Prix de l’électricité : pourquoi une nouvelle régulation du nucléaire d’EDF est urgente… et si compliquée

Décarbonation accélérée, réindustrialisation verte, inflation, mur d’investissements, concurrence : pour au moins ces cinq raisons, EDF va devoir se résoudre à continuer à vendre son électricité nucléaire à prix régulé. Explications.

Aurélie Barbaux

Publié le 2 octobre 2023 à 14h00

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Bâtiment réacteur de la centrale nucléaire d'EDF à Dampierre-en-Burly (Loiret), — 70% de l'électricité française est d'origine nucléaire.

N’en déplaise à EDF, le gouvernement met la dernière main à un dispositif post-Arenh qui va encore l’obliger à vendre son électricité nucléaire à prix régulé. Les récentes déclarations publiques des pouvoirs publics ne laissent aucun doute. «Nous allons reprendre le contrôle des prix de l’électricité», a déclaré Emmanuel Macron le 24 septembre. «Les Français ont financé le nucléaire, il est légitime qu'ils aient accès à une électricité compétitive», précise Agnès Pannier-Runacher, la ministre de la Transition énergétique. «Il faut des outils de marché, des PPA, qui permettent de contractualiser à des échéances différentes, et une forme de régulation spécifique au nucléaire», explique Emmanuelle Wargon, la présidente de la commission de régulation de l’énergie (CRE).

Toute la question est de savoir si cette nouvelle régulation portera sur tout ou partie de la production nucléaire historique d’EDF et donc si elle bénéficiera aux entreprises. Mais aussi à quel prix, ou corridor de prix, EDF devra vendre cette précieuse électricité bas carbone indispensable à l’atteinte des objectifs climats de la France à 2030 et au-delà. Et enfin, comment elle s’articulera dans une réforme du marché de l’énergie en Europe, dite "market design", qui patine.

Juguler l’envolée des factures

La seule chose certaine est que le gouvernement ne peut plus procrastiner. Le dispositif Arenh (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) qui oblige EDF depuis 2011 à vendre à ses concurrents, mais sans obligation d’achat, tous les ans, jusqu’à 100 TWh d’électricité nucléaire, plus environ 25 TWh à RTE pour couvrir les pertes du réseau, à un prix de 42 euros le MWh, s’achève en 2025. Il faut prévoir la suite maintenant. Comme le rappelle la Cour des comptes et le gouvernement, l’Arenh, mise en place par la Loi Nome de décembre 2010, n’avait pas pour seul but de favoriser la concurrence sur le marché de détail suite à la dérégulation des marchés de l’énergie décidée par l’Europe, en incitant les fournisseurs à investir dans de nouvelles capacités de production. Cette régulation visait aussi et surtout à «restituer aux clients français la compétitivité du parc nucléaire» et à garantir le financement du parc historique. Des objectifs qui restent plus que jamais d’actualité. Les termes de la future régulation des prix de l’électricité figureront dans le projet de loi de programmation énergie climat, qui doit, avec plus de six mois de retard, être présentée en Conseil des ministres avant la fin de l’année, a annoncé lors d’un point avec la presse la ministre de la Transition énergétique.

Donner de la visibilité aux industriels

Hors de question, en effet, de laisser les factures d’électricité s’envoler alors que, pour atteindre ses objectifs de baisse d’émissions carbone à 2030 (-55% comparé à 1990) le gouvernement demande aux Français de passer à la voiture électrique et de troquer leur chauffage au fioul ou au gaz contre des pompes à chaleur. Et qu’il pousse dans le même temps les 50 sites industriels les plus émetteurs de gaz à effet de serre à se décarboner, ce qui passe le plus souvent par l’électrification des procédés. Or pour investir, ces industriels réclament de la visibilité sur les prix de l’électricité à moyen et long terme, que leur donnait partiellement l’Arenh jusque-là. De même, pour tenir son pari de réindustrialiser le pays en attirant les investissements dans de nouvelles usines de batteries, de panneaux solaires ou d’hydrogène, il faut pouvoir continuer à garantir un accès à une électricité bas carbone abondante à un tarif compétitif, qui est un des principaux atouts d’attractivité du site France. Et donc réguler, pour qu’EDF vende son électricité nucléaire au plus près de ses coûts de revient.

Tous les indices

Préserver l’attractivité de la France

Problème, même si le parc nucléaire d’EDF est amorti, il vieillit et les coûts de production de l’électricité nucléaire augmentent. La CRE les a estimés, à la demande du gouvernement, dans une hypothèse d’un contrat pour différence (CFD) [où EDF serait aidé s’il vend à perte et rembourserait l’État si les prix de marché sont plus bas], qui s’appliquerait à la totalité de la production du nucléaire existant, explique Emmanuelle Wargon. Résultat pour la période 2026-2030, le coût complet ressort à 60,70 euros /MWh, il redescend à 59,10 euros sur 2031-2035 puis à 57,30 euros sur 2036-2040. Ces calculs reposent sur l’hypothèse d’une production d’environ 360 TWh par an entre 2026 et 2035 (contre plus de 400 TWh théoriques) et 344 TWh entre 2036 et 2040, les nouveaux EPR2 ne remplaçant pas encore les vieux réacteurs qui devront fermer. Ils tiennent compte des charges d’exploitation, combustible et construction de l’EPR de Flamanville 3 (Manche) compris, des investissements sur le parc existant et du grand carénage (révisé à la hausse à 66 milliards d’euros sur la période 2015 et 2028) et de la gestion des matières et déchets nucléaires, notamment la construction d’une nouvelle piscine de combustibles. Ce coût complet était estimé par la CRE à 48,36 euros le MWh en 2020, contre 60 euros par la Cour des comptes. En 2018, alors qu’il s’agissait de démontrer la compétitive du nucléaire face aux renouvelables, la Sfen avait même calculé un coût «cash» du nucléaire à 33 euros le MWh !

Donner un cadre clair à EDF

Or, l’électricien évalue lui aujourd’hui ses coûts à 74,80 euros par MWh sur la période 2026-2030, 73,90 euros le MWh sur 2031-2035 et 69,90 euros par MWh sur la période 2036-2040, selon l'AFP. C’est sur ces bases qu’il a entamé des négociations de contrats long terme avec les électro-intensifs. L’association qui les représentent, l’Uniden, estime à 40 TWh les besoins de ces industries pour 2026 (plus de 10 de la production électronucléaire), dont 10 à 12 pour les sites hyper-électro-intensifs et 30 environ pour les entreprises électro-intensives. Elle s’était félicitée que l’étude la CRE, qui était restée confidentielle, ait été dévoilée suite à une fuite dans à la presse. Cette différence d’appréciation entre la CRE et EDF s’explique en partie parce que l’électricien doit, selon son nouveau PDG Luc Rémont, investir plus de 25 milliards d’euros par an, en incluant la nécessaire adaptation du réseau électrique (Enedis et RTE) à la montée de charge des renouvelables et le développement des nouveaux EPR 2.

Le gouvernement table lui plutôt sur 20 milliards d’euros par an, selon les déclarations d’Agnès Pannier-Runacher lors d’une conférence de l’OCDE sur le nucléaire le 28 septembre. La construction de nouveaux réacteurs nucléaires ne représentant pour EDF, selon elle, qu'une part limitée de ces investissements, soit quelque 3 milliards d'euros par an. Surtout, alors qu’EDF explique qu’il lui faut vendre le maximum de son électricité sur les marchés pour augmenter ses revenus et rassurer les marchés financiers et les investisseurs, la ministre explique que la construction des nouveaux réacteurs «n'est pas un défi financier, c'est un défi industriel».

Rester conforme aux règles européennes

Or c’est sur la base des coûts réels d’EDF que le gouvernement va établir sa nouvelle régulation de électricité nucléaire historique. Plus ils sont bas, plus le gouvernement français pourra continuer à maîtriser la facture d’électricité des Français et à utiliser son électricité nucléaire, bas carbone et compétitive, comme un atout d’attractivité. Il faut de plus que la proposition de régulation du gouvernement, qui doit prendre la forme d’une boite à outils adaptés à chaque typologie de clients (fournisseurs, électro-intensifs, particuliers et TPE...) avec des PPA (contrats directs) et des CFD, soit acceptable pour la Commission européenne, garante de la libre concurrence, alors qu’EDF détient encore plus de 70% du marché de l’électricité.

EDF de son côté tente de prendre les devants, en lançant une expérimentation de vente aux enchères de 100 TWh d’électricité destinés au marché, donc en direction non pas des consommateurs finaux, mais des fournisseurs, pour 2027 et 2028, afin d’établir un semblant de prix de marché à cet horizon post-Arenh. En revanche, ses négociations pour les contrats directs vont forcément dépendre de la régulation que va proposer le gouvernement, du prix et des volumes concernés.

Préparer le nouveau nucléaire

Quant au financement du nouveau nucléaire, c’est là un sujet qui pour l’instant est davantage du ressort du gouvernement. C’est lui qui est à la manœuvre pour attirer les investisseurs privés, comme on l’a vu avec la déclaration conjointe des 20 pays nucléarisés de l’OCDE du 25 septembre, alors que l’inclusion du nucléaire dans les investissements verts bute toujours sur l’opposition d’un partie des Etats de l’Union européenne, jusqu’à bloquer les négociations sur la réforme du marché de l’énergie.