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Bourse Entreprise

Moins de clients, plus d’argent : ce vide réglementaire qui remplit les caisses d’EDF


Le mécanisme qui oblige EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à un prix réglementé par l’État, et que l’on pourrait dire aujourd’hui rompu, est-il une si mauvaise affaire pour l’énergéticien ? Depuis des années, ses dirigeants n’hésitent pas à pointer du doigt ce système, connu des spécialistes sous l’acronyme ARENH (accès réglementé à l’électricité nucléaire historique). Ce serait même un « poison « , selon l’ancien directeur général Jean-Bernard Lévy, coupable d’avoir «  EDF pénalisé » disait-il récemment dans FranceInfo son successeur, Luc Rémont.

Production nucléaire : comment EDF tente de redresser la situation

De la quasi-unanimité, ce système aurait accru l’endettement déjà faramineux du groupe, récemment nationalisé à 100%. Et à juste titre, depuis 2011, elle a contraint le producteur d’électricité à céder 100 térawattheures (TWh) à ses concurrents, soit un quart de sa production nucléaire de l’époque, à 42 euros le mégawattheure (MWh). ). C’est un montant inférieur à ses coûts de production, qui s’élèvent aujourd’hui à plus de 60 euros par MWh. Même si les prix du marché s’envolent, cette vente à perte aurait forcément détérioré les finances du groupe. Tout en enrichissant ses concurrents, les prestataires alternatifs, au détriment des utilisateurs.

Des « surrémunérations » liées au développement de la concurrence

La réalité est plus nuancée. Ces dernières années, EDF a bénéficié d’un effet inattendu important dû aux pannes du système, en vendant les droits ARENH à un niveau bien supérieur à 42 euros le MWh. À tel point qu’en 2019, 2020 et 2021, ces échecs ont « permis d’augmenter les revenus de production nucléaire d’EDF respectivement de 1 085, 851 et 932 millions d’euros », selon un rapport de la Cour des comptes sur l’organisation des marchés de l’électricité publié en juillet 2022. Et ce, « en faveur d’EDF et au détriment des consommateurs » affirme la juridiction financière. Or, en 2023, ces revenus supplémentaires devraient dépasser le milliard d’euros.

Pire encore : c’est en se séparant des clients que l’énergéticien a pu libérer ces ressources.  » Plus EDF perd des parts de marché dans l’approvisionnement, plus ses revenus issus de la production d’énergie nucléaire augmentent, dans un contexte de prix de gros supérieurs au prix de l’ARENH. », alertait déjà la Commission de régulation de l’énergie (CRE) à l’été 2020. À tel point que la poursuite du développement des fournisseurs alternatifs pourrait conduire à un « Surrémunération d’EDF », et donc à une hausse des prix, selon l’autorité de la concurrence.

« À mesure que la concurrence s’intensifie, les prix augmentent. C’est stupide. (…) Dans ce contexte, le directeur commercial d’EDF va chercher à gagner des clients et le directeur financier va chercher à les arrêter. » raconte une source informée qui a requis l’anonymat.

Plafond ARENH 100 TWh

Pour comprendre cela, il faut approfondir le fonctionnement de l’ARENH, qui expirera fin 2025. Dans un premier temps, l’objectif est de favoriser l’émergence de nouveaux acteurs sur le marché de la fourniture d’énergie. Autrement dit, permettre à ces opérateurs de vendre de l’électricité à leurs clients, sans nécessairement la produire eux-mêmes, mais en jouant à armes égales avec EDF. C’est pour cette raison qu’il a été décidé qu’ils auraient accès à une partie de la production nucléaire de l’opérateur historique, qui détient le monopole de cette activité.

Concrètement, chaque client d’un fournisseur alternatif a droit, en théorie, à 67% de l’ARENH. Autrement dit, si leur clientèle s’élève à 100 kWh, ils pourront acheter 67 kWh à l’ARENH à 42 euros le MWh. Mais au fil des années, le nombre de foyers ayant souscrit à un de ces commerciaux à la place d’EDF a explosé, au point qu’en 2023 ils ont pu solliciter, au total, environ 150 TWh de l’ARENH.

La seule chose est que dès le début l’État a fixé une limite maximale à 100 TWh. Les fournisseurs alternatifs n’avaient donc droit qu’aux deux tiers de leur demande, « plafonnée » à 50 TWh.

Conditions de l’offre répliquées dans le tarif réglementé

Et c’est là que réside le problème : cette limitation, c’est-à-dire la différence entre les droits de l’ARENH et le volume effectivement cédé à 42 euros/MWh, est prise en compte dans le tarif réglementé de vente d’électricité (TRV) d’EDF, cette souscription encadrée par le Etat auquel 21 millions de Français sont abonnés. En effet, afin de ne pas favoriser EDF, cette offre reproduit les conditions d’approvisionnement de ses concurrents et donc les 50 TWh d’ARENH qui leur ont été refusés dans le plafond. Toutefois, l’administration considère que ces volumes auraient dû être achetés par des alternatives. » aux prix du marché en moyenne sur le mois de décembre précédant l’année de consommation « . Soit l’un des pires mois de 2022, durant lequel les prix ont grimpé jusqu’à 400 euros le MWh, soit près de 10 fois le tarif réglementé !

Evidemment, cette formule gonfle le TRV commercialisé par EDF. Quoi  » vous permet de vendre votre électricité plus cher aux clients concernés, sans que cette augmentation n’ait de lien avec une augmentation de vos coûts de production » expliquait la Cour des Comptes à l’été 2022. Autrement dit, plus EDF perdait de clients, plus le plafond de l’ARENH augmentait… et avec lui, indirectement, le prix du TRV vendu par EDF.

TRV ARENH

C’est notamment à cause de ce phénomène que la CRE a proposé une hausse de la TRV de 35 % en février 2022, en pleine crise énergétique… et d’environ +100 % en février 2023 et août 2023 (hors bouclier tarifaire payé). par les contribuables).

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Des milliards d’euros de revenus supplémentaires

Et ce n’est pas tout : en pratique, EDF réplique le plafond de l’ARENH pour adapter ses coûts d’approvisionnement dans toutes ses offres aux particuliers. Qui conduit à  » en tout « , a  » augmenter (vos) revenus unitaires, aussi bien dans vos ventes à TRV que dans vos ventes en offres de marché », souligne la Cour des comptes.

 » Toutefois, EDF pourrait ne pas augmenter autant ses prix de vente une fois le plafond de l’ARENH atteint, l’entreprise conservant un accès direct et sans rationnement à sa propre production nucléaire. », ajoute la juridiction financière.

Reste à voir l’impact sur les revenus du groupe en 2023, qui seront forcément bien plus élevés que les années précédentes compte tenu de l’explosion des prix du marché en décembre dernier. Cependant, pour l’instant, aucun chiffre officiel n’a été communiqué. Certains observateurs parlent déjà de revenus supplémentaires de plusieurs milliards d’euros, et pourraient même atteindre une vingtaine de milliards d’euros ! Interrogées, ni EDF ni la CRE n’ont souhaité commenter ce chiffre.

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Effet inattendu ou pas ?

Face à cet effet pervers, qui n’est pas dû à la politique d’EDF, mais à la réglementation, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a proposé en 2018 de relever le plafond énergétique à 150 TWh, selon l’Arenh, pour limiter, voire supprimer le phénomène. haut. . Et ce, en augmentant dans le même temps le prix de 42 euros par MWh pour couvrir les coûts de production actuels d’EDF, comme le demandait la Cour des comptes. Le lobby de la CRE s’est également renforcé depuis l’automne 2021, compte tenu de la hausse des prix de marché.

Le seul problème, c’est que le gouvernement n’a pas suivi cette recommandation. Il a fallu attendre janvier 2022 pour que la décision soit finalement prise de relever en urgence la limite maximale à 120 TWh, face à une explosion des prix désormais ingérable.

 » La décision est arrivée très tard., Il Il aurait été préférable de le dire au second semestre 2021. En janvier 2022, EDF avait déjà vendu sur les marchés les quantités d’électricité correspondantes (les fameux 20 TWh supplémentaires, ndlr). Il lui a donc fallu les racheter à 270 euros le MWh pour les revendre à 42 euros. En l’espèce, nul doute que cette décision a amené EDF à assumer une part significative du coût du bouclier tarifaire 2022. « , explique un porte-parole de la CRE à La Tribune.

Au-delà de ce cas particulier, qui a effectivement porté préjudice à EDF, une question se pose : le revenu supplémentaire généré par la limitation peut-il être considéré comme un « profit » pour l’énergéticien ? Par rapport à une situation dans laquelle l’ARENH n’existait pas, EDF reste perdant. En effet, la Cour des Comptes a noté que « La mise en œuvre de l’ARENH ne s’est pas déroulée comme prévu, mais elle a permis de couvrir tous les coûts. « , tout en soulignant qu’en l’absence de l’ARENH, les recettes nucléaires auraient probablement été  » plus haut « .

Et à juste titre, dans un monopole non réglementé, l’opérateur historique aurait pu vendre toute sa production à ses conditions, en suivant les prix du marché, sans se lier à ses coûts de production réels. Ce qui aurait provoqué une explosion encore plus importante de la facture des consommateurs ces derniers mois, tout en permettant au groupe de générer des bénéfices gigantesques (même si sa situation financière aurait été affectée par le comportement catastrophique du parc en 2022), liés notamment à un défaut de corrosion détecté dans certains réacteurs).

Enfin, le système ARENH a été assez préjudiciable à EDF lors de la baisse des prix de marché, entre 2015 et 2017. En fait, l’ARENH présente un autre défaut : les alternatives ne sont pas obligées de demander à EDF de leur vendre des volumes à 42 euros le MWh lorsque les prix baissent. . en dessous de ce taux. Et, dans la pratique, ils ne l’ont pas fait. Ce qu’il n’a pas permis » garantir à EDF que ses coûts de production seront couverts » pendant ces périodes, souligne la Cour des comptes. Mais le futur dispositif, présenté il y a quelques jours par EDF et l’exécutif qui succédera à l’ARENH à partir de 2026, ne résout pas non plus ce problème : en l’état, aucun mécanisme ne protégera EDF en cas de prix inférieurs à sa production. frais.