

Guillaume Dezobry et Marjolaine Germain-Letaleur : Revenons d’abord sur la genèse du dispositif ARENH.

Lors de l’ouverture à la concurrence du secteur de l’électricité, les autorités françaises ont fait le choix de ne remettre en question ni la gestion unifiée du parc nucléaire exploité par l’opérateur historique ni l’intégration amont/aval d’EDF (c’est-à-dire la possibilité pour la branche fourniture d’EDF de commercialiser directement l’électricité produite par la branche production auprès de ses clients).

Dans une telle configuration, la détention par le seul opérateur historique de l’actif de production le plus compétitif – car largement amorti à la date de l’ouverture à la concurrence du secteur – et pouvant produire l’équivalent de 80 % des volumes consommés en France a été très vite perçue comme un obstacle au développement de la concurrence et comme pouvant constituer une défaillance de marché.

Afin de corriger cette défaillance de marché, il convenait d’imaginer un dispositif permettant le développement de la concurrence tout en garantissant aux consommateurs le bénéfice de la compétitivité du parc nucléaire historique, quel que soit leur fournisseur.

Chargée par le Premier ministre de proposer une solution adaptée aux spécificités du marché français, la Commission Champsaur a remis un rapport en avril 2009 détaillant les principales caractéristiques d’un dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH).

Cette proposition a été reprise dans la loi n° 2010-1488, du 7 décembre 2010, portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) N° Lexbase : L8570INQ, et l’ARENH est entré en vigueur en 2011.

En application de ce dispositif, les fournisseurs alternatifs peuvent acheter auprès d’EDF des volumes d’électricité à un prix régulé (42 euros/MWh) représentant environ 70 % de la consommation de leur portefeuille de clients en France (correspondant à la consommation dite « en base »). Les 30 % restant doivent être achetés sur le marché de gros à un prix généralement plus élevé.

Ce dispositif est toutefois assorti de deux limites :

• une limite temporelle : le dispositif expire en 2025 ;
• une limite quantitative : le volume global d’électricité pouvant être cédé dans le cadre de ce dispositif est limité à 100 TWh depuis son entrée en vigueur et a été porté à 120 TWh pour l’année 2022.

Concernant la limite quantitative, il convient de préciser que le législateur a porté le plafond à 150 TWh à la faveur de l’adoption de la loi n° 2019-1147, du 8 novembre 2019, relative à l'énergie et au climat N° Lexbase : L4969LT9. Toutefois, conformément aux dispositions de l’article L. 336-2 du Code de l’énergie N° Lexbase : L5513LTD, le volume global est fixé par arrêté des ministres chargés de l’Économie et de l’Énergie. À ce jour, le Gouvernement n’a toujours pas adopté l’arrêté susvisé pour augmenter de façon pérenne le plafond à 150 TWh.

Concernant l’efficacité du dispositif, il convient de distinguer deux périodes.

La première porte sur les années 2011 à 2018.

Durant cette première période, le dispositif a bien fonctionné et a permis le développement de la concurrence tout en assurant aux consommateurs français des prix reflétant la compétitivité du parc nucléaire historique.

La seconde période porte sur les années 2019 à aujourd’hui.

Durant cette seconde période, le dispositif a montré les limites du choix d’un accès plafonné. En effet, avec le développement des parts de marché des fournisseurs alternatifs, les volumes demandés dans le cadre de l’ARENH ont augmenté et ont fini par dépasser le plafond de 100 TWh. Ce dépassement a entraîné un écrêtement des demandes, c’est-à-dire une réduction des volumes alloués dans le cadre de ce dispositif, et, corrélativement, une augmentation de la part de l’électricité devant être achetée sur le marché de gros à un prix, en principe, bien supérieur à celui de l’ARENH. En d’autres termes, au lieu de couvrir 70 % de la consommation de leurs clients avec des volumes achetés dans le cadre du dispositif ARENH à 42 euros, les fournisseurs alternatifs ne peuvent couvrir qu’environ 60 %, ce qui augmente de manière mécanique la part devant être achetée sur les marchés.

L’augmentation des coûts d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs est également répercutée dans le calcul des tarifs réglementés de vente (TRV) ainsi que dans les offres de marché d’EDF alors même que les coûts de production du parc nucléaire n’ont pas augmenté. Le dépassement du plafond et l’écrêtement qui en découle se traduisent donc par une augmentation généralisée des prix.

Ce phénomène qui se répète et s’amplifie chaque année depuis 2019 pénalise les consommateurs d’électricité. Plus le prix sur le marché de gros augmente et plus le surcoût lié à l’écrêtement devient important. S’il a pu être estimé à environ 3 euros/MWh pour 2019 (voir Rapport ARENH 2020, p. 14), il pourrait, en raison de la flambée des prix sur les marchés de gros, se chiffrer à plusieurs dizaines d’euros pour l’année 2022, affectant très significativement la compétitivité de l’industrie française.

En d’autres termes, dès que le plafond est dépassé, le dispositif se retourne contre les consommateurs et se traduit par une augmentation généralisée des prix, ce qui fait dire à la CRE que « [d]e façon tout à fait paradoxale, plus le volume d’activité des fournisseurs alternatifs croît au-dessus du plafond, plus le coût d’approvisionnement de l’ensemble des consommateurs français augmente ». En outre, cette augmentation se fait au bénéfice de l’opérateur historique dans la mesure où « plus EDF perd de parts de marché dans le domaine de la fourniture, plus les revenus d’EDF tirés de la production électronucléaire augmentent » (même rapport, p. 21).

Lexbase : Comment le juge administratif s'est-il positionné depuis son entrée en vigueur ?

Guillaume Dezobry et Marjolaine Germain-Letaleur : Si le dispositif ARENH occupe depuis son origine le régulateur sectoriel et l’Autorité de la concurrence, qui ont remis de nombreux rapports et avis sur le dispositif ces dix dernières années, le juge administratif n’a quant à lui eu à connaître de ce dispositif que récemment.

Le juge administratif s’est d’abord positionné indirectement sur le dispositif ARENH dans le cadre de contentieux dirigés contre les textes réglementaires fixant les tarifs réglementés de vente d’électricité [1].

Ces contentieux concernaient notamment la mise en œuvre de la méthode de calcul des tarifs réglementés de vente d’électricité dite par « empilement » prévue par l’article L. 337-6 du Code de l’énergie N° Lexbase : L5515LTG. Cette méthodologie inclut la prise en compte de l’ARENH dans la détermination des différentes composantes des tarifs réglementés de vente d’électricité. Si ces décisions de justice ne permettent pas, en tant que telles, d’éclairer quant à l’application du dispositif ARENH en lui-même, elles mettent en lumière le rôle fondamental de l’ARENH dans les stratégies d’approvisionnement des fournisseurs d’électricité et la répercussion sur les prix du marché de détail des variations des volumes d’ARENH.

Plus récemment, l’application du dispositif ARENH a été directement contestée devant le Conseil d’État. Ces contentieux se sont le plus souvent inscrits dans des contextes spécifiques. La première série de recours en annulation mettant en jeu directement le dispositif est ainsi liée à la mise en œuvre de la délibération de la Commission de régulation de l’énergie portant communication sur les mesures en faveur des fournisseurs prenant en compte des effets de la crise sanitaire sur les marchés d'électricité et de gaz naturel [2]. L’ensemble des recours n’a pas abouti et seule la procédure initiée par la société Hydroption a, à ce jour, fait l’objet d’une décision au fond [3].

Au terme de ce contentieux, le juge adopte une lecture stricte de l’accord-cadre ARENH qui encadre l’exécution du dispositif. Ainsi, dans ce litige autour de l’activation de la clause de force majeure prévue par l’accord-cadre [4], le Conseil d’État a écarté la lecture restrictive de la Commission de régulation de l’énergie tendant à limiter le bénéfice de la force majeure au seul cas d’impossibilité totale d’exécuter l'obligation de paiement de l'ARENH. L’impossibilité d’exécuter son obligation dans des conditions économiques raisonnables doit ainsi être prise en compte [5].

Le dispositif ARENH est très encadré et son application concrète suscite des interrogations de la part des acteurs du marché. Autre illustration récente, le 9 juin dernier, le Conseil d’État a confirmé une des caractéristiques opérationnelles principales du dispositif : l’engagement d’achat que prend le fournisseur alternatif est annuel et ne peut être modulé ou remis en question en cours de la période. L’impossibilité pour un fournisseur de bénéficier de l’ARENH à un guichet donné en raison de la suspension de son droit ne fait pas échec à cette règle [6].

La seconde série de contentieux concerne l’allocation de 20 TWh supplémentaires d’ARENH [7] aux fournisseurs alternatifs dans le contexte actuel de crise des marchés de l’énergie donnant lieu à des prix de marché très élevés. Seules les demandes de référés ont à ce jour été jugées par le Conseil d’État [8]. Il faudra attendre les éventuelles décisions au fond afin d’enrichir l’approche du juge administratif sur le dispositif ARENH.

On notera ici que les demandes de référé concernant les mesures d’exécution du dispositif ARENH ont, à ce jour, été rejetées soit pour défaut d’urgence [9], soit pour absence de doute sérieux sur la légalité de l’acte contesté [10]. Le juge administratif semble ainsi considérer que l’ajustement du dispositif ne menace pas à lui-seul, sur le court terme, l’équilibre économique ni des fournisseurs alternatifs ni d’EDF. Le juge administratif met en revanche au premier plan la protection des intérêts des consommateurs, en particulier au regard du maintien d’un prix contenu de l’électricité sur le marché de détail [11].

Lexbase : Y a-t-il eu des modifications significatives apportées par le législateur récemment ?

Guillaume Dezobry et Marjolaine Germain-Letaleur : Les dernières modifications substantielles du dispositif ARENH datent de la loi dite « Energie Climat » du 8 novembre 2019. En effet, l’article 62 de cette loi a introduit la possibilité pour le Gouvernement de relever le plafond des volumes d’ARENH alloués de 100 TWh à 150 TWh, sans que ce relèvement du plafond ne soit incompatible avec le principe de liberté d’entreprendre opposé par ses détracteurs. Le Conseil constitutionnel a, à cet égard, considéré que cette mesure concourrait à l’objectif d’intérêt général de stabilité des prix sur les marchés de détail de l’électricité [12].

C’est cette faculté introduite par l’article 62 de la loi « Energie Climat » qui a permis l’allocation de 20 TWh supplémentaires pour la période d’avril à décembre 2022.

La loi « Climat et Résilience » (loi n° 2021-1104, du 22 août 2021, portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets N° Lexbase : L6065L7R) se concentre quant à elle davantage sur des mesures d’accompagnement de la transition énergétique. L’objectif affiché de cette loi est d’atteindre l’objectif de diminution des gaz à effet de serre d’au moins 55 % d’ici 2030 [13] par rapport aux niveaux de 1990.

Certaines mesures, telles que la mise en place d’objectifs régionaux de développement des énergies renouvelables (article 83) ou encore de celui des communautés d’énergie (article 99), ont notamment pour ambition de modifier le mix énergétique français et, plus largement, la façon de consommer de l’énergie. Indirectement, elles sont donc susceptibles d’avoir un effet sur les conditions d’approvisionnement des fournisseurs d’électricité.

Lexbase : Les récentes décisions du Gouvernement (augmentation du volume d'ARENH, report des augmentations tarifaires) peuvent-elles mettre EDF en danger financièrement ?

Guillaume Dezobry et Marjolaine Germain-Letaleur : Afin de faire face à l’augmentation vertigineuse des prix de l’électricité sur les marchés de gros, et d’en limiter la répercussion aux consommateurs finals établis en France, le Gouvernement a décidé d’augmenter de 20 TWh le volume d’électricité accessible aux fournisseurs alternatifs dans le cadre du dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) faisant ainsi passer le plafond de 100 TWh à 120 TWh.

La mise en œuvre de cette décision s’est traduite par l’adoption du décret n° 2022-342, du 11 mars 2022, définissant les modalités spécifiques d’attribution d’un volume additionnel d’électricité N° Lexbase : L8711MBA et d’un arrêté du même jour fixant à 46,20 euros/MWh le prix des volumes d’électricité additionnels.

Ces mesures ayant été prises en cours d’année de livraison, les fournisseurs avaient déjà acheté les volumes écrêtés sur les marchés de gros (le niveau d’écrêtement est connu fin novembre/début décembre de l’année précédant l’année de livraison donc en novembre/décembre 2021 pour une livraison commençant en janvier 2022) et qu’EDF avait déjà vendu sur les marchés de gros ou de détail la production d’électricité du parc nucléaire restante pour l’année 2022.

En conséquence, le dispositif imaginé par le Gouvernement consiste à imposer à EDF de racheter une partie des volumes écrêtés aux fournisseurs alternatifs au prix moyen observé sur le mois de décembre 2021 – soit 256,98 euros/MWh – et à les revendre à ces mêmes fournisseurs à 46,2 euros/MWh. La répartition des 20 TWh d’électricité supplémentaires se traduit donc par un dispositif financier consistant pour EDF à rembourser aux fournisseurs alternatifs la différence entre le prix de marché qu’ils ont payé en moyenne pour acheter une partie des volumes écrêtés et le prix de cession de ces volumes supplémentaires.

Au global, la mise en œuvre de cette mesure se traduit par un transfert financier d’environ 4 milliards d’euros de l’opérateur historique vers les fournisseurs alternatifs afin qu’ils en fassent bénéficier leurs consommateurs.

C’est précisément pour s’opposer à ce transfert que les syndicats d’EDF ont introduit des recours contre le décret et l’arrêté du 11 mars 2022 et ont, notamment, motivé l’urgence à suspendre ces mesures en raison de l’atteinte qu’elles peuvent faire peser sur les finances de l’opérateur dans le cadre de la procédure en référé suspension (CJA, art. L.521-1 N° Lexbase : L3057ALS).

Par une ordonnance du 5 mai 2022 [14], le juge des référés du Conseil d’État a rejeté les demandes des syndicats d’EDF estimant que les requérants ne justifient pas du caractère suffisamment grave et immédiat des mesures contestées sur les intérêts patrimoniaux de l’opérateur historique.

Quoiqu’il en soit, au-delà de l’aspect procédural, c’est bien ici que se trouve le cœur du sujet : la mesure vise à organiser un partage de la rente du nucléaire entre l’opérateur historique et les consommateurs français par l’intermédiaire des fournisseurs.

La question n’est donc pas tant celle d’une mise en danger d’EDF – car l’électricité vendue par l’opérateur historique dans le cadre du dispositif ARENH l’est à un prix censé couvrir les coûts complets d’EDF – mais celle de savoir qui doit profiter de la rente du nucléaire.

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