La loi NOME et l’ARENH : le dispositif et les conséquences


L’essentiel

Centrale nuéclaire

Des centrales nucléaires

La loi portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (dit loi « NOME »), promulguée le 7 décembre 2010, est entrée en vigueur le 1er juillet de l’année suivante. Dernière des grandes lois intervenues pour adapter l’organisation du secteur de l’énergie français à son ouverture à la concurrence, la loi NOME a entendu corriger les imperfections constatées, s’agissant de l’organisation du marché de l’électricité français.

Une de ces dispositions phare est la création d’un Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) à destination des fournisseurs alternatifs. Ce mécanisme permet aux fournisseurs alternatifs de s’approvisionner en électricité dans des conditions économiques équivalentes à celles supportées par EDF. Il rend la concurrence possible sur un marché de l’électricité dont le secteur de la production se caractérise par une concentration très importante.

Toutefois, ce mécanisme est limité aussi bien dans le temps (il prendra fin en 2025) qu’en termes de quantités (jusqu’à un quart de la production du parc nucléaire historique, c’est-à-dire 100 TWh). La loi NOME et l’ARENH traduisent un marché de l’électricité en transition.

De la Commission Champsaur à la loi NOME

La loi portant nouvelle organisation des marchés de l’électricité s’inscrit dans la continuité des travaux de la commission Champsaur. La Commission européenne avait engagé en 2008 des poursuites contre la France. Elle lui reprochait de ne pas avoir « transposé » dans son droit national toutes les dispositions des directives européennes ouvrant le marché de l’énergie à la concurrence. Une commission composée de manière équilibrée et présidée par le haut fonctionnaire Paul Champsaur a donc été constituée.

Les travaux de cette Commission ont abouti à deux lois :

La loi NOME : une loi importante

La loi NOME comporte deux volets principaux :

 La loi NOME assure un fonctionnement du marché plus concurrentiel

Dans le contexte d’un marché de la production d’électricité très concentré, la loi NOME s’est attachée à améliorer les conditions d’exercice de l’activité des fournisseurs alternatifs.

La loi NOME a créé un accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH). Les fournisseurs alternatifs ont la possibilité d’acheter à EDF jusqu’à 100TWh de l’électricité produite à partir de son parc nucléaire historique d’électricité. Lors des débats préliminaires à l’adoption de la loi NOME, le prix du MWh d’électricité acheté dans le cadre de la loi NOME a été débattu. Les fournisseurs alternatifs le souhaitaient autour de 38€/MWh. Il a été finalement fixé à 40€/MWh au 1er janvier 2011. Les premières livraisons dans le cadre du dispositif ont eu lieu le 1er juillet 2011. Le 1er janvier 2012, le prix de l’ARENH a été fixé à 42€/MWh. Le prix de l’ARENH reste donc assez élevé. De plus, le plafond de l’ARENH est bas. Or, en 2012, 60,8 TWh d’électricité ont été achetés dans ce cadre.
La loi NOME a pour objectif de permettre une ouverture effective du marché, dans la mesure où EDF, opérateur historique, se trouve en situation de quasi-monopole sur le secteur de la production d'électricité en France. En effet, comme l'a estimé la Commission européenne à la suite d'une procédure d'enquête au titre des aides d'Etat, le fait qu'il existe des tarifs réglementés et que les fournisseurs alternatifs ne puissent pas accéder à des sources d'électricité économiquement aussi intéressantes que le parc nucléaire utilisé par EDF, sont des obstacles à la naissance d'une vraie concurrence.

Les trois piliers du dispositif de l'ARENH

Le dispositif de l'ARENH s'appuie sur trois piliers :

  • un volume d'achat d'électricité aux conditions de l'ARENH pour chaque fournisseur pour assurer l'égalité dans les coûts d'approvisionnement ;
  • un prix de l'ARENH reflétant les conditions économiques de production de l'électricité des centrales nucléaires ;
  • une architecture nouvelle des tarifs réglementés : ils seront progressivement établis par addition des coûts d'approvisionnement en électricité, du prix de l'ARENH et du coût du complément de la fourniture intégrant la garantie de capacité, des coûts d'acheminement, des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération raisonnable.

Comment les volumes d'achat d'électricité aux conditions ARENH sont-ils calculés pour chaque fournisseur (méthode d'allocation des droits)?

Tous les opérateurs fournissant des clients finaux peuvent bénéficier, depuis le 1er juillet 2011, de l'ARENH, dans la limite d'un plafond de 100TW à répartir entre les différents fournisseurs alternatifs. Ce volume représente environ 25 % de la production du parc nucléaire historique.

L'exercice du droit à l'ARENH passe par la signature d'un accord-cadre entre chaque fournisseur demandeur et EDF, qui sert de cadre aux ventes effectuées. Dans le cas où ce plafond est atteint, les volumes entre les fournisseurs (allocation des droits) sont répartis par la Commission de Régulation de l'Energie de manière à permettre le développement de la concurrence sur l'ensemble des segments du marché de détail.

Ainsi, la Commission de Régulation de l'Energie (la CRE) a donné un avis favorable sur la méthode d'allocation des droits, après s'être assurée qu'elle respectait bien le double principe prévu par le code de l'énergie :

  • les volumes de l'ARENH doivent être représentatifs de la part de la production nucléaire historique dans la consommation totale d'électricité en France (environ 78%)
  • la répartition de l'ARENH entre les fournisseurs doit être effectuée selon les consommations de leurs clients pendant les heures de faible consommation nationale.

Les fournisseurs qui souhaitent exercer leur droit à l'ARENH en font donc la demande auprès de la CRE, en transmettant les prévisions de consommation de leurs clients pendant les heures de faible consommation nationale. Les prévisions détaillées, tout comme les droits calculés pour chaque fournisseur ne sont connues que de la CRE et du fournisseur.

Quel niveau de prix a été retenu pour l'ARENH ?

L'article L337-14 du code de l'énergie dispose que le prix de l'ARENH doit être représentatif des conditions économiques de production d'électricité par les centrales nucléaires [historiques] sur la durée du dispositif []. , c'est-à-dire jusqu'en 2025.

Ce prix tient compte de l'addition :

  • d'une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l'activité ;
  • des coûts d'exploitation ;
  • des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l'extension de la durée de l'autorisation d'exploitation ;
  • des coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d'installations nucléaires de base

Sur la période 2011-2025, le prix de l'ARENH devra donc refléter les coûts complets du parc nucléaire historique. A compter du 1er janvier 2012, le prix de l'ARENH a été fixé par décision ministérielle à 42€/MWh hors taxe.

Une analyse réalisée par la CRE, qui inclut les coûts que la Commission estime pertinents pour refléter les conditions économiques de production de l'électricité nucléaire historique, a conduit à définir un prix de l'ARENH compris dans une fourchette de 36 à 39€/MWh.

L'écart entre cette fourchette et le prix de 42 €/MWh est justifié par le Gouvernement par une prise en compte anticipée des investissements indispensables à la mise en sécurité des centrales nucléaires, le niveau et le calendrier des investissements étant particulièrement incertains suite à l'accident intervenu dans la centrale nucléaire japonaise de Fukushima.L'Etat a ainsi clairement tranché en faveur d'EDF, alors que ses concurrents souhaitaient bénéficier d'un prix moins élevé (GDF demandait ainsi un niveau de prix de l'ordre de 35€/MWh).

De plus, la loi NOME a programmé la disparition des tarifs réglementés de vente de l’électricité à destination des professionnels de taille moyenne et importante : les tarifs réglementés jaune et vert ont en effet disparu le 1er janvier 2016.

Bilan de l'entrée en vigueur du dispositif de l'ARENH

Sur le segment des grands consommateurs d'électricité, particulièrement attentifs au prix de l'énergie, le dispositif a eu un impact sensible. Ainsi, la part de marché des fournisseurs alternatifs sur ce segment est passée de 25,5 % à 29,6 % en volume entre mai et septembre 2011, soit une augmentation de 16 % (+ 7,2 TWh).

Cette progression, qui demeure marginale, est due au fait que les fournisseurs alternatifs ne sont, dans les conditions d'approvisionnement actuelles sur les marchés de gros et avec un prix de l'ARENH à 42 € /MWh, pas toujours en mesure de proposer des offres plus compétitives que les tarifs jaunes et verts, ceci d'autant plus qu'ils supportent des frais complémentaires spécifiques au dispositif ARENH (constitution des garanties bancaires, financement du besoin de fond de roulement, etc.) pouvant représenter jusqu'à 50 centimes d'euro par MWh.

L'impact de l'ARENH sur le marché des clients résidentiels et petits professionnels n'est quant à lui pas significatif, bien que le rythme d'ouverture de ce marché s'accroisse sensiblement. En effet, la contestabilité* du tarif réglementé de vente bleu n'est toujours pas assurée dans le cadre d'un approvisionnement à l'ARENH et au marché de gros, quelle que soit l'hypothèse de prix de marché retenue. Les fournisseurs qui disposent de moyens d'approvisionnement plus persifiés, notamment de production, pour compléter cet approvisionnement au marché, (tels que GDF Suez avec 7,1 Gigawatts de capacité installée en France ou E.ON numéro 3 en France avec 3,2 GW de capacité installée), pourraient être dans la situation de proposer des offres plus compétitives. Toutefois, la concurrence sur les moyens de production est aujourd'hui très peu développée. Les concurrents d'EDF ne disposent pas d'un parc de production amorti et financé par le contribuable, et connaissent des coûts 30 à 40 % plus élevés selon le mode de production d'électricité retenu hors nucléaire.

*La contestabilité est le droit offert aux fournisseurs d'électricité et de gaz de proposer aux consommateurs des offres plus compétitives que celles dont ils bénéficient.

Dans le cadre de la suppression des tarifs réglementés jaune et vert, les clients professionnels concernés sont dans l'obligation de souscrire une offre de marché. Pour en savoir plus sur la disparition de ces tarifs au 1er janvier 2016, découvrez les infos essentielles (démarches, procédures, offres de marché intéressantes, etc.) dans les vidéos ci-dessous.

Fin du tarif jaune : que faire ?
Fin du tarif vert : que faire ?

 En parallèle, la loi NOME confirme la notion de service public chère à la France

Les fournisseurs alternatifs se sont vus imposer des obligations. La loi NOME crée en effet une obligation de capacité. Cette disposition fait obligation à tout fournisseur de se trouver en situation de répondre à la demande en électricité de son parc de clients.

Afin de satisfaire cette obligation, les fournisseurs alternatifs peuvent :

  • disposer de capacités de production de pointe en propre ;
  • disposer de capacités de production de pointe virtuelles ;
  • disposer de capacités d’effacement : autrement dit, être en mesure de demander à certains consommateurs d’électricité de renoncer, avec un préavis très bref, à une consommation d’électricité.

Par ailleurs, la loi NOME a confirmé que les tarifs réglementés de vente de l’électricité aux consommateurs résidentiels et aux petits consommateurs non résidentiels ne disparaitraient pas.

Enfin, la loi NOME a fait évoluer l’organisation de la Commission de Régulation de l’Energie. Elle comporte désormais 5 membres (un président et deux membres nommés par le président de la République et deux autres membres nommés respectivement par le président de l’Assemblée nationale et du Sénat). En outre, les prérogatives de la CRE ont été étendues puisque cette autorité administrative indépendante s’est vue renforcer dans son rôle de régulateur des marchés de l’énergie.

Bilan de la loi NOME

Siège d'EDF

Le siège d'EDF

L’entrée en vigueur de la loi NOME a entraîné l’extinction des poursuites de la Commission européenne contre la France. L’organe exécutif de l’Union européenne a donc par exemple accepté que les tarifs réglementés à destination des particuliers et des petits consommateurs professionnels soient maintenus en échange de la disparition des tarifs réglementés concernant les moyens et gros professionnels.

De manière plus générale, la loi NOME a rendu possible l’existence d’une concurrence sur le marché de l’électricité. Au 30 juin 2013, 17% des quantités d’électricité fournies l’étaient ainsi par un fournisseur alternatif (c’est-à-dire autre qu’EDF). Toutefois, la concurrence sur le marché de l’électricité reste bien moindre que sur le marché du gaz naturel en raison des conditions encore difficiles d’exercice pour les fournisseurs alternatifs. Le prix de l’ARENH reste par exemple relativement élevé et ne permet pas l’existence d’une concurrence plus importante. A titre de comparaison, au 30 juin 2013, 36% des quantités de gaz étaient livrées par un fournisseur alternatif.

Quelles sont les préconisations de la CRE pour une meilleure efficacité du dispositif ?

Le 18 février 2013, la CRE a remis son premier rapport de surveillance sur les marchés de détail de l'électricité et du gaz. Elle y fait notamment sept propositions pour corriger les biais concurrentiels du dispositif de l'ARENH, propositions qui ont été saluées par l'AFIEG (Association française indépendante de l'électricité et du gaz) :

  • réduire le délai de 45 jours entre le dépôt du dossier de demande d'ARENH et le début de la période de livraison ;
  • modifier la période de référence pour le calcul des volumes d'ARENH afin de mieux tenir compte des heures de faible consommation ;
  • assouplir la clause de monotonie afin de permettre aux fournisseurs alternatifs d'adapter leurs offres en cas d'évènement extérieur imprévisible (croissance du portefeuille, ralentissement de l'activité industrielle) ;
  • proposer au moins deux dates possibles de paiement de la facture ARENH à EDF (actuellement le paiement se fait avant le dernier jour du mois de livraison) ;
  • réduire la garantie bancaire à 6 mois ;
  • élargir la liste des agences de notations habilitées à noter les entreprises garantes ;
  • corriger l'asymétrie engendrée par le complément de prix ;

Enfin, la CRE considère que le décret fixant la méthodologie de détermination du prix de l'ARENH devrait permettre de donner une visibilité sur son évolution pluriannuelle.

Selectra est le 1er comparateur des offres des fournisseurs d’électricité et de gaz en France, avec 172 000 contrats signés par son intermédiaire en 2016.

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