Quelles solutions pour financer le nouveau nucléaire et les renouvelables ?

Le coût moyen actualisé du MWh (LCOE en anglais) est le critère traditionnel qui permet de sélectionner les meilleurs investissements pour produire l’électricité. Le coût marginal du MWh est le critère qui permet de sélectionner l’ordre d’appel des centrales une fois le parc en exploitation.

Le prix du MWh sur le marché de gros européen de l’électricité (qui est un marché de gros avec enchères à prix-limite) est calé sur le coût de fonctionnement de la dernière centrale appelée pour couvrir la demande (celle-ci est dite « marginale » et c’est souvent une centrale à gaz), donc en pratique souvent au coût du gaz nécessaire pour produire un MWh d’électricité. Si tel n’était pas le cas, le propriétaire de la centrale refuserait de la déclarer disponible.

Tous les participants aux enchères sur le marché de gros perçoivent ce prix-limite et la rente différentielle (prix du marché moins coût de fonctionnement) qu’ils reçoivent lorsque leur centrale est dite « infra-marginale » (donc moins coûteuse que la centrale marginale) leur permet de financer les coût fixes de nombreux investissements. Encore faut-il que cette rente soit suffisante pour couvrir ces coûts fixes, ce qui n’a pas été le cas entre 2010 et l'automne 2021. Le prix du marché n’était pas suffisamment rémunérateur pour couvrir le coût moyen (coût variable + coûts fixes) de la plupart des centrales appelées. 

Depuis fin 2021, avec l’envolée des prix du gaz, le coût marginal, et avec lui le prix d’équilibre sur le marché de gros européen de l’électricité, sont devenus très supérieurs au coût moyen du parc en exploitation, ce qui a engendré des rentes différentielles exorbitantes pour de nombreux producteurs.

Cette tendance va-t-elle se maintenir ou faut-il s’attendre à une inversion des courbes ? Cette forte volatilité des prix et l’incertitude qui en découle constituent un handicap pour les investisseurs dans un contexte où il faut en même temps financer la prolongation du parc nucléaire existant, investir dans de nouveaux moyens de production nucléaires et renouvelables et réformer le mécanisme de l’ARENH dont l’échéance approche (fin 2025).

Il est clair, au vu des récentes propositions de la Commission européenne de mars 2023⁽¹⁾, qu’une remise en cause du marché de gros européen de l’électricité n’est pas à l’ordre du jour. On peut seulement envisager des mécanismes correctifs permettant de limiter la volatilité des prix et conduisant à donner aux investisseurs et aux consommateurs une meilleure visibilité sur le long terme. Pas question par conséquent d’envisager la mise en œuvre d’un Acheteur Unique ou a fortiori d’un retour au monopole public intégré. La concurrence doit rester la norme mais elle peut s’accommoder de contrats de long terme, sous certaines conditions du moins.

Les solutions en compétition

Il existe aujourd’hui six solutions en compétition, qui méritent d’être évaluées à travers cinq critères : les risques pour le producteur, les risques pour le consommateur, les risques pour l’Etat, la validité au regard du droit européen de la concurrence et l’impact sur le fonctionnement du marché de gros. La question centrale est de savoir si ces solutions sont réservées aux investissements nouveaux (nucléaire et renouvelables) ou si elles peuvent s’appliquer aussi aux actifs existants (notamment au parc nucléaire historique, ce qui est une question importante dans le cadre de la réforme de l’ARENH).

1. Le Contrat pour Différence classique (CfD, Contract for Differences unilatéral). Le producteur fait l’avance des fonds mais bénéficie d’un prix de vente garanti négocié avec les pouvoirs publics, une fois la centrale raccordée au réseau, ceci sur une longue période (15, 20 ou 30 ans). Si le prix de gros est inférieur au prix garanti, le producteur perçoit un complément de rémunération ; si le prix de gros est supérieur au prix garanti, il conserve le surplus, ce qui peut lui procurer des profits confortables lorsque les prix de gros s’envolent comme en 2022. Ce système asymétrique est très avantageux pour le producteur, à condition toutefois que le coût de production constaté ex post ne dépasse pas le prix garanti négocié lors de la signature du CfD. Ce prix garanti doit en principe être indexé sur le taux d’inflation ou sur un indice déterminé au moment de la signature. Les risques sont limités pour le consommateur du moins pour le consommateur qui bénéficie du tarif réglementé de vente (TRV) puisque ce tarif doit logiquement être indexé sur le prix garanti. Ce n’est pas le cas du consommateur qui a signé un contrat en offre de marché puisque c’est le prix de gros qui sera la référence pour lui, et cela peut être coûteux lorsque les prix de gros s’envolent comme en 2022. Ce système peut aussi être coûteux pour l’État et les finances publiques puisque l’État peut être conduit à financer durablement l’investissement si le prix de gros est durablement inférieur au prix garanti négocié à la signature du contrat. Dans ce cas, le système revient à accorder des subventions pérennes au producteur et il risque d’être considéré comme générateur de distorsions de concurrence par les tribunaux européens. Avec les CfDs, l’électricité est vendue sur le marché de gros ; cela n’assèche donc pas le marché puisque la régulation des prix se fait ex post.
    
2. Le contrat pour Différence bilatéral (CfD bilatéral). Cette fois le système est symétrique et le complément de rémunération peut dès lors devenir négatif. Si le prix de gros est supérieur au prix garanti au contrat, le producteur verse la différence à l’État. C’est ce qui s’est passé en 2022 avec certains contrats avec complément de rémunération signés avec les producteurs de renouvelables. Le risque est que certains producteurs dénoncent leur contrat pour vendre sur le marché de gros devenu très rémunérateur, quitte à payer une pénalité. Le gain sur le marché de gros peut être très supérieur à la pénalité ; d’où la nécessité de prévoir des pénalités dissuasives. Un tel système est beaucoup plus favorable à l’État qui pourra d’ailleurs utiliser le gain perçu pour aider les consommateurs en difficulté lorsque les prix de gros seront élevés. Un tel système, plus équitable, sera sans doute plus facile à faire valider par le droit européen. L’impact sur le marché de gros est le même que dans le cas précédent.
    
3. Le Contrat pour Différence avec corridor. Il existe cette fois un prix-plancher de référence en deçà duquel le producteur perçoit un complément de rémunération et un prix-plafond au-delà duquel le complément de rémunération devient négatif ; les deux prix sont différents : tant que le prix de gros fluctue à l’intérieur du corridor que constituent les deux prix (plafond et plancher), le producteur perçoit le prix du marché de gros. Il obtient un complément de rémunération ou verse une rente à l’État si le prix de gros sort des deux prix-limites. L’enjeu de la négociation entre l’État et le producteur porte évidemment sur la largeur de ce corridor. Le producteur peut être fortement gagnant si le prix-plancher couvre son coût moyen et si dans le même temps il bénéficie d’un prix-plafond qui lui donne une marge confortable. Un tel système vise en pratique à faire face à des situations exceptionnelles comme celles rencontrées en 2022. Il permet de « caper » les rentes excessives. C’est le consommateur et l’État qui seront perdants si le prix-plafond est très supérieur au prix-plancher. Le premier paiera plus cher son électricité et le second supportera un manque à gagner. Certes il y aura une incitation à investir pour le producteur qui aura en même temps la garantie de recouvrer ses coûts et de bénéficier de profits importants si les prix de gros s’envolent.
    
4. Le PPA classique (Power Purchase Agreement). Cette fois le producteur ne discute plus avec les pouvoirs publics ; son prix de vente n’est plus régulé mais négocié avec ses clients. Le producteur passe un contrat avec des fournisseurs d’électricité alternatifs ou avec de gros clients industriels susceptibles de participer au financement de tout ou partie d’un réacteur nucléaire (ou d’une installation solaire ou éolienne), en contrepartie d’un droit de tirage sur la production future (cas d’un fournisseur alternatif qui ne peut pas investir dans du nucléaire) ou en contrepartie d’un accès à des MWh nucléaires à un prix préférentiel fixé d’avance entre les deux parties. Ce système présente pour le producteur l’avantage de ne pas avoir à faire l’avance de tous les fonds. Il présente pour le fournisseur alternatif ou pour le client industriel la garantie de pouvoir disposer d’un volume donné d’électricité à un prix, garanti ou non, dès la mise en service de la centrale. Certes l’acheteur partage les risques avec le producteur en cas de dérive des coûts de construction. C’est le système qui a été appliqué pour la centrale de Fessenheim (des fournisseurs allemands et suisses ont participé au financement) ou pour le système Exeltium encore en vigueur, qui permet à de gros industriels d’avoir ainsi une visibilité à long terme sur le prix de revient de leur électricité. Ce système est avantageux pour le producteur lorsqu’il est en position dominante dans la négociation. Le producteur peut préférer opter pour un tel PPA plutôt que pour un CfD car sa marge de manoeuvre dans la fixation du prix de l’électricité est sans doute plus grande que dans le cas d’un prix régulé imposé ou au mieux discuté avec les pouvoirs publics. C’est aussi la raison pour laquelle un tel système pourrait conduire le juge à intervenir s’il estime que le contrat reflète un abus de position dominante. Le consommateur peut dans ce cas en faire les frais. Ce type de contrat est sans coût direct pour les pouvoirs publics. Une généralisation des P.P.A est toutefois de nature à assécher le marché de gros puisqu’une partie de la production d’électricité serait vendue de gré à gré et non aux enchères à prix-limite ; les autorités bruxelloises pourraient donc chercher à en limiter le recours à des cas bien précis (les investissements nouveaux seulement).
    
5. Le PPA hybride (Power Purchase Agreement avec validation des pouvoirs publics). Le système est le même que précédemment mais le prix contractuel doit être validé par les pouvoirs publics (la CRE, le ministère…). C’est une façon pour l’État de s’assurer ex ante que la négociation entre les deux parties au contrat n’est pas déséquilibrée et que l’intérêt des consommateurs est préservé. Sur le plan juridique, l’État (via la CRE par exemple) ne serait pas signataire au contrat mais apporterait une sorte de garantie morale ou juridique. Le prix négocié entre les deux parties (producteur et client) devrait respecter un cadre réglementaire fixant quelques clauses et pouvant aller jusqu’à prévoir deux bornes de prix. Ce système peut se révéler utile pour protéger les petits consommateurs. C’est aussi une façon de protéger le contrat vis-à-vis des autorités européennes en montrant que l’État apporte sa caution à ce type de contrat tout en laissant place à la négociation entre les parties. Rien n’empêche néanmoins le pouvoir judiciaire de contester le contrat s’il l’estime déséquilibré ou contraire aux règles de la concurrence.
    
6. La BAR (base d’actifs régulés ou RAB en anglais pour Regulated Assets Base). Le financement de l’investissement se fait au fil de l’eau, comme pour les réseaux d’électricité. Le producteur est rémunéré dès le lancement du projet, et non plus au moment de l’entrée en fonctionnement de la centrale, puisque le coût annuel supporté est répercuté par la CRE dans le tarif payé par le consommateur final (cas du TRV). C’est un avantage indéniable pour le producteur. Le risque est transféré, en partie du moins, du producteur vers le consommateur puisqu’en cas de dérive des coûts c’est le tarif qui sera impacté. Il faut également prévoir un taux de rendement du capital investi⁽²⁾. Le système peut s’appliquer aussi bien aux actifs en exploitation (nucléaire historique) qu’aux actifs nouveaux. Bien évidemment la CRE doit valider les investissements qui seront pris en compte dans la détermination de la BAR. Tous les investissements financés ainsi échappent au marché et les autorités bruxelloises exigeront sans doute que seuls des investissements à forte composante de service public puissent bénéficier d’un tel mécanisme. Pour certains d’ailleurs la mise en place d’un tel système serait une première étape vers une régulation publique plus grande pouvant peut-être conduire à terme à la mise en place d’un Acheteur Unique.

Tous ces mécanismes reposent sur la signature de contrats de moyen ou long terme et ils ont en commun de limiter la forte volatilité des prix de gros, d’une part, de fixer un prix qui tend à s’aligner sur le coût en capital, d’autre part. Ils concernent pour l’essentiel des investissements à forte proportion de coûts fixes (nucléaire et renouvelables). Les investissements à forte proportion de coûts variables (centrales fossiles à gaz ou au charbon) continueront à être rémunérés par le marché de gros. Il leur faut recouvrer leurs coûts variables (coût du combustible) et ils le font puisque le prix d’équilibre s’aligne sur ce coût variable sur le marché de gros. Au fur et à mesure que la décarbonation du mix électrique fera sortir du marché ces centrales fossiles, le prix d’équilibre aura tendance à se caler sur le coût moyen du parc donc sur le coût moyen des centrales à forte proportion de coûts fixes.

Les questions ouvertes

Deux questions doivent être abordées :

1) Le système peut-il s’appliquer à tous les investissements à forte proportion de coûts fixes (nucléaire et renouvelables) ou faut-il en limiter l’accès aux seuls investissements nouveaux ? Le risque est d’assécher le marché si on l’applique aussi aux actifs existants, surtout si l’on opte pour des PPA ou le mécanisme de la BAR.

2) Le système doit-il être obligatoire ou est-ce une option ouverte aux producteurs, voire à l’État ? Plus le champ d’application est vaste (actifs existants et nouveaux), plus le système doit être facultatif ; on peut envisager un système obligatoire pour des investissements en priorité destinés à des consommateurs domestiques.

Les producteurs qui disposent d’un parc important de centrales auront sans doute une préférence pour les PPA car le prix est négocié avec l’acheteur. Ils se méfient des prix régulés prévus dans les CfDs, l’État ayant tendance à privilégier l’intérêt des acheteurs. Ils souhaitent probablement que ces contrats de long terme ne soient pas obligatoires mais facultatifs tant pour les actifs nouveaux que pour les actifs existants. Ils se méfieront des PPA hybrides dans lesquels l’État aura son mot à dire. Ils ont tiré la leçon de l’expérience de l’ARENH, système dans lequel le prix n’a pas été revalorisé.

La Commission européenne aura sans doute tendance à pencher pour l'adoption de CfDs plutôt que pour des PPA dans la mesure où elle souhaite laisser au marché de gros un rôle prioritaire. Ces contrats à long terme doivent demeurer l’exception et concerner principalement les investissements nouveaux très capitalistiques ; l’étendre aux actifs existants reviendrait pour elle à assécher le marché de gros.

Les associations de consommateurs vont militer pour l’application du mécanisme de la BAR (en demandant à l’État d’être vigilant sur le risque de dérapage des coûts) ou pour celui des CfDs bilatéraux.

L’État peut avoir intérêt à privilégier les CfDs à condition qu’ils soient bilatéraux ; il peut inciter les opérateurs à négocier des PPA, sous réserve qu’il ait un droit de regard sur les clauses du contrat (PPA hybrides).

Et la réforme de l’ARENH dans tout cela ?

L’ARENH (Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique) permet aux concurrents d’EDF qui le souhaitent d’acquérir un volume d’électricité nucléaire à un prix régulé (42 €/MWh) au prorata des besoins prévisionnels de leurs clients. C’est une option gratuite dont le prix n’a pas été revalorisé depuis 2012. Ce dispositif doit prendre fin au terme de l’année 2025. Ce dispositif trouvait sa légitimité dans le fait que tous les consommateurs français, qu’ils soient ou non clients d’EDF, avaient participé au financement du programme nucléaire et cela devait permettre aux fournisseurs alternatifs d’investir dans des moyens de production, ce que très peu ont fait, beaucoup préférant devenir de simples commercialisateurs du nucléaire de l’opérateur historique.

La solution de facilité est d’attendre l’extinction de ce dispositif fin 2025. Cette incertitude sur le devenir de l’ARENH pose problème pour les consommateurs désirant souscrire des contrats à prix fixe au-delà de deux ans. On peut concevoir, au terme de ce dispositif, de proposer à ces fournisseurs alternatifs de signer des contrats de type PPA avec EDF ; il semble légitime que ceux qui souhaitent accéder au nucléaire existant, et qui ne veulent pas se sourcer sur le marché de gros du fait des risques de volatilité inhérents à ce marché, participent au financement de l’entretien et de la prolongation du parc historique.

On rétablirait ainsi une symétrie entre les engagements des deux parties : en 2016-2017 certains alternatifs ont dénoncé les contrats d’achat d’ARENH préférant acquérir sur le spot l’électricité dont le prix était inférieur au prix régulé de 42 € le MWh. On pourrait privilégier des PPA de type hybride, les pouvoirs publics (la CRE en l’espèce) cautionnant le dispositif en instaurant un corridor de prix. L’opérateur historique négocierait avec ses concurrents mais ce prix ne pourrait ni descendre en dessous d’un prix-plancher ni dépasser un prix-plafond fixés de façon réglementaire. Il faudrait là encore s’assurer que ce prix-plancher couvrirait bien les coûts de production, ce qui impose de prévoir des clauses d’indexation. Pour le nucléaire nouveau les fournisseurs alternatifs seraient soumis au droit commun : achat sur le spot, CfDs ou PPA selon ce qui sera privilégié par les pouvoirs publics…

Tableau. Les atouts des différents systèmes selon les opérateurs concernés

Un signe + traduit un avantage pour l’opérateur ou pour le critère d’évaluation, un signe – un risque et un signe = une relative indifférence