Fabrice Creste, consultant spécialiste en expertises comptables économiques et sociales, ici lors d’une conférence de presse en Corrèze sur l’ouverture à la concurrence des concessions hydrauliques (décembre 2015). ©Joseph Marando/ CCAS
L’article 8 du projet de loi énergie-climat, adoptée par l’Assemblée nationale en première lecture le 28 juin dernier et surnommé « amendement Total », donne la possibilité au gouvernement de porter, par décret, le plafond de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh) de 100 TWh à 150 TWh. Décryptage de cette mesure « surprise » avec Fabrice Creste, consultant au cabinet 3 E.
Quel est le sens de cette décision, que d’aucuns ont baptisé « amendement Total », d’augmenter le volume de l’Arenh et quelles conséquences entraîne-t-elle pour l’entreprise publique ?
Passer de 100 à 150 TWh d’Arenh, c’est alourdir le fardeau que doit supporter EDF, entreprise publique, au bénéfice de Total et d’Engie. Au-delà, il y a trois problèmes que pose l’Arenh depuis son instauration, et plus encore aujourd’hui avec l’augmentation du volume mis à disposition par le groupe public à la concurrence : son prix, son volume et l’asymétrie financière dans laquelle le gouvernement place EDF.
Commençons par son prix. Un an avant la loi Nome de 2010, la commission Champsaur préconisait un niveau de 39 euros par mégawattheure (euros/MWh). Mais ce prix n’incluait pas les coûts supplémentaires de sécurisation du parc dits « post-Fukushima ». Le prix de l’Arenh a été finalement fixé à 42 euros/MWh pour inclure ces coûts additionnels. Mais ce prix n’a jamais été actualisé ces neuf dernières années pour tenir compte de l’inflation. On peut considérer que ce prix couvre aujourd’hui le coût de production « cash » (dépenses courantes de fonctionnement et de maintenance du parc, y compris le grand carénage) ; mais il ne couvre pas en totalité le remboursement et la rémunération des investissements passés, et ne permet donc pas à EDF de procéder au renouvellement du parc.
L’objectif de l’Arenh était de satisfaire à la demande de la Commission européenne de faire émerger en France des vendeurs d’électricité capables de concurrencer le service public d’EDF, en les faisant bénéficier de la production de l’acteur historique et des coûts bas qu’il avait su construire, avec l’impulsion de l’État – la situation de monopole public intégré sur l’ensemble de la chaîne électrique permettait en effet d’optimiser les coûts. La finalité de cette décision, c’était qu’EDF perde des parts de marché, en permettant à la concurrence de concurrencer les tarifs réglementés de vente (TRV) par des offres légèrement moins chères.
Ces fournisseurs concurrents, qui sont davantage des vendeurs que des producteurs, ne sont plus les « aventuriers » de 2010, ces petits entrepreneurs opportunistes décidés à prospérer sur les décombres du service public à la faveur de la libéralisation. Il reste aujourd’hui trois grands acteurs sur le marché français : EDF, Engie et Total, qui forment un oligopole.
Ces 42 euros/MWh de l’Arenh ne couvrent pas le coût complet du parc nucléaire – ils ne permettent pas le remboursement du capital investi historiquement dans le parc. Ainsi, EDF fait cadeau gracieusement à ses concurrents (deux des plus grandes multinationales françaises) du coût du capital investi pour construire le parc, et hypothèque, pour leur profit, sa capacité financière à le renouveler – sans compter que les bénéficiaires de l’Arenh ne supportent en aucun cas les risques d’exploitation de ce parc.
Et il faudrait encore mentionner que l’Arenh incorpore, gratuitement, les certificats de capacité que tous les fournisseurs doivent acquérir ou produire en France. Ainsi, l’Arenh a bien plus de valeur que son prix.
Vous évoquez l’asymétrie de la position de l’entreprise publique face à la concurrence. Pourquoi et comment EDF se trouve-t-elle entravée ?
Les concurrents d’EDF n’achètent de l’Arenh que lorsque les coûts d’approvisionnement sur le marché de gros sont supérieurs à 42-43 euros/MWh. C’est donc, pour eux, une formidable assurance contre les hausses des prix du marché financée par EDF, et par les consommateurs. À l’inverse, quand les prix de gros baissent sous ce seuil, on l’a vu ces trois dernières années, EDF vend les volumes d’électricité correspondant sur le marché de gros, mais, du coup, à un prix inférieur à 42 euros/MWh, qui est loin de couvrir le coût complet du mégawattheure nucléaire.
Or, dans le fonctionnement de marché que les économistes ont baptisé « cycles de commodités », il y a des périodes de « vaches maigres », avec des prix bas, et des périodes de « rattrapages », avec des prix élevés. Les investissements doivent être rentabilisés sur la durée, avec des déficits dans les creux du cycle, compensés par des surprofits en phase haussière.
Avec l’Arenh, un quart de la production nucléaire d’EDF (100 térawattheure) supporte le risque des bas de cycle sans jamais pouvoir compenser ces pertes par les profits de la phase haussière. De fait, le prix de vente de cette production n’est pas limité à la baisse, mais il est plafonné à la hausse au niveau de l’Arenh. Et depuis le 28 juin dernier, l’entreprise publique court le risque que 50 TWh d’Arenh supplémentaires viennent aggraver les effets destructeurs de cette asymétrie.
Peut-on évaluer financièrement les effets cette asymétrie ?
Plus ou moins : un mégawattheure d’Arenh cédé à des concurrents au prix de 42 euros/MWh aurait pu être cédé à un prix plus élevé sur le marché de gros. Les économistes appellent ce profit perdu un « coût d’opportunité ». Pour chaque euro d’écart entre le prix de marché et l’Arenh, ce coût d’opportunité (appliqué à un volume de 100 TWh) représente 100 millions d’euros (avant impôt) perdus pour EDF.
Admettons par exemple que les prix de gros atteignent 48 euros/MWh ; le coût d’opportunité subi par EDF au bénéfice de ses concurrents s’élève dans ce cas à 600 millions d’euros. Difficile de ne pas mettre en rapport ces chiffres avec la demande adressée à EDF par Emmanuel Macron de faire un milliard d’économies sur les charges d’exploitation. La volatilité des prix peut mettre l’entreprise et ses salariés sous tension.
Enfin, n’oublions pas que la finalité de ce dispositif est de faire perdre des parts de marché à EDF. Ainsi, à la pénalisation financière immédiate s’ajoute l’effet des pertes clients, qui s’apparentent désormais à une hémorragie.
Que dire de la hausse des TRV au 1er juillet, qui fait grimper la facture des consommateurs de 6 % ?
L’augmentation du 1er juillet vise notamment à compenser l’atteinte du plafond légal de l’Arenh (soit un volume de 100 TWh). Ce volume était insuffisant pour permettre aux concurrents d’EDF de rester compétitifs par rapport au tarif réglementé. Pour compenser l’insuffisance d’Arenh et défendre la compétitivité de ces concurrents, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a décidé d’augmenter le niveau du TRV – au détriment des consommateurs.
Puisque les concurrents n’avaient plus les moyens de proposer des offres compétitives, la CRE a décidé de rendre les TRV plus chers, donc moins compétitifs… Les consommateurs fidèles à l’opérateur historique se voient ainsi contraints de payer le coût de la non-compétitivité des concurrents d’EDF. On peut dire qu’entre la concurrence et l’intérêt des consommateurs, la CRE a arbitré en faveur de la concurrence.
Paradoxalement, même l’Autorité de la concurrence a fermement contesté le choix du régulateur de l’énergie. Et des associations de consommateurs ont porté l’affaire devant la justice administrative. Mais la CRE obéit à sa raison d’être, à savoir la réalisation artificielle, coûte que coûte, d’un marché intérieur européen de l’énergie.
L’augmentation du volume de l’Arenh permettrait de sauver les concurrents d’EDF tout en évitant cette hausse tarifaire – mais cela reporterait du coup la facture de la non-efficience de la concurrence des consommateurs vers EDF. Ces péripéties montrent que le régime concurrentiel de marché ne survit artificiellement qu’avec le soutien apporté par les pouvoirs publics à Total et Engie, au détriment d’EDF.
Il y a une demande forte de la direction d’EDF de revoir à la hausse le prix régulé du nucléaire, sous forme de corridor de prix, et de l’étendre à la totalité de la production. La Commission européenne peut-elle autoriser cette évolution ?
L’Arenh était un gage donné à la Commission européenne, car il visait à ouvrir le marché aval aux concurrents d’EDF. La réforme des prix demandée par EDF aurait un objectif différent : elle viserait à sécuriser, au plan économique, le parc de production – mais en dérogeant encore davantage au régime de marché promu par les directives. Cela laisse augurer une négociation avec des contreparties.
Cette remise à plat de la régulation des prix du nucléaire peut-elle protéger les consommateurs contre la hausse des factures ?
Non. La seule assurance des consommateurs est le tarif réglementé de vente, qui garantit un prix cohérent avec le coût de production. Aujourd’hui, le TRV est une offre de référence qui profite à l’ensemble des consommateurs, même ceux qui ont fait le choix de la concurrence. Si demain, le TRV disparaît, il ne faudra pas longtemps pour que les trois plus importants fournisseurs s’entendent pour que les prix s’envolent. Mais la Commission européenne n’aime pas le TRV qui demeure, pour elle, une dérogation à un régime de prix de marché concurrentiel. Ainsi, on peut penser que l’existence du TRV fait partie des sujets négociés avec la Commission dans le cadre des discussions autour d’une refonte de la régulation des prix – tout comme l’hydraulique ou le sort d’Enedis…
Existe-t-il un lien entre la réforme du prix de la production, les négociations qu’elle suscite, et le projet Hercule ?
Contrairement à ce que laisse croire la communication du gouvernement ou celle de la direction d’EDF, le projet Hercule n’est pas une contrepartie donnée à la Commission européenne en échange de son autorisation pour une réforme de la régulation des prix du nucléaire. Hercule est avant tout un magnifique projet de banquier d’affaires ! Il est à ranger avec les trois privatisations de la loi pacte : ADP (Aéroports de Paris), Engie et la Française des jeux. C’est bien une privatisation.
Lors de l’introduction en Bourse d’EDF, les spéculateurs avaient parié sur la fin des tarifs réglementés et le bénéfice de la rente nucléaire ! Puis vint le désamour : un régime de prix de marché excessivement volatils, avec un parc nucléaire de cette taille, des coût fixes énormes et des perspectives d’avenir floues, ont effrayé les investisseurs. La Bourse et le nucléaire ne vont plus très bien ensemble. Cependant, aux yeux des spéculateurs, il y a de magnifiques morceaux dans EDF, dans le secteur régulé et subventionné. Cela doit se penser dans un contexte de taux d’intérêt faibles où la recherche de placements peu risqués et rémunérateurs est vive. Hercule vise à découper et privatiser ces morceaux de choix.
Mais ce découpage rendrait d’autant plus nécessaire une refonte de la régulation des prix du nucléaire. La caractéristique d’EDF, c’est de piloter de grands projets, très intensifs en capital et pour des retours sur des temps longs. Enedis, après le déploiement de Linky qui s’achèvera en 2023, c’est 500 à 600 millions de surplus financier tous les ans, qui servent à financer ces grands projets. Si demain, une partie de cette manne s’évapore au profit d’investisseurs privés, on retire au nucléaire sa béquille financière. Il existe d’autre part des enjeux d’alignement stratégique entre les activités de production, de commercialisation, de réseaux, d’innovation et de recherche. Et si le capital d’Enedis est ouvert à 40 %, d’autres critères que les critères industriels et sociaux s’inviteront à la table…
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Le sujet est très pertinent. Le point de vue est intéressant. Dommage qu’il manque de neutralité. La parti pris en faveur d’Edf est très marqué.