En novembre 2023, après de longs mois de négociations difficiles, EDF et son actionnaire, l’Etat, présentaient enfin un nouveau cadre de régulation du prix de l’électricité. Il doit prendre le relais, à partir de 2026, de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh). De quoi permettre à la nouvelle politique commerciale d’EDF de se mettre en place, avant l’évaluation prévue par le gouvernement au printemps.
Mais depuis fin novembre, les prix n'ont cessé de baisser sur le marché de l’électricité. De quoi chahuter un dispositif post-Arenh avant même sa retranscription dans la loi ! Car la nouvelle politique commerciale d’EDF doit s’articuler autour d’un prix moyen de 70 euros le MWh – en euros 2022 – pour son électricité d’origine nucléaire, afin de couvrir le coût du nucléaire existant, des investissements dans la prolongation de la durée de vie des centrales et des futurs réacteurs EPR 2. Or, le prix de la livraison en 2026 est descendu nettement sous ce niveau ces dernières semaines, si l’on tient compte de l’inflation future, en avoisinant les 60 euros le MWh.
Les contrats de long terme affectés
Au sein du gouvernement, on s’inquiète d’une forme d’attentisme dans la signature des contrats d’approvisionnement dans ce contexte de prix bas, aussi bien du côté d’EDF que des industriels. Le fonctionnement du cadre de régulation post-Arenh repose sur la conclusion de contrats de moyen et long termes. Chez EDF, on reconnaît que la conjoncture actuelle ralentit la signature de cette deuxième catégorie de contrats, les contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN), qui garantissent aux industriels électro-intensifs un accès à cette production pendant au moins dix ans, moyennant une avance de fonds. «Le prix du marché baisse et se rapproche de celui des CAPN donc l’incitation à signer est moindre», indique à L’Usine Nouvelle Marc Benayoun, le directeur exécutif du groupe en charge du pôle Clients, services et territoires. «L’ambiance est moins favorable à la conclusion de ces contrats», confirme Nicolas de Warren, le président de l’association d’industriels énergo-intensifs Uniden.
Les négociations sur le montant de l’avance et le partage des risques liés au fonctionnement du parc nucléaire compliquent aussi la donne. Pour le moment, EDF a signé deux lettres d’intention pour ces contrats, pour 5 TWh de consommation. Le groupe évoque un maximum de 24 TWh pour ce dispositif, dans l'hypothèse où tous les industriels électro-intensifs concluraient des CAPN à hauteur de la limite haute de 60% de leur consommation. Trois à cinq signatures supplémentaires pourraient avoir lieu d’ici l’été. EDF confirme que TotalEnergies, en sa qualité d’électro-intensif, peut accéder à ce type de contrat pour sa propre consommation. En revanche, la mise à disposition de CAPN pour les fournisseurs d'électricité alternatifs, sans être un tabou, ne semble pas encore d’actualité.
"Le retournement du marché induit une posture d'attente"
A l’inverse, la baisse des prix stimule les offres de contrats à moyen terme, pour un approvisionnement à quatre ou cinq ans, qui intéresseraient une partie des industriels. «Nous en signons plusieurs tous les jours. Une centaine de clients ont déjà signé et l’intérêt est un plus marqué chaque semaine pour ces offres», affirme Marc Benayoun. Des propos corroborés par Frank Roubanovitch, le président de l’association de grands consommateurs d’électricité et de gaz (SNCF, La Poste, Veolia...) du CLEEE : «Jusqu’à fin 2023, peu d’industriels signaient des contrats pour l’après 2025, mais le marché est devenu assez attractif depuis deux ou trois semaines. J’ai le sentiment que ça bouge au sein du CLEEE, des entreprises commencent à signer ou lancent des appels d’offres.»«Cela prend du temps de changer les habitudes contractuelles dans un marché, poursuit Marc Benayoun. Surtout que ces trois derniers mois ne sont pas habituellement une période où les entreprises achètent de l’énergie.»
De quoi éclairer, peut-être, les doutes exprimés par certains observateurs. «Cette nouvelle architecture de marché est projetée avec l’idée que tout le monde va signer des contrats à plus long terme. Mais cela a du mal à démarrer. Les clients se font attendre sur les horizons de temps 2028-2029, car ils n’ont pas intérêt à bloquer un prix sur cinq ans avec le marché baissier», estime par exemple Nicolas Goldberg, associé chez Colombus Consulting. Dans les entreprises, les acheteurs peuvent être tentés d’attendre pour se couvrir, étant donné la tendance récente. «En l’espace de peu de temps, tout a quand même pas mal changé. Ce retournement du marché induit une posture d’attente», appuie Jacques Percebois, professeur émérite à l'université de Montpellier et spécialiste des enjeux économiques de l'énergie.
EDF "un peu étonné" par la baisse des prix
Au-delà de la dynamique de signature des contrats, c’est le niveau de prix de vente de l’électricité après 2025 qui suscite des inquiétudes. Destinés entre autres aux fournisseurs alternatifs, le système d’enchères lancé en septembre dernier pour une livraison en 2027, 2028 ou 2029 alimente ces craintes. Depuis le 10 février, ces enchères n’ont abouti qu’une seule fois malgré de nombreuses tentatives, à 65 euros le MWh pour 2028.
S’il reconnaît être «un peu étonné» par la baisse des prix, Marc Benayoun dit ne pas être préoccupé. «L’objectif défini dans l’accord de novembre de 70 euros le MWh est une moyenne sur une durée d’environ 15 ans, rappelle-t-il. Ce n’est pas parce que les prix sont bas pendant trois mois que cela met en péril l’entreprise.» Sans se prononcer sur le prix du gaz, le directeur exécutif du groupe considère que le prix de la tonne de CO2, en chute assez brutale ces derniers mois avec un passage de 90 euros la tonne à 54 euros environ, devrait forcément repartir à la hausse en raison de l’impératif de transition énergétique. Ce prix est lié à celui de l’électricité, car plus une centrale émet du CO2 pour produire de l’électricité, avec du gaz par exemple, plus elle doit acheter de quotas carbone.
Bercy souffle le chaud et le froid
«EDF se couvre à terme donc quand on voit les prix chuter, cela n’a pas d’effet tout de suite pour l’entreprise. Si la situation actuelle dure six mois, il y aura peu d’effets. Mais, sauf incident géopolitique majeur, ça ne va pas durer six mois. La demande ne devrait pas augmenter avant 2027 a priori donc nous sommes partis pour une période de prix bas ce qui peut pénaliser les investissements d’EDF», nuance Nicolas Goldberg.
Recul de la consommation d’électricité, augmentation des capacités de production d’électricité renouvelable, hausse de la production du parc nucléaire… Les arguments des partisans d’une période longue de prix bas sont effectivement nombreux. Mais le passé a prouvé que les prévisions concernant le marché de l’électricité sont très incertaines. Au sein des industriels, certains s’inquiètent d’un renchérissement du coût de l’argent pour EDF qui doit investir 25 milliards d’euros par an à l’échelle du groupe. Car cela risquerait de se payer au prix fort pendant quelques années…
Pour Jacques Percebois, l’accord sur le nouveau cadre de régulation n’est pas encore en péril. Bercy a pourtant semblé souffler le chaud et le froid au cours des derniers jours. L’hypothèse de se pencher à nouveau sur les outils prévus par la réforme européenne du marché européen de l’électricité, en particulier le contrat pour la différence (CFD) qui n’a pas été retenu jusqu’ici, a été évoquée.
Les industriels pas satisfaits du cadre de régulation
Les industriels, qui avaient plutôt défendu l'outil de régulation du CFD lors des négociations entre l’Etat et EDF l’an passé, considèrent que le schéma retenu n’a été envisagé que dans une perspective de prix durablement élevés. En plus des outils de contractualisation à moyen et long termes, l’accord sur la période post-Arenh repose en effet sur un mécanisme de taxation du trop-perçu d’EDF en cas d’envolée du marché. Mais rien n’est prévu en cas de chute durable des prix... «Quand les prix sont bas, cela nous va bien. Mais la situation actuelle est la preuve du caractère non permanent de la proposition faite en novembre dernier, déplore Frank Roubanovitch. La santé d’EDF, une entreprise dont nous avons besoin, dépend du hasard des marchés. Ce n’est pas sérieux. Si le gouvernement change d’avis sur ce plan, nous n’en serions pas du tout chagrinés». Nicolas de Warren de l’Uniden reconnaît lui aussi qu'« il faut peut-être s’interroger sur la pertinence d’utiliser le cadre offert par la réforme du marché européen ».
«Ce projet [le nouveau cadre de régulation, ndlr] ne peut pas se mettre en œuvre en 15 jours, il faut laisser du temps au temps», insiste de son côté Marc Benayoun. Pour lui, le contexte actuel ne relance pas le débat autour d’un éventuel prix plancher fixé avec l’Etat qui pourrait assurer la rentabilité de son groupe, comme cela aurait pu être le cas avec un CFD sur le nucléaire existant. EDF a toujours exprimé des inquiétudes par rapport à d’éventuelles demandes de contreparties de la Commission européenne sur son organisation en cas de recours au CFD pour le nucléaire existant. Pour le moment, la baisse des prix ne fait pas changer d’avis l’énergéticien.
