L'ARENH Définition, évolution et impact sur le consommateur

L’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) permet aux fournisseurs d’énergie alternatifs  d’avoir accès à un quart de la production d’électricité nucléaire d’EDF à un prix fixe convenu pour tous.

EDF, exploite l’ensemble des 58 réacteurs nucléaires en activité financés par les consommateurs français à l’époque où EDF était un monopole.

Selon le réseau de transport d’électricité RTE, en 2019, 70,6 % du mix énergétique était assuré par l’énergie nucléaire.

Stabilité de la demande du nucléaire français sous le régime ARENH en 2021

La Commission de régulation de l’énergie a reçu une demande totale de 146 TWh de production d’ électricité nucléaire dans le cadre du mécanisme ARENH des demandes des fournisseurs alternatifs pour 2021, soit 0,5 % de moins qu’en 2020.

L’estimation de production pour 2022 reste inchangée, entre 330 TWh et 360 TWh en 2021 et 2022.

En 2019, la production nucléaire en France a baissé de 3,5 % à 379,5 TWh, manquant son objectif de 384-388 TWh

En janvier 2020, le groupe avait annoncé un objectif allant jusqu’à 395 TWh pour l’année mais il l’a rapidement révisé à 375-390 TWh dans un contexte de crise liée à la pandémie. En avril 2020,

EDF a de nouveau abaissé son estimation de production nucléaire 2020 en France de 20 % à 300 TWh, avant de prévoir une production nucléaire plus élevée en juillet 2020.

L'ouverture complète du marché et son impact

En 2007, après l’ouverture complète du marché de l’énergie, la Commission européenne avait exprimé son mécontentement face à la procédure de libéralisation du marché de l’électricité en France.

Des solutions sont donc recherchées avec les objectifs suivants :

  • Permettre aux français de bénéficier d’une électricité plus propre et moins chère en partageant la production nucléaire avec tous les consommateurs et pas seulement ceux d’EDF.
  • Favoriser la compétitivité sur le marché et encourager les investissements des parties prenantes.

L’écrêtement de l’ARENH : On vous explique

Le principe de l’écrêtement de l’arnenh est simple.

En effet, lorsque la CRE enregistre moins de demandes d’électricité nucléaire que la quantité prévue par la loi, chaque fournisseur d’énergie reçoit 100% de sa requête.

Dans le cas ou la CRE reçoit  trop de demandes on procède à un écrêtement de l’ARENH. Chaque fournisseur récupère alors le même pourcentage d’ARENH.

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La demande d’ARENH pour les fournisseurs

Chaque année, tout fournisseur qui souhaite avoir accès à cette production nucléaire doit demander à la CRE le volume qu’il souhaite en fonction de la taille de son portefeuille de clients. 

La CRE communique à RTE et à EDF le volume total d’ARENH demandé pour chaque fournisseur. 

La CRE transmet également à la CDC (Caisse des Dépôts) le montant total à verser par chaque fournisseur et le niveau des garanties bancaires à fournir.

La promulgation du loi NOME

La loi ARENH oblige EDF à vendre une partie de sa production nucléaire (jusqu’à 100 TWh/an, soit environ un quart de sa production) à des fournisseurs alternatifs sur le marché de gros à un prix régulé.

Ce prix ARENH a été fixé par la CRE à 42 €/MWh depuis 2012.

Le 7 décembre 2010, la loi dite NOME a été promulguée, qui est entrée en vigueur le 1er juillet 2011 et vise à être achevée d’ici 2025.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a fixé le prix du MWh de l’ARENH en 2011 à 40 €/MWh et en 2012 il passe à 42 €/MWh jusqu’à aujourd’hui. 

 

Le dispositif répond-il aux objectifs fixés par la Commission européenne et le gouvernement ?

Globalement, l’atteinte de la limite ARENH ne semble pas perturber l’évolution du segment des consommateurs résidentiels, comme en témoigne la progression régulière de la part de marché des fournisseurs alternatifs :

  • 15,5 % fin 2017.
  • 19,5 % fin 2018. 
  • 23,4 % % fin 2019.

De même, pour les consommateurs non résidentiels, la part de marché des fournisseurs alternatifs a augmenté en 2019 malgré l’atteinte de la limite ARENH. 

La part de ces fournisseurs dans le secteur était de 39 % en 2017, 43 % en 2018 et 46 % en 2019.

Compte tenu de l’évolution de la concurrence sur le marché de l’électricité en France, la situation où le plafond de l’ARENH est atteint est susceptible de se reproduire.

Tout cela est révélateur des dysfonctionnements profonds de ce mécanisme car ils contredisent les objectifs de la loi NOME, qui vise « la liberté de choix du fournisseur d’électricité, tout en garantissant que tous les consommateurs bénéficient de la compétitivité de l’électricité française ».

La reconfiguration de volume et l'impact sur le consommateur

Le gouvernement français réfléchit déjà au type de mécanisme qui pourrait remplacer l’actuelle régulation des ventes d’électricité nucléaire par EDF, lorsque l’intervention existante prendra fin en 2025.

Les propositions formulées jusqu’à présent soulèvent un certain nombre de questions intéressantes, dont certaines qui concernent les aides d’État. 

Depuis l’adoption du mécanisme ARENH en 2011 jusqu’en 2018, la limite de demande totale du volume ARENH qu’EDF devait offrir n’a pas été dépassée. 

Cette limite est fixée à 100 TWh, soit le quart de la production nucléaire d’EDF. 

En 2019 et 2020, la limite des 100 TWh a été dépassée pour la première fois.

D’ailleurs, 81 fournisseurs ont conjointement demandé 146 TWh à l’ARENH pour l’année 2021.

En conséquence, RTE a dû appliquer un coefficient de réduction d’approvisionnement pour chaque fournisseur d’énergie.

En 2020, ils n’ont reçu que 68 % du volume qu’ils avaient demandé.

De même, en 2019, le volume ARENH demandé était de 133 TWh et les fournisseurs ont reçu 75,2 % de leur volume demandé.

Cette reconfiguration des volumes représente aujourd’hui le plus grand risque pour le consommateur. 

Elle génère beaucoup de méfiance car elle oblige les consommateurs à redéfinir leur stratégie d’achat dans un laps de temps très court et particulièrement proche de l’échéance de livraison, une part importante de la consommation devant aller au marché de gros en plein hiver, avec le risque de volatilité que cela comporte.

Un mécanisme pour accéder à tous les domaines

Dans la perspective du dispositif ARENH qui expire en 2025, le gouvernement français conçoit une nouvelle intervention. Une consultation, lancée en janvier 2020, a proposé le nouveau schéma suivant :

  • Les branches de production et de vente au détail d’EDF commerceraient dans des conditions de pleine concurrence, la branche de vente au détail d’EDF participant au nouveau mécanisme exactement sur la même base que tous les autres détaillants.
  • Selon un processus et un calendrier définis par le régulateur, la branche production d’EDF vendrait son électricité sur le marché de gros en utilisant des produits standard de base. 
  • Le prix auquel ces volumes seraient vendus ne serait pas soumis à une régulation directe.
  • Si le prix concurrentiel auquel cette puissance est vendue :
    • En cas de dépassement d’un prix plafond prédéfini, la branche production d’EDF restituerait la différence aux revendeurs des clients français.
    • En dessous d’un prix plancher prédéfini, les distributeurs des clients français paieraient la différence à la branche production d’EDF en « complément ».

Depuis, quelles propositions ont été faites pour modifier le dispositif ARENH ?

L’année 2025 approche et de nombreuses collectivités proposent de réformer le dispositif de l’ARENH.

L’une des propositions de correction les plus évoquées est l’extension du plafond de l’ARENH à 150 TWh. Cependant, la CRE a estimé que d’ici là le volume pourrait être atteint rapidement considérant qu’en 2020 il a atteint 147 TWh. 

Néanmoins, elle limiterait substantiellement l’impact du coefficient correcteur de réduction d’offre de l’ARENH et les consommateurs en seraient les premiers bénéficiaires. 

En revanche, ce relèvement du plafond de l’ARENH conduirait vraisemblablement à une revalorisation par EDF du prix de l’ARENH qui augmenterait.

Une autre proposition est une révision à la hausse du prix de l’ARENH au dessus de 42 €/MWh.

 Lors de la création de l’ARENH, certains demandaient un prix de 49,5 €/MWh alors que certains fournisseurs alternatifs demandaient un prix de 35 €/MWh.

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L'impact de COvID-19 sur L'ARENH

En 2020, au plus fort de la pandémie de Covid-19, alors que les prix du marché de gros s’effondrent, les débats et les critiques du dispositif ARENH s’intensifient et atteignent leur paroxysme. 

Pour la première fois, certains commerçants ont voulu renoncer à l’ARENH après avoir passé la commande. 

Total Direct Energie, Alpiq et Gazel ont joué la carte de la « force majeure ». EDF a d’abord réfuté une telle demande mais a ensuite été contraint par le tribunal de commerce de Paris de suspendre les contrats avec certains fournisseurs.

Volumes ARENH commandés pour 2021 et 2022

En 2022, la demande a subi une hausse d’environ 10% pour atteindre 160 TWh, son record historique.

De nos jours, la quantité allouée aux fournisseurs à 42€ / MWh reste plafonnée à 100 TWh.

En plus une quantité supplémentaire de 20 TWh est prévue en 2022 au prix de 46,5 € / MWh.

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La bataille des prix entre EDF et le gouvernement

Autre proposition du gouvernement et de la CRE, la mise en place d’un prix « corridor » avec un prix compris entre 42 et 48 €/MWh. Or, il semble désormais que la discussion tarifaire de l’ARENH soit au-dessus de ces tarifs, la CRE recommandant 48 €/MWh et EDF 53 €/MWh. 

Les négociations sont très dures et l’opinion populaire se répand que le prochain changement viendra avec les prochaines élections présidentielles en 2022

Quelle est la place de ce mécanisme dans le processus de transition ?

Si le nucléaire est reconnu comme un élément fondamental de la transition énergétique, ce retard dans la prise de décision de réformer le dispositif ARENH impacte directement les plans de transition énergétique de la France compte tenu de l’instabilité financière de nouveaux réacteurs ainsi qu’entretenir ceux existants.

La renégociation de ce mécanisme complexe nécessite non seulement l’aval de Paris, mais aussi l’aval de Bruxelles. 

Dans cette logique, de nombreux efforts et des débats tendus ont déjà lieu entre la France et la Commission européenne.

EDF prépare le projet « Hercule » dans le but d’obtenir une meilleure rémunération de l’électricité produite par les centrales nucléaires françaises. 

L'arenh met-il l'avenir d'EDF en question ?

Le fournisseur historique est aujourd’hui lourdement endetté et doit investir massivement pour prolonger la durée de vie de son parc nucléaire tout en développant les énergies renouvelables afin de rattraper ses concurrents. 

Le projet « Hercule » se traduirait par une scission du groupe en trois entités

  1. Une entreprise publique (bleue EDF) qui superviserait les centrales nucléaires et le réseau de transport.
  2. Un autre (EDF Green) regrouperait les activités commerciales, de distribution d’électricité et d’énergies renouvelables. Elle serait cotée en bourse, ce qui lui permettrait d’attirer des investisseurs pour développer l’éolien et le solaire.
  3. Une troisième entité publique (EDF azur) pourrait être en charge des barrages hydroélectriques.

Enfin la question du dispositif ARENH n’est donc pas seulement économique, elle est politique et l’avenir de la transition énergétique en France.

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