Fin de la régulation du marché de l'électricité en France en 2025: quel champ des possibles ?
Le point sur le marché de l'électricité dans l'Hexagone avec une deadline cruciale. Celle de la lort annoncée de l'ARENH qui régule le marché depuis 2010. Marché hybride ou modèle hyper-réglementé, deux modèles s'affrontent avec au coeur les questions de l'Europe, du long et du court terme.
Je m'abonneLe compte à rebours est lancé. En 2025, l'ARENH (Accès régulé à l'énergie nucléaire historique) prendra fin, ce qui rebattra les cartes du marché de l'électricité en France. Créé en 2010 dans le cadre de la loi Nome, ce dispositif permet aux fournisseurs alternatifs d'énergie d'avoir accès, à moindre frais, à une partie de la production d'électricité nucléaire d'EDF. "Le marché doit également évoluer compte tenu du risque de rater la phase de réindustrialisation entamée après la pandémie, à cause des prix actuels de l'énergie", a par ailleurs souligné Henri Reboullet, p-dg du fournisseur Vatenfall Energies, lors d'une table ronde organisée dans le cadre du 13e congrès de Gazelec. Tout l'enjeu est de rendre le marché de gros de l'électricité efficient d'un point de vue prix, approvisionnement et décarbonation. Ce qui permettrait aux utilisateurs finaux, et en particulier aux entreprises, de mieux contrôler leur budget énergétique ainsi que leur production.
Modèle réglementé ou hybride ?
La conférence fut l'occasion pour différents experts d'avancer plusieurs propositions. Frank Roubanovitch, président de CLEEE (une association de grands consommateurs industriels et tertiaires français d'électricité et de gaz) soumet l'hypothèse d'un modèle très réglementé : celui de l'acheteur unique. "Dans ce système un acheteur unique public achète l'ensemble de la production électrique puis répartit les produits de la vente de l'électricité via un système de Contract for Difference (CfD, voir encadré, ndlr)", détaille-t-il. De son côté, Nicolas de Warren, président de l'Union des industries utilisatrices d'énergie (Uniden) prône un marché hybride, qui juxtaposerait le marché de gros actuel avec de nombreux contrats long terme, comme des PPA (power purchase agreement, ou contrat d'achat d'énergie), qui peuvent être conclus entre un producteur d'énergie et un consommateur (grandes entreprises, industriels, grande collectivité, etc.). "Les évolutions doivent être réalisées au niveau européen, afin d'éviter une fragmentation du marché", précise-t-il. Pour sa part, Timothée Furois, sous-directeur des marchés de l'énergie et des affaires sociales à la DGEC, estime que "le marché de gros doit être conservé pour ses signaux court terme permettant d'organiser la production". Pour les signaux de prix long terme, ce dernier propose de pousser pour des CfD (Contract for Differene, cf. encadré) couverts par l'État.
Zoom sur le CfD appliqué au marché de l'électricité
Dans le domaine de l'électricité, le Contract for Difference (CfD) est un type de contrat passé entre une autorité publique et un exploitant d'une centrale de production. Plus concrètement, l'exploitant vend son électricité au prix de marché, puis :
-Si le prix de marché est inferieur au prix garanti par le CfD, l'autorité publique verse la différence à l'exploitant.
-Si le prix de marché est supérieur au prix garanti par le CfD, l'exploitant verse la différence à l'autorité publique.
Les verbatim à retenir:
Henri Reboullet (Vatenfall Energies) : "Le marché doit évoluer compte tenu du risque de rater la phase de réindustrialisation entamée après la pandémie, à cause des prix actuels de l'énergie".
Frank Roubanovitch (CLEEE) : "Dans ce système un acheteur unique public achète l'ensemble de la production électrique puis répartit les produits de la vente de l'électricité via un système de Contract for Difference".
Nicolas de Warren (Uniden) : "Les évolutions doivent être réalisées au niveau européen, afin d'éviter une fragmentation du marché".
Timothé Furois (DGEC) : "Le marché de gros doit être conservé pour ses signaux court terme permettant d'organiser la production".
