Organisation du marché de l'électricité

Le marché de la production et de la fourniture d’électricité a progressivement été ouvert à la concurrence au niveau européen au début des années 2000. Mais la France a choisi de maintenir un niveau important d’intervention publique dans ce secteur. Dix ans après l’entrée en vigueur de la loi « nouvelle organisation du marché de l’électricité », dite loi « NOME », la Cour des comptes a choisi d’évaluer cette politique publique. Ses constats et recommandations sont encore renforcés dans le contexte actuel de flambée des prix de l’énergie.

La loi NOME répondait à différents objectifs. D’abord, permettre la concurrence entre les fournisseurs d’électricité. Ensuite garantir aux consommateurs français des prix stables et qui soient en ligne avec les faibles coûts de production du parc nucléaire, qui est la source principale d’électricité en France. Il s’agissait aussi d’assurer le financement de ce parc et enfin de disposer de capacités de production suffisantes pour garantir à tout moment l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, y compris lors des pointes de consommations hivernales.

La Cour des comptes a donc cherché à évaluer si les outils mobilisés par cette loi ont permis d’atteindre ces objectifs. Premier outil, les tarifs règlementés de vente proposés par EDF et auxquels les deux tiers des ménages sont encore abonnés. Pour permettre le développement de la concurrence, de nouvelles modalités de calcul s’appliquent à ces tarifs depuis 2015 : elles tiennent compte des coûts d’approvisionnement des fournisseurs dit alternatifs (par opposition aux fournisseurs historiques, c’est-à-dire principalement EDF). Avec l’augmentation des parts de marché de ces fournisseurs alternatifs, les tarifs réglementés sont devenus de plus en plus dépendants des prix de marché : il perdent alors en stabilité et risquent de s’éloigner des coûts de production de l’électricité en France. Dans la situation actuelle de très forte tension sur les prix de l’énergie, s’il n’y avait pas eu les mesures exceptionnelles du « bouclier tarifaire », ces tarifs auraient ainsi augmenté de 35% en février 2022. Deuxième outil, l’ARENH, l’« accès régulé à l’électricité nucléaire historique », permet aux fournisseurs alternatifs d’acheter jusqu’à 100 TWh d’électricité produits par le parc nucléaire d’EDF à un prix régulé de 42 €/MWh. Selon les estimations de la Cour, ce mécanisme est bien à l’origine d’une redistribution de la rente nucléaire. Pour autant, il n’a pas empêché que les recettes tirées de la production du parc nucléaire couvrent les coûts comptables de ce parc sur la période 2011-2021, avec une marge d’1,7 Md€. Mais des difficultés ont commencé à apparaître depuis 2016 et cette couverture pourrait être de moins en moins assurée au fil des années.Troisième outil, le « mécanisme de capacité » vise à garantir une disponibilité suffisante des moyens de production d’électricité au moment des pics de consommation hivernaux. Il s’agit notamment d’éviter que certains moyens de production non rentables mais utiles l’hiver ne ferment. Mais ce mécanisme a un coût, répercuté aux consommateurs à hauteur de 500 M€ à 1,2 Md€ selon les années. Or, il rémunère certaines filières, notamment le parc nucléaire, au-delà de ce qui serait strictement nécessaire pour garantir la sécurité d’approvisionnement.Au total, La Cour considère que les effets de l’intervention publique sur les marchés de l’électricité ne sont plus ni lisibles ni pilotables et qu’on ne peut plus garantir que les objectifs initiaux de la loi NOME soient atteints. C’est pourquoi elle recommande notamment, à très court terme, de réviser les modes de calcul des tarifs réglementés, et, au-delà de ça, de clarifier les objectifs poursuivis, dans la perspective d’un réexamen des outils de l’intervention publique, avec la fin programmée de l’ARENH, prévue pour fin 2025 et la révision du mécanisme de capacités.