.png)
.png){kind=small}
.png)
Depuis sa mise en place en 2011, l’ARENH pour “Accès régulé à l’électricité nucléaire historique”, joue un rôle essentiel sur la marché de l’électricité en France.
Le mécanisme ARENH a été instauré le 7 décembre 2010 par la loi NOME elle-même issue des travaux de la Commission Champsaur. Cette loi visait à favoriser une réelle ouverture à la concurrence du marché de l’électricité en France.
Qu‘est-ce que l‘Arenh ?
Le dispositif ARENH permet aux fournisseurs d’électricité alternatifs de bénéficier d’un volume de production d’électricité nucléaire d’EDF, à un tarif régulé fixé à 42 €/MWh.
Ce volume d’ARENH est limité à 100 TWh (25% de la production nucléaire d’EDF), réparti entre tous les fournisseurs alternatifs qui en font la demande.
Rappel : le volume d’ARENH 2022 a été porté à 120 TWh à un prix de 46,5 €/MWh. Le but de ce dispositif provisoire était d’aider les fournisseurs et les consommateurs à faire face à la flambée des prix de l'électricité.
L'ARENH est un mécanisme propre à la France, en raison de l'importance de son parc nucléaire national.
Ce dispositif présente l'avantage de ne pas être directement affecté par les fluctuations des prix de marché, ce qui permet de protéger partiellement les consommateurs finaux français contre les hausses de prix lorsque le marché dépasse le seuil fixé à 42 €/MWh.
L’ARENH en 3 dates clés :
- 7 décembre 2010 : instauration de la Loi NOME (Nouvelle organisation du marché de l’électricité)
- 11 juillet 2011 : mise en place de l’ARENH
- 1er janvier 2026 : fin de l’ARENH
Le rôle du nucléaire dans le paysage énergétique français
Pour comprendre pleinement le mécanisme de l'ARENH, il est essentiel de prendre en compte la place prépondérante de l'énergie nucléaire dans la production d'électricité en France.
Dans les années 1970, en réponse aux crises pétrolières, la France a choisi d'investir massivement dans l'énergie nucléaire afin de garantir son indépendance énergétique.
Ce choix stratégique a façonné le secteur électrique du pays, et aujourd'hui encore, il continue de dominer le mix énergétique français.
Selon les données de 2023 fournies par RTE (Réseau de Transport d'Électricité), l'énergie nucléaire représente 64,81% de la production d'électricité en France.
En conséquence, la majorité des consommateurs français sont alimentés en électricité produite à partir de l'atome, une spécificité notable en Europe. En effet, sur les 166 réacteurs nucléaires en activité répartis dans 17 pays, 56 sont situés en France.
L'intégralité du parc nucléaire français est gérée par EDF, le fournisseur historique d'électricité.
C'est dans ce contexte que l'ARENH a été instauré via la Loi NOME, afin de réguler l'accès à cette production nucléaire à bas coût pour les fournisseurs alternatifs et de promouvoir la concurrence sur le marché français de l'électricité.
Comment sont calculés les droits ARENH ?
Le volume d’ARENH que chaque fournisseur alternatif peut acquérir est déterminé en fonction des prévisions de consommation de ses clients, particulièrement pendant les périodes de faible demande, comme les heures creuses.
Selon la CRE, “un consommateur d’électricité résidant en France métropolitaine procure à son fournisseur un droit à l’ARENH, déterminé selon l’arrêté du 17 mai 2011 relatif au calcul des droits à l’ARENH. La CRE calcule au préalable (ex ante) ces droits en se fondant sur les prévisions de consommation transmises par les fournisseurs.”
Définition des Heures ARENH
Qu‘est-ce que l‘écrêtement ARENH ?
L'écrêtement se produit lorsque la demande d’ARENH des fournisseurs dépasse la capacité disponible de 100 TWh.
Dans ce cas, une régulation est mise en place pour répartir équitablement l’accès à l’électricité nucléaire entre les différents acteurs.
Les fournisseurs doivent alors se fournir au prix de marché de gros afin de s’approvisionner des volumes d’électricité manquants.
Comment est fixé le calcul de l‘écrêtement ?
En 2023, par exemple, les demandes ont atteint 148,3 TWh, entraînant un taux d’attribution de 67,43%.
Cela signifie que 32,57% de la demande a été écrêtée, obligeant les fournisseurs à se tourner vers le marché de gros pour acheter l'électricité manquante à un prix nettement supérieur, avoisinant les 480 €/MWh à l’époque.
Les fournisseurs répercutent cette différence de coût sur leurs clients, ce qui entraîne une majoration des prix de l'électricité.
En fonction du profil de consommation de chaque client, notamment en fonction de sa consommation sur les heures creuses et les jours fériés, le droit ARENH varie généralement entre 70 et 80% de la consommation annuelle.
Ainsi, pour l’année 2023, l’écrêtement a entraîné une hausse de prix estimée entre 70 et 90 €/MWh pour les entreprises.
Quel est le taux d‘écrêtement pour l‘année 2024 ?
Le guichet ARENH 2024, a eu lieu le 16 novembre 2023, mais c’est le 1er décembre 2023 que la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) a publié les chiffres relatifs aux demandes d'ARENH pour l’année 2024.
102 fournisseurs ont soumis des demandes totalisant 130,45 TWh.
Après ajustement de la CRE, ce volume d’ARENH a été corrigé à 130,41 TWh, soit un taux d’attribution de 76,68%.
En conséquence, le taux d’écrêtement pour 2024 était de 23,32%, inférieur aux 32,57% observés en 2023.
Les fournisseurs ont alors acheté les volumes d’électricité manquants sur le marché de gros, où les prix pour 2024 étaient à leur niveau le plus bas depuis deux ans (45,1 €/MWh en Semaine 51 pour le prix Spot hebdomadaire).
Pourquoi le taux d‘écrêtement ARENH a-t-il évolué ?
Depuis la mise en place de l'ARENH en 2011, six épisodes d’écrêtement ont été enregistrés, concentrés sur les 6 dernières années. Plusieurs facteurs expliquent cette tendance croissante :
L‘augmentation de la concurrence sur le marché français
Elle s’explique par la multiplication des fournisseurs alternatifs cherchant à bénéficier de l’électricité nucléaire à bas prix.
La hausse des prix de l‘énergie sur les marchés de gros
L’ARENH devient plus attractif pour les fournisseurs cherchant à minimiser leurs coûts d’achat d’électricité
Les incertitudes sur les tarifs de l‘électricité
Elles sont principalement liées à la volatilité des marchés de l’énergie, aux évolutions du cadre réglementaire et aux variations de la production (nucléaire, renouvelable).
Évolution du taux d’écrêtement de l’ARENH :
À savoir : le guichet ARENH pour l’année 2025 sera clôt le 21 novembre 2024. Le taux d’attribution d’ARENH retenu par la CRE pour le calcul dans les TRVE 2025 du coût d’approvisionnement des volumes d’ARENH non attribués est de 74,68% sur la base d’une demande d’ARENH pour 2025 égale à 133,9 TWh.
L’ARENH continue de jouer un rôle déterminant dans le paysage énergétique français, en régulant l’accès à l’électricité nucléaire pour les fournisseurs alternatifs et en maintenant une certaine compétitivité sur le marché de l’électricité.
Toutefois, les écrêtements fréquents et les fluctuations des prix sur les marchés de gros rappellent les défis inhérents à la gestion d’un système énergétique complexe et interconnecté.
Quel mécanisme pour remplacer l‘ARENH en 2026 ?
La fin du dispositif ARENH est prévue pour le 31 décembre 2025.
À partir du 1er janvier 2026, un nouveau mécanisme portant sur 100% de la production d’électricité d’EDF et non plus 25%, devrait prendre sa suite.
Le gouvernement a tout d’abord semblé trouver un accord fin 2023 avec EDF sur un prix du MWh d’électricité nucléaire estimé à 70€. Ce prix de référence apporterait à EDF une certaine rentabilité.
Deux dispositifs appliqués en parallèle sont pour le moment envisagés :
Le premier dispositif est le Versement Universel Nucléaire (VUN). Il est basé sur un couloir de prix. Si le seuil des 70 €/MWh est dépassé, des taxes progressives sont appliquées.
Il s’agit ici d’une forme de redistribution des bénéfices excédentaires d’EDF aux consommateurs et à l’État.
La deuxième solution est axée sur des Contrats d'Allocation de Production Nucléaire (CAPN).
Ces nouveaux contrats de fourniture ne concernent que les industriels électro-intensifs.
Les contractants participent aux coûts de production des centrales nucléaires françaises d’EDF et perçoivent en échange de gros volumes d'électricité représentant 50 à 70% de leurs besoins sur de longues durées (plus de 10 ans). Des enchères menées en parallèle permettront l’achat anticipé d’électricité nucléaire.
À savoir : la CRE a émis un rapport en novembre 2023 indiquant les prévisions de coûts complets du nucléaire existant.
Ils sont estimés à :
60,7 €/MWh pour la période 2026-2030 ;
59,1 €/MWh pour la période 2031-2035 ;
57,3 €/MWh pour la période 2036-2040.
